Cut-off Porositas, Volume shale, dan Saturasi Air untuk Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatra Selatan

Transkripsi

1 Cut-off Porositas, Volume shale, dan Saturasi Air untuk Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatra Selatan Bambang Triwibowo Jurusan Teknik Geologi FTM UPN Veteran Yogyakarta Abstract The values of cut-off porosity (Φ), volume of shale (Vsh), and water saturation (Sw) from an oil/gas field or well require to be determined to know the netpay (h), this h parameter is later used as one of the important factor for the calculation of hydrocarbon reserves Analyze the cut-off conducted at well-o, C oil/gas field based on well log data, core data report and drill steam test data with qualitative, quantitative, petrophysic modelling, and crossed plot method. The result of the Φ, Vsh, and Sw oil reservoir cut-off successively 10%, 0,27 v/v, and 0.65 v/v, while the cut-off Φ, Vsh, and Sw for the gas reservoir are 9%, 0,32 v/v, and 0,71 v/v. Sari Harga cut-off porositas (Φ), volume shale (Vsh), dan saturasi air (Sw) dari suatu sumur atau lapangan minyak/gas bumi perlu ditentukan untuk mengetahui besarnya netpay (h). Besaran h ini nantinya digunakan sebagai salah satu faktor penting untuk perhitungan cadangan hidrokarbon. Analisis cut-off dilakukan pada sumur O lapangan C berdasarkan data log, laporan inti batuan, dan data test sumuran dengan metode kualitatif, kuantitatif, pemodelan petrofisik, dan gambar silang. Hasilnya untuk reservoir minyak cut-off Φ, Vsh, dan Sw berturut-turut 10%, 0,27 v/v, dan 0.65 v/v. Sedangkan cut-off Φ, Vsh, dan Sw untuk reservoir gas 9%, 0,32 v/v, dan 0,71 v/v. Kata Kunci: cut-off, porositas, volume shale, saturasi air, cadangan. Pendahuluan Eksplorasi, eksploitasi, pengembangan lapangan minyak/gas bumi, dan pengembangan lanjut lapangan minyak/gas bumi selalu melakukan perhitungan sumberdaya atau cadangan hidrokarbon. Salah satu faktor yang mempengaruhi perhitungan cadangan adalah volume bulk batuan reservoir. Volume bulk ini dihitung berdasarkan luasan reservoir dikalikan dengan ketebalannya. Yang dimaksud dengan ketebalan di sini adalah ketebalan netpay. Netpay adalah ketebalan reservoir yang mengandung hidrokarbon. Untuk menentukan netpay perlu dicari harga cut-off porositas (Φ), volume shale (Vsh), dan saturasi air (Sw).

2 Berdasarkan harga-harga cut-off yang akan dicari inilah maka dapat diperoleh angka/ketebalan netpay dari gross reservoir. Untuk menentukan berapa harga cut-off masing-masing parameter petrofisik (Φ, Vsh, dan Sw) digunakan metode kualitatif, kuantitatif, petrofisik, dan statistik/gambar silang berdasarkan data log, inti batuan, dan data tes sumuran. Pendekatan untuk perhitungan ini mengacu kepada ketentuan yang dikeluarkan oleh BP. Migas ( ), yang telah disosialisasikan di beberapa perguruan tinggi, lembaga penelitian dan perusahaan minyak. Pada kesempatan ini penulis bermaksud melakukan kajian perhitungan cut-off tersebut pada Lapangan C dengan berdasarkan data Sumur O yang berada di Cekungan Sumatra Selatan. Data Sumur O mencakup data log sumur, data inti batuan sumur, dan data tes sumuran. Tahapan kajian ini diawali dengan melakukan metode kualitatif, yakni menentukan kualitas data, interpretasi litologi, menentukan zona poros dan permeabel yang selanjutnya disebut zona reservoir. Tahap selanjutnya adalah menginterpretasi kandungan fluida di zona poros dan permeabel tersebut di mana terdapat zona air, zona minyak, dan gas. Berikutnya digunakan metode kuantitatif, berupa penentuan kedalaman zona reservoir dan diteruskan dengan pemodelan petrofisik pada zona reservoir tersebut. Tahap terakhir adalah menggunakan metode statistik dengan melakukan penggambaran silang beberapa parameter petrofisik untuk menentukan nilai cut-off. Hasil gambar silang ini dipadu dan dicek ulang dengan data analisa inti batuan (berdasarkan laporan yang ada) serta data tes sumuran. Analisis Inti Batuan (core) Analisis inti batuan dilakukan untuk menentukan dan meyakinkan interpretasi litologi berdasarkan log serta mengetahui kualitas log khususnya log sinar gama, resisitivitas, neutron dan densitas. Analisis ini juga dilakukan untuk menentukan harga tortuositas (a), sementasi (m), dan eksponen saturasi (n) serta mengetahui hubungan antara porositas inti batuan dan permeabilitas (permeability transform). Hasil analisis inti batuan yang kemudian digunakan untuk pemodelan petrofisik antara lain: Kualitas log sinar gamma, resistivitas, dan netron-densitas baik. Harga tekstural parameter a=1, m= 1,82 dan n= 1,85. Korelasi antara porositas dan permeabilitas cukup baik dengan persamaan y = 1,0504x + 0,0116 dan R 2 = 0,8123. Water Resistivity : F or 14,850 ppm NaCl. Pemodelan Petrofisik Pemodelan petrofisik dilakukan pada batuan reservoir yang berdasarkan analisa kualitatif didominasi oleh batu pasir dengan beberapa sisipan serpih pada kedalaman md. Berdasarkan ciri litologinya, reservoir ini termasuk dalam formasi Talangakar bagian bawah. Secara kualitatif, dengan menggunakan metode pintas dikenali kandungan air pada kedalaman md, kandungan minyak pada kedalaman md, dan gas pada

3 kedalaman sumur md. Hasil pemodelan petrofisik dapat dilihat pada Gambar 1 dan secara vertikal harga-harga parameter petrofisik yang diperoleh, khususnya porositas, volume shale dan saturasi air disajikan pada Tabel 1. Ketiga parameter tersebut sangat penting peranannya, selain untuk menentukan cut-off, nantinya akan digunakan pula dalam perhitungan cadangan minyak/gas bumi secara volumetrik. Berikut ini adalah rumus perhitungan cadangan secara volumetrik. Untuk minyakbumi; Keterangan: 7758 Ah φ OOIP = B o ( 1 ) S w OOIP A h Φ Sw Bo : Original Oil In Place : luas area : tebal (netpay) : porositas : saturasi air : faktor volume formasi untuk minyak Untuk gasbumi; ( 1 S ) Ah φ OGIP = B g w Keterangan: OGIP A h Φ Sw Bg : Original Gas In Place : luas area : tebal (netpay) : porositas : saturasi air : faktor volume formasi untuk gas

4 GR_1 30 GAPI DEPTH FEET S-1 TVD FEET 6100 ELEVATION(TVD) FEET LLD_1 OHMM RHOB_ G/C NPHI_1 V/V LLM_1 dt 0.2 OHMM US/F 40 PICKS.LITH COAL_ VSH_1 V/V PHIE_1 V/V POR_1 % SWE_1 V/V CORE_SW_1 % PERM_1 MD CORE_PERM_1 MD Gambar 1. Hasil Pemodelan Petrofisik Sumur O Lapangan C

5 Tabel 1. Tabulasi Hasil Perhitungan Petrofisik Reservoir TAF MD CNL DRH GRST ILD POR SW VSH

6 Analisis dan Pembahasan Hasil pemodelan petrofisik terutama porositas, volume shale, dan saturasi air akan disusun dan ditabulasikan pada zona reservoir. Secara umum hasil tersebut selaras dengan data yang diperoleh dari analisa laboratorium untuk inti batuan, sehingga dapat dilakukan metode gambar silang/statistik untuk menentukan cut-off. Cut-off porositas dan volume shale dilakukan secara bersamaan, sedangkan cut-off Sw merupakan hasil gambar silang antara Sw dengan Water Cut (Wc). Wc diperoleh dari data inti batuan berupa Kro, Krw, µw dan µo serta Sw. Cut-off ditentukan pada harga Wc=98%. Cut-off Porositas dan Volume shale Cut-off porositas dan volume shale ditentukan berdasarkan gambar silang kedua harga hasil perhitungan petrofisik reservoir. Untuk reservoir minyak dan gas, masing-masing dilakukan dengan gambar silang tersendiri. Pada reservoir minyak, terlihat akumulasi data porositas mengumpul di sebelah kanan (lebih besar dari) harga porositas 10%. Hal itu berarti harga tersebut merupakan cut-off porositas untuk reservoir minyak di Sumur O. Pada gambar silang yang sama terlihat batas tertinggi nilai volume shale sebesar 0.27 v/v (Gambar 2). Sedangkan untuk reservoir gas terbaca harga cut-off porositas sedikit lebih kecil, yakni 9% dan dengan cut-off volume shale sebesar 32%/ 0,32 v/v (Gambar 3). Setelah dilakukan cek ulang dengan data tes sumur, terbukti bahwa tes yang menghasilkan hidrokarbon berada di kedalaman dengan porositas dan volume shale yang sesuai dengan batasan harga cut-off tersebut. Porositas vs Vshale (Gas) Vshale Porositas Gambar 2. Gambar Silang Porositas vs Vshale (Minyak) Cut-off Porositas 10% (0.10 v/v) dan cut-off Vshale 0.27 v/v

7 Por vs Vshale (minyak) Vshale % Porositas Gambar 3. Gambar Silang Porositas vs Vshale (Gas) Cut-off Porositas 9% (0.09 v/v) dan cut-off Vshale 0.32 v/v. Cut-off Saturasi Air Cut-off saturasi air ditentukan berdasarkan gambar silang antara Water cut (Wc) dengan Saturasi air (Sw). BP Migas ( ) telah mengeluarkan acuan bahwa Sw dihitung pada Wc 98%. Selanjutnya, hasil cut-off dicek ulang dengan data tes sumuran (Drill Steam Test) untuk mengetahui apakah mengalir atau tidak. Data untuk gambar silang diperoleh dari data petrofisik dan data analisa inti batuan Sumur O. Dari laporan final sumur, dijumpai adanya data 4 tes sumuran sehingga dapat digunakan sebagai kontrol/cek ulang. Hasil gambar silang Wc dan Sw dari data sumur lapangan C dapat dilihat pada Gambar 4 dan 5. Sumbu Y merupakan nilai Wc dan sumbu X merupakan nilai Sw. Pada gambar tersebut cut-off Sw ditentukan pada nilai Wc 98%, yakni sebesar 0.65 v/v untuk reservoir minyak dan 0.71 v/v untuk reservoir gas. Makna nilai ini adalah untuk harga Sw lebih besar dari 0.65 v/v atau 0.71 v/v tidak diperhitungkan sebagai netpay, yang dihitung sebagai netpay hanyalah harga Sw sama dan/atau kurang dari cut-off Sw.

8 Water Cut vs Sw % WC % Sw Gambar 4. Gambar Silang Sw dan WC menunjukkan cut-off Sw untuk minyak sebesar 65% Water Cut vs Sg WC % % Sg Kesimpulan Gambar 5. Gambar Silang Sw dan WC menunjukkan cut-off Sw untuk gas sebesar 71%

9 Reservoir sumur O yang berada di kedalaman md berupa batu pasir dengan kandungan air, minyak, dan gas. Harga cut-off porositas untuk minyak sebesar 10%. Nilai porositas reservoir dibawah 10% tidak diperhitungkan untuk netpay. Sedangkan harga cut-off porositas gas sebesar 9%. Harga cut-off volume shale lapangan C sebesar 0.27% atau 0.27 v/v untuk minyak dan 32% atau 0,32 v/v untuk gas. Reservoir minyak dengan volume shale > 27% dan reservoir gas dengan Vshale >32% tidak diperhitungan sebagai netpay. Harga cut-off saturasi air untuk reservoir minyak lapangan C sebesar 0.65 v/v, dan cut-off Sw reservoir gas 0.71 v/v. Hal ini berarti reservoir dengan Sw lebih besar dari cut-off tidak diperhitungkan sebagai netpay. Daftar Pustaka Asquith, G. B and Gibson, C.R Basic Well Log Analysis for Geologist. Tulsa, AAPG. Bishop, M. G South Sumatra Basin Province, Indonesia The Lahat/Talangakar Cenozoic Total Petroleum System. USGS Open File Report. Crain, E. R The Log Analysis Handbook Volume 1: Quantitative Log Analysis Methods. Pennwell Books, Tulsa, Oklahoma, USA. De Coster, G. L The Geology of The Central and South Sumatra Basin. Indon. Petroleum Assoc. Proc. P Ginger, D and Fielding, K The Petroleum System And Future Potential Of The South Sumatra Basin, Indonesia. Petroleum Assoc. 30th Ann. Conv. Proc., p Harsono, A Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Service. Heidrik, T. L dan Aulia, K A Structural and Tectonic Model Of The Coastal Plain Block South Sumatra Basin. Indon. Petroleum Assoc., Proc. John, T. D Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation. Penn-Well Books, Penn Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma. Rider, M The Geological Interpretation of Well Logs. Scotland. Suksmana, D dan Gunawan S Acuan Studi Geologi, Geofisika, dan Reservoir. BP MIGAS (tidak dipublikasikan).