BAB IV UNIT RESERVOIR

Transkripsi

1 BAB IV UNIT RESERVOIR 4.1. Batasan Zona Reservoir Dengan Non-Reservoir Batasan yang dipakai untuk menentukan zona reservoir adalah perpotongan (cross over) antara kurva Log Bulk Density (RHOB) dengan Log Neutron Porosity (NPHI) yang merepresentasikan porositas sebenarnya. Bulk density sendiri merupakan fungsi dari densitas matriks, porositas, dan densitas fluida pada pori. Sedangkan neutron porosity mengukur konsentrasi ion hidrogen dalam suatu formasi. Batasan zona reservoir juga ditentukan dengan Log SP (Spontaneous Potential) dimana harga SP untuk batulempung atau serpih akan cenderung konstan dan membentuk kurva SP yang relatif lurus (shale baseline). Sedangkan zona atau lapisan yang permeabel ditandai dengan adanya defleksi kurva SP dari shale baseline Korelasi Reservoir Sebelum memulai korelasi, terlebih dahulu dibuat well model dengan mengikatkan kolom stratigrafi interval batuan intibor Sumur Logan 06 dengan data log yang bersangkutan (Lampiran 4). Korelasi dilakukan pada 17 sumur yang terdapat di Lapangan Logan. Data yang digunakan untuk korelasi adalah data log sumur, berupa Log Gamma Ray, Spontaneous Potential, Resistivity, Bulk Density, dan Neutron Porosity. Korelasi merupakan suatu metoda untuk membedakan unit stratigrafi yang ekivalen dalam hal waktu, umur, dan posisi stratigrafi (Tearpock dan Bischke, 1991). Pada prinsipnya kolerasi dilakukan untuk mengetahui distribusi lateral fasies pengendapan yang ada. Menerus atau tidaknya suatu fasies pengendapan

2 akan terlihat dari korelasi. Oleh karena itu kolerasi dapat digunakan untuk memprediksi arah perkembangan fasies pengendapan. Hasil kolerasi yang didapat akan berpengaruh terhadap peta bawah permukaan yang dihasilkan kemudian terutama geometri dan distribusi suatu fasies pengendapan. Kedua hal tersebut dapat digunakan untuk untuk menginterpretasi sumber sedimen dan arah relatif sedimentasi pada waktu pembentukan fasies tersebut. Metoda yang coba diterapkan dalam pengerjaan korelasi adalah metoda litostratigrafi dimana marker utama yang digunakan adalah batubara karena memiliki penyebaran yang relatif luas. Pada data log, batubara ditunjukkan dengan nilai gamma ray yang rendah hingga sangat rendah, nilai resistivitas yang sangat tinggi, dan nilai bulk density serta nilai neutron porosity yang sangat rendah. Flatening dilakukan pada kemunculan terakhir lapisan batubara berumur Miosen Awal yang menunjukkan top dari Anggota Gita Formasi Talang Akar. Korelasi yang dikerjakan sebanyak enam penampang korelasi yaitu satu korelasi yang berarah utara-selatan, dua korelasi berarah timur laut-barat daya, dua korelasi berarah baratlaut-tenggara, dan satu korelasi berarah barat-timur. Penampang korelasi berarah utara-selatan dan baratlaut-tenggara memberikan gambaran arah pengendapan dan sumber sedimen, sedangkan penampang korelasi arah barat-timur dapat digunakan untuk merekonstruksi perkembangan penampang tipe endapan penyusun reservoir Reservoir-Reservoir Studi Pada Anggota Gita Formasi Talang Akar Berdasarkan batasan-batasan antara zona reservoir dengan non-reservoir yang telah dibuat sebelumnya maka didapatkan tiga unit reservoir yang kemudian dijadikan objek studi penelitian tugas akhir. Reservoir-reservoir tersebut terdiri dari reservoir X, Y, dan Z. Reservoir X terletak di kedalaman 5126 TVDSS 5139 TVDSS, reservoir Y terletak di kedalaman 5242 TVDSS 5249 TVDSS, dan reservoir Z terletak di kedalaman 5279 TVDSS 5292 TVDSS berdasarkan data log dan batuan intibor

3 Unit Reservoir Z Reservoir Z teridentifikasi pada batuan intibor Sumur Logan 06 di kedalaman 5279 TVDSS 5292 TVDSS. Reservoir Z tersusun oleh litofasies Sb, Sf, Sw, dan Sp dengan ketebalan asosiasi fasies ± 11 kaki. Berdasarkan log gamma ray, asosiasi fasies ini memperlihatkan motif bell-shape dengan nilai gamma ray (GR) rendah (13 22 GAPI) (Gambar 4.1.). NPHI GR Resistivity RHOB Reservoir GR Y 0 SP NPHI Resistivity RHOB Reservoir Z Batupasir, coklat gelap hingga terang, sisipan karbon, pasir sangat halus hingga sedang, matriks lempung, non karbonatan, terpilah baik, membundar tanggung hingga menyudut tanggung, kemas tertutup, porositas sedang, mineral mafik, struktur sedimen berupa flaser, gelombang (wavy), bioturbasi, getas. Batupasir, coklat gelap hingga terang, sisipan karbon, pasir sedang hingga kasar, matriks lempung, non karbonatan, terpilah baik hingga sedang, membundar tanggung hingga menyudut tanggung, kemas tertutup, porositas baik hingga sedang, mineral mafik, struktur sedimen berupa flaser, lapisan silang siur sejajar, getas. Gambar 4.1. Letak Interval Batuan Intibor Unit Reservoir Z Pada Data Log di Kedalaman 5279 TVDSS

4 Karakteristik log tersebut di atas digunakan sebagai dasar pendekatan elektrofasies untuk asosiasi fasies tidal distributary channel pada sumur-sumur yang tidak memiliki data batuan intibor. Porositas rata-rata dari reservoir yaitu sebesar 27.7%. Berdasarkan analisis petrografi yang dilakukan oleh PT Robertson Utama Indonesia pada tahun 2001, pada interval reservoir Z di kedalaman 5284 SSTVD menunjukkan litologi berupa Quartz Arenite Sandstone (Gambar 4.2). Gambar 4.2. Gambar Sayatan Tipis Pada Interval Reservoir Z di Kedalaman 5284 SSTVD (PT Robertson Utama Indonesia, 2001) Data seismik menunjukkan pola refleksi yang relatif kontinyu. Kontinuitas refleksi tersebut menunjukkan konsistensi kemenerusan lateral refleksi Penelusuran horizon pada data seismk dilakukan pada horizon yang mendekati top

5 reservoir Z yang memiliki refleksi relatif kuat dan menerus secara lateral (Gambar 4.3). Logan 06 Logan 12 Logan 01 Logan 04 Logan A-07st Logan 03 Top Gita Top Reservoir X Top Reservoir Y Top Reservoir Z Gambar 4.3. Penampang Seismik Utara-Selatan Lapangan Logan (Proyeksi Terhadap Lintasan Korelasi Litostratigrafi Utara-Selatan) Pada peta struktur kedalaman top reservoir Z menunjukkan tinggian berada pada bagian selatan dan relatif berarah baratlaut-tenggara dengan kedalaman yang semakin bertambah ke arah utara dan baratlaut. Struktur geologi yang berkembang umumnya didominasi oleh sesar-sesar normal berarah utaraselatan dan antiklin dengan sumbu berarah utara-selatan pada bagian barat daerah penelitian (Gambar 4.4.)

6

7 lateral antar sumur. Di bagian tengah masih berkembang baik serta relatif menerus. Perubahan fasies juga terjadi di bagian tengah. Ketebalan fasies tidal distributary channel semakin ke arah utara relatif semakin berkurang atau menipis (Lampiran 5). Pada penampang stratigrafi (korelasi litostratigrafi) timurlaut-baratdaya, fasies tidal distributary channel reservoir Z berkembang baik serta relatif menerus di sebelah baratdaya. Di sebelah timur-laut relatif menerus. Perubahan fasies terjadi di bagian tengah. Pada penampang stratigrafi (korelasi litostratigrafi) timurlaut-baratdaya II, berkembang di bagian tengah hingga ke sebelah timurlaut tetapi tidak menerus karena adanya perubahan fasies (Lampiran 5). Pada penampang stratigrafi (korelasi litostratigrafi) baratlaut-tenggara, fasies tidal distributary channel (reservoir Z ) yang berkembang baik serta relatif menerus di sebelah tenggara dan di sebelah baratlaut. Sedangkan di bagian tengah relatif tidak berkembang. Ketebalan fasies tidal distributary channel semakin ke arah baratlaut relatif semakin berkurang atau menipis. Pada penampang stratigrafi (korelasi litostratigrafi) baratlaut-tenggara II, fasies tidal distributary channel (reservoir Z ). Sedangkan di sebelah tenggara, juga berkembang tetapi tidak menerus karena adanya perubahan fasies. Di sebelah baratlaut berkembang tetapi tidak menerus juga karena adanya perubahan fasies (Lampiran 5) Pada penampang stratigrafi (korelasi litostratigrafi) barat-timur di sebelah barat, fasies tidal distributary channel (reservoir Z ) berkembang baik serta relatif menerus ke arah tengah. Pada bagian tengah tidak berkembang tetapi berkembang baik serta relatif menerus di sebelah timur (Lampiran 5). Ketebalan Net Sand dan Posisi Reservoir Z di Kedalaman Reservoir Z memiliki distribusi lateral yang relatif luas dan ketebalan yang cukup tebal sehingga dapat membuktikan bahwa asosiasi fasies tersebut merupakan memiliki potensi untuk menjadi reservoir hidrokarbon. Pembuatan

8 peta isopach net sand ditujukan untuk dapat menggambarkan pola distribusi penyebaran reservoir. Peta isopach net sand yang dibuat dapat menggambarkan pola penyebaran distribusi reservoir pada setiap proses sedimentasi yang terjadi. Berdasarkan data log yang tersedia, maka ketebalan net sand pada masing-masing sumur dapat dihitung seperti yang ditunjukkan pada tabel di bawah ini (Tabel 4.1.) : Sumur Ketebalan Net Sand (Kaki) Kedalaman (TVDSS) Logan Logan Logan Logan Logan Logan Logan Logan Logan Logan SW Logan A SW Logan A-06st SW Logan A SW Logan A-08st SW Logan A SW Logan A SW Logan A Tabel 4.1. Data Kedalaman dan Ketebalan Net Sand Unit Reservoir Z Geometri dan distribusi reservoir Z menunjukkan pola asosiasi fasies tidal distributary channel. Peta isopach net sand memperlihatkan pola penyebaran umum tidal distributary channel yang relatif berarah baratlaut-tenggara (Gambar 4.5.). Arah aliran atau sumber sedimen dari fasies tidal distributary channel ini diperkirakan berasal dari arah baratlaut menuju tenggara atau dari arah utara menuju selatan