EKSPLORASI ZONA DALAM / UPSIDE POTENTIALS SEBAGAI UPAYA PEREMAJAAN / REJUVENATION LAPANGAN TUA GUNUNG KEMALA, PRABUMULIH

Transkripsi

1 IATMI PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, November EKSPLORASI ZONA DALAM / UPSIDE POTENTIALS SEBAGAI UPAYA PEREMAJAAN / REJUVENATION LAPANGAN TUA GUNUNG KEMALA, PRABUMULIH K. Novian Syafrin PT Pertamina EP DOH SBS, Prabumulih Erwinsyah PT Pertamina EP DOH SBS, Prabumulih ABSTRAK Exploration campaign pada Zona Dalam telah dilakukan oleh Pertamina sejak tahun 1997, saat dibornya Prospek Tapus sedalam m. Tahun 2001 dicanangkan Production Enhancement Project (PEP), yaitu proyek rejuvenation terhadap struktur-struktur tua, seperti di Gunung Kemala (GNK) yang ditemukan tahun Struktur ini berada + 10 km baratlaut Prabumulih dengan kedalaman sumur m, memiliki obyektif batupasir Formasi Talang Akar/TAF. Salah satu program rejuvenation adalah Pemboran Zona Dalam/Upside Potentials (UP). Obyektif utama Lapangan Old GNK adalah batupasir TAF yang diproduksi dari 78 sumur (sampai dengan 1998) di m. Tahun 2002 dibor GNK-X m yang menembus Zona UP, dari 2150 m (didefenisikan sebagai puncak zona upside potentials) hingga 2650 m (tebal m), dimasukkan sebagai TAF, dan dikategorikan prospek HC. Dari 2650 m hingga 3400 m, dianggap sebagai Formasi Lahat (LAF) yang tidak ekonomis. Kumulatif produksi (31 Desember 2004) = MMSTBO dan BCFG. Mencapai peak production 3150 BOPD tahun 1987, saat ini produksi harian 900 BOPD, dengan porsi 30 % (300 BOPD) dari 2 sumur UP (GNK-X3 dan GNK-X4). Struktur GNK merupakan perangkap asymmetric fault-bent fold dari Sesar Naik Lematang yang memiliki strike hampir timur-barat. Terdapat beberapa sesar normal yang memotong tegak lurus strike sesar tadi, sehingga membagi oil pool GNK menjadi 4 sektor. Telah dibor 7 sumur UP, sedangkan pada tiap-tiap sektor dibor paling sedikit 1 sumur appraisal UP, sehingga disimpulkan, bahwa Sektor 1 dan 2 adalah yang terbaik. (Gambar 1). Lapangan ini diapit oleh lapanganlapangan penghasil hidrokarbon : Benuang, Prabumulih Barat, Limau dan Tapus. Ditemukan oleh Bataafsche Petroleum Mij tahun 1933 melalui sumur eksplorasi GNK-01. Hingga saat ini (Sep 05) telah memiliki 85 sumur dengan 7 sumur yang terbaru merupakan sumur pembuktian prospek UP yang tersebar di setiap sektor. Gambar 1 Peta lokasi Lapangan Gunung Kemala Pencarian migas di wilayah kerja Pertamina DOH SBS telah berlangsung lebih dari 1 abad. Hasil perjalanan panjang ini telah meninggalkan lapangan lapangan migas tua baik ditinjau dari segi cadangan maupun fasprod yang telah digunakan. Proses penuaan ini akan mengakibatkan kematian dalam industri migas, sehingga perlu dilakukan langkah peremajaan/rejuvenasi pada lapangan-lapangan tua tersebut. Program Production Enhancement Project (PEP) yang dimulai pada tahun 2001 menerapkan Konsep Rejuvenasi tersebut di DOH SBS dengan model seperti yang terlihat pada Gambar 2. PENDAHULUAN Lapangan Gunung Kemala terletak ± 10 km di sebelah baratlaut Kotamadya Prabumulih 1

2 PAST PRESENT FUTURE MATURATION MARGINAL FIELDS SEC. REC. TER. REC (? ) EXISTING FIELDS EXTENSION / DEEPER POLE UPSIDE (NEW DISCOVERY?) POTENTIAL REJUVENATION Gambar 2. Siklus produktivitas suatu lapangan minyak Geologi Lapangan Gunung Kemala Secara geologi, Lapangan Gunung Kemala terletak pada Graben Limau dan merupakan suatu jalur antiklinorium : Pendopo, Benuang, Gunung Kemala, Prabumulih Barat, Talang Jimar sampai ke Ogan (Gambar 3). Gambar 4. Time structure map Penyekat 2 (Near top of UP) Pembuatan kolom stratigrafi Lapangan Gunung Kemala berdasarkan hasil pembelajaran pemboran 7 sumur UP dapat dilihat Gambar 5. Keberhasilan operasi pemboran yang menembus total kedalaman 3400 m pada sumur GNK-X1, GNK-X4 dan GNK-X7 telah membuktikan keberadaan formasi terdalam endapan Tersier yakni Formasi Lahat. Litologi formasi terdiri dari shale abu-abu hingga coklat tua, nonkarbonatan pada bagian atas dan karbonatan di bagian bawah, dengan sisipan batupasir yang kadang-kadang tidak terkonsolidasi dengan baik. Penemuan batuan karbonatan ini dipertegas lagi oleh hasil logging FMI pada sumur GNK-X7 yang menunjukkan batuan karbonat tersebut mempunyai porositas primer (interparticle) dan porositas sekunder (fracture, vugs dan channeling [Gambar 6]. Gambar 3 Komplek Graben Limau, Lapangan GNK terletak pada suatu jalur Antiklinorium dan berada di utara Sesar Naik Lematang. Struktur GNK merupakan perangkap asymetric fault-bent fold dari Sesar Naik Lematang yang memiliki strike hampir timur barat. Sebagai penyeimbang/pelepasan gaya kompresi Sesar Naik Lematang maka terbentuklah sesar nomal yang mempunyai pola strike relatif berpola arah utara selatan (Gambar 4.). Sesar-sesar normal tersebut kemudian membagi Struktur Gunung Kemala 4 sektor kompartemen oil pool. 2

3 Zonasi Foram Nanno Polen UMUR KELOMPOK FORMASI TEBAL (m) LITOLOGI Fasies TERESTERIAL LITHORAL NERITIC NERITIC DEEP Kwarter Pliosen MEF 360 Terdiri dari claystone abu-abu muda, lunak sticky, non karbonatan, dengan sisipan batulanau, batupasir dan batubara tebal. N6 - N15 NN5 Florschuetzia levipoli N5-N6 P22 NN3-NN4 < NN2 > NP25 F. trilobata Lanagiopollis sp.1 Mayeripollis Miosen Oligosen Akhir Tengah Awal Akhir Awal PALEMBANG Air Benakat TELISA Gumai BRF Talang Akar Lahat >200 Terdiri dari claystone tebal berselangseling dengan shale abu-abu, lunak, non karbonat, dengan sisipan batulanau dan batupasir abu-abu kehijauan mengandung glaukonit. Terdiri dari shale abu-abu muda kadang kecoklatan, sisipan napal coklat muda dan batugamping putih lunak. Batugamping, putih, coklat muda, keras menengah, sebagian chalky dan kristalin Terdiri dari perselingan batupasir tebal dengan shale, batupasir abu-abu muda di bagian atas gampingan dan mengandung glaukonit, dibagian bawah tidak gampingan, lepas, dengan sisipan batubara. Shale hitam keras, vein kalsit dengan sisipan batugamping putih-putih susu di bagian bawah. Batugamping, putih pucat, putih keabuabuan, chalky, lunak-keras sedang, sdkt kristalin, porositas jelek, sdkt pyrit. Shale, abu2 terang, strong calcareous Gambar 5 Kolom Stratigrafi Gunung Kemala (UP Team, 2003, 2005) Gambar 6 Sebahagian FMI image dari dari batuan karbonat di GNK- X7 ( m MD) yang menunjukkan porositas primer (interpraticle) dan porositas sekunder (fracture, vugs dan channeling). Pemetaan Geofisika Lapangan Gunung Kemala Kajian hasil pemboran sumur UP yang pertama (GNK-X1), memperlihatkan terdapat ± 80 lapisan reservoar, tetapi hanya 64 lapisan yang mengidentifikasikan hidrokarbon. Berdasarkan sumur ini pula, kemudian dibuat batasan antara reservoar prospek existing dengan reservoar prospek UP. Adapun yang dimaksud dengan pendefinisian reservoar prospek existing adalah reservoar yang terdalam yang pernah diproduksikan sebelum pemboran GNK-X1, sedangkan pendefinisian reservoar prospek UP adalah reservoar yang terletak di bawah prospek existing. Gambar 7 memperlihatkan pembagian zona existing dan UP. Marker geologi yang tertera pada gambar tersebut: penyekat-1, penyekat-2 dan penyekat-3 adalah batuan dengan litologi shale yang tebal yan secara genetik akan melampar secara meluas. Penyekat-penyekat tersebut kemudian digunakan untuk keperluan pemetaan geofisika guna mendapatkan bentuk struktur Lapangan Gunung Kemala. Terdapat lapisan shale tebal lainnya, yang disebut sebagai Benakat Shale yang merupakan anggota Formasi Lahat, tetapi tidak ekonomis karena tidak berkembang lapisan reservoir yang memadai, serta cap rock mengalami perekahan akibat aktivitas tektonik sehingga mengalami leaking. 3

4 GNK-X.1 KB 32 1 m Penyekat I ZONA EKSISTING Penyekat II Penyekat III ZONA UPSIDE POTENTIAL Benakat Shale Gambar 8 Well seismic tie sumur GNK-X1 dengan menggunakan VSP Setelah melakukan pengikatan data seismik, kemudian dilakukan penelusuran (tracing) pada data 2D seismik untuk melihat bentuk penyebaran dari event geologi diatas. Hasil pemetaan seismik untuk penyekat-1 dapat dilihat pada Gambar 9, pemetaan penyekat-2 telah ditampilkan pada Gambar 4, sedang peta penyekat-3 dapat dilihat di Gambar 10. Gambar 7. Zona penghasil di Gunung Kemala (ref GNK-X1) terdiri atas zona existing dan zona UP. Untuk keperluan pemetan geofisika dari marker marker yang telah teridentifikasi pada log sumur GNK-X1 (penyekat-1, peyekat- 2 dan penyekat- 3) maka diperlukan data borehole geofisika untuk melihat posisi event geologi tersebut di data surface seismik. Data borehole geofisika (vertical seismic profiling) yang terdapat di Lapangan Gunung Kemala ada sebanyak 6 sumur dari 7 sumur UP. Dari ke enam sumur tersebut dibuatkan seismic well tie, dan salah satunya terlihat seperti Gambar 8 (GNK-X1). Hasil korelasi borehole seismik dengan surface seismik memperlihatkan penyekat- 1 terletak di base BRF, penyekat- 2 terletak di near top of UP sedangkan untuk melakukan pemetaan marker geologi penyekat- 3 di intra UP. Gambar 9. Time structure map penyekat- 1 (Base BRF) 4

5 oleh secondary migration melalui sesar naik maupun sesar normal. Gambar 10. Time structure map penyekat- 3 (Intra UP) Hasil pemetaan seismik dari ketiga-tiga event geologi tersebut memperlihatkan struktur antiklin dengan puncaknya mendekati Sesar Naik Lematang. Kegunaan lain hasil pemetaan seismik adalah untuk membantu pemetaan korelasi antar sumur guna pemetaan lapisanlapisan reservoar tipis yang tidak terlihat oleh resolusi seismik. Salah satu hasil korelasi geologi yang searah dengan Sesar Naik Lematang dapat dilihat pada Gambar 11. Gambar 12. Pengisian hidrokarbon pada zona UP berlangsung secara insitu migration Adapun lokasi kitchen paling potensial untuk di Lapangan Gunung Kemala terletak di sektor I dan sektor II. Hasil ini ditunjukkan oleh peta isochore (ketebalan waktu) dari intra UP ke near top of UP (Gambar 13). Dari Gambar tersebut terlihat sektor I dan sektor II lebih tebal dari sektor-sektor lainnya, hal ini menunjukkan di sektor tersebut dulunya adalah dalaman. Karena merupakan dalaman maka terjadi penumpukkan sedimen yang cukup tebal di sana yang merupakan batuan induk untuk menghasilkan hidrokarbon. Gambar 11. Hasil korelasi geologi yang searah dengan Sesar Naik Lematang Source Rock dan Migration Perangkap hidrokarbon Di Lapangan Gunung Kemala, yang terbukti terisi hidrokarbon pada zona existing maupun zona UP terletak pada kedalaman 1600 sd 2650 m, oil window berdasarkan penelitian BATM Trisakti, 2003 terjadi pada kedalaman ± 1900 m. Jadi berdasarkan fakta ini maka untuk lapisan zona UP pengisian hidrokarbon disebabkan oleh primary migration/insitu migration (Gambar 12). Sedangkan untuk reservoar yang lebih dangkal dari 1900 m pengisian hidrokarbon disebabkan Gambar 13. Isochore map (peta ketebalan waktu) dari intra UP ke near top of UP Strategi Pengembangan UP Gunung Kemala 5

6 Hasil evaluasi post mortem dari sumur-sumur pemboran UP untuk keseluruhan sektor di Gunung Kemala dapat dilihat pada Tabel 1. Dari tabel tersebut terlihat pada zona UP yang paling menarik dan menguntungkan adalah di sektor I dan sektor II. Tabel 1. Hasil evaluasi pemboran Upside Potentials Gunung Kemala Well Secto r Existing (m) Actual Net Pay Upside Total Pot. (m) Thickness (m) Actual Production Oil, bopd Bean, mm Gas, Mmsc f GNK-X.1 II SA/ GNK-X.2 III SA/ GNK-X.3 II SA/ GNK-X.4 IV SB/OF 64 - GNK-X.5 I SA/ GNK-X.6 II SB/OF 17 - GNK-X.7 II SB/OF 42 - Hasil perolehan hidrokarbon yang sangat memuaskan di sektor I dan II berkorelasi dengan petroleum system yang terdapat di sana yakni: adanya kitchen, dan insitu migration yang terjadi pada zona UP. Berdasarkan fakta-fakta ini maka prospek pengembangan zona UP akan diarahkan ke sektor tersebut. Untuk pengembangan sektor ini juga dimasukkan analisa data produksi/reservoar dari sumur sumur yang telah ada. Sumur-sumur yang terletak di sebelah utara sumbu antiklin, relatif cepat mengalami kenaikan kadar air ketimbang yang berada di sebelah selatannya. Adanya penemuan cadangan minyak dan gas pada zona UP, memberikan efek yang berganda. Disamping perolehan migas yang didapat, gas yang terproduksi dari zona UP digunakan untuk optimasi produksi pada zona existing, yaitu sebagai artificial gas lift supplier. Kasus dimatikannya sesaat sumur GNK-X3 yang memproduksikan gas HP (lihat Tabel 1) untuk perbaikan kebocoran di well head, mengakibatkan penurunan produksi yang cukup signifikan dari 900 BOPD menjadi 300 BOPD, akibat hilangnya suplai gas HP yang digunakan untuk artificial gas lift di Lapangan Gunung Kemala. KESIMPULAN Konsep rejuvenasi dalam rangka peremajaan suatu lapangan telah mengilhami penemuan zona prospek upside potentials di Struktur Gunung Kemala. Setelah melakukan assessment data melalui 7 pemboran upside potentials yang menyebar di setiap sektor, hasilnya menunjukkan zona upside potentials yang paling menarik dikembangkan berada di sektor I dan sektor II dengan total depth pemboran 2650 m. Penemuan cadangan gas pada zona UP memberikan efek berganda, karena gas yang terproduksi digunakan sebagai articial gas lift supplier bagi lapisan-lapisan existing yang sudah depleted. REFERENSI BATM Trisakti (2003), Laporan analisa Sidewall Core (Biostratigrafi, Routine, SEM, X-Ray, Petrografi & Geokimia) Sumur GNK-79 Interval m. 6