Gambar 3.21 Peta Lintasan Penampang

Transkripsi

1 Gambar 3.21 Peta Lintasan Penampang Korelasi tahap awal dilakukan pada setiap sumur di daerah penelitian yang meliputi interval Formasi Daram-Waripi Bawah. Korelasi pada tahap ini sangat penting untuk proses penelitian selanjutnya karena berdasarkan korelasi secara umum ini diperoleh batasan objek penelitian. Korelasi dilakukan berdasarkan penelitian terdahulu berupa korelasi biostratigrafi dan pola log. Korelasi dilakukan menggunakan konsep stratigrafi sikuen dengan menghubungkan titik-titik yang dianggap memiliki kesamaan waktu (Gambar 3.17). Korelasi tersebut telah dilakukan oleh PT. BP Indonesia berdasarkan biostratigrafi untuk menentukan batas bawah dan batas atas interval reservoir. Berdasarkan hasil interpretasi fasies sedimentasi pada daerah penelitian dapat diketahui bahwa pada satu lobe log GR terdiri dari dua asosiasi fasies yang berbeda dan dapat diinterpretasikan memiliki karakteristik yang berbeda sesuai dengan kondisi pengendapannya. Dari interpretasi elektrofasies pada sumur yang memiliki data batuan inti dapat diketahui bahwa fasies arsitektur slope fan complex memiliki bentukan pola log yang progradasi dan retrogradasi dalam satu siklus, sedangakan fasies arsitektur basin floor fan memiliki pola log yang agradasi dan fasies arsitektur prograding complex menujukan pola 41

2 log yang progradasi. Pemahaman elektrofasies pada sumur yang memiliki data batuan inti akan digunakan sebagai model acuan dalam penarikan garis-garis korelasi lainnya pada sumur-sumur lain di daerah penelitian yang tidak memiliki data batuan inti. Korelasi detil ini diharapkan mampu menggubungkan fasies-fasies pengendapan dalam waktu yang sama pada daerah penelitian. Selain korelasi log pattern yang diintegrasikan dengan data batuan inti, korelasi juga dibantu oleh marker biostratigrafi dari data perusahaan PT. Horizon Geoconsulting (Lampiran 1). Berdasarkan hubungan pola log GR dan hasil deskripsi batuan inti serta kaitannya dengan elektrofasies pada sumur RA-1, RA-2, RA-3 dan RA-4 dapat diinterpretasikan bahwa terdapat 8 garis korelasi berdasarkan interpretasi pola log Korelasi terdiri atas delapan interval reservoir yang dibatasi oleh delapan komponen sikuen yaitu : MFS 1.0 sebagai datum korelasi, SB, 1.0,FS 1.1,MFS 1.1, MFS 1.2, MFS 1.3, MFS 1.4, MFS 2.0, SB 1.2. MFS 1.0 dicirikan oleh melimpahnya fosil T.operculata, Prinsius spp. 2 & 3. FS 1.1 dicirikan oleh melimpahnya fosil F.magnus. MFS 1.2 dicirikan oleh melimpahnya fosil F.pileatus, F.biliii dan F.ulii. MFS 1.3 dicirikan oleh melimpahnya fosil F.tympaniformis, F.ulii, F.bilii dan F.Pileatus. MFS 1.4 dicirikan oleh melimpahnya fosil H.riedelii, H.kleinpelii dan D.multiradiatus. MFS 2.0 dicirikan oleh melimpahnya fosil Z.sigmoides dan S.biskayae. Sikuen pengendapan terdiri atas LST (Lowstand System Tract) dan HST (Highstand System Tract). Batupasir yang menjadi target daerah penelitian adalah batupasir yang terdapat pada interval reservoir dua dan interval reservoir lima yang terdiri atas batu pasir asosiasi fasies submarine channel dan batupasir basin floor fan (simbol X pada Gambar 3.22). 42

3 43 Gambar 3.22 Penampang Korelasi NW-SE

4 Garis-garis korelasi ini membatasi bagian atas dan bawah dari suatu unit fasies arsitektur sehingga untuk mempermudah melihat gambaran diberi warna seperti di atas. Berdasarkan garis korelasi ini, zona reservoir dibagi menjadi enam unit aritektur fasies yaitu ( dari tua ke muda ) : Interval Reservoir 1 (basin plain), Interval Reservoir 2 (basin floor fan), Interval Reservoir 3, Interval Reservoir 4, Interval Reservoir 5, (slope fan complex), Interval Reservoir 6, Interval Reservoir 7 (prograding complex) dan Interval Reservoir 8 tidak diketahui. Delapan interval pengendapan terjadi saat sikuen LST dan HST. Berdasarkan analogi model hasil korelasi di atas, dilakukan pengaplikasian korelasi detil pada penampang yang lain (Lampiran 7 dan 8). Hasil korelasi detil ini diharapkan mampu menggambarkan penyebaran fasies secara lateral pada daerah penelitian. 3.4 Pemetaan Geometri Reservoir Pemetaan Gross Facies Interval Reservoir Peta geometri endapan menggambarkan penyebaran lateral batuan reservoir. Peta geometri endapan ini identik dengan peta gross interval reservoir. Pembuatan peta geometri endapan dilakukan dengan cara mengelompokan setiap sumur yang memiliki tipe endapan dan karakter log yang sama. Kemudian dilakukan perhitungan ketebalan gross interval pada setiap fasies di semua sumur yang ada. Nilai-nilai ketebalan disetiap sumur ini menjadi acuan untuk membuat kontur ketebalan. Pada tahap pemetaan gross interval ini dihasilkan delapan peta gross facies unit. Untuk geometri basin floor fan dan slope fan complex mengacu pada bentuk geometri kipas laut dalam yang dibuat oleh Walker dan Mutti (1973) dalam Mutti (1992) (Gambar 3.14).. 44

5 Gambar 3.23 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 1. Interval Reservoir (Gambar 3.23) dibatasi di bagian bawah oleh MFS 1.0 yang merupakan titik ikat korelasi pada daerah penelitian dan di bagian atas oleh SB 1.0. Fasies ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies basin plain pada sikuen HST, ditunjukan oleh pola log retrogradasi pada bagian bawah dan progradasi bagian atas.pada fasies ini ditemukan litofasies batulempung kemerahan (G) yang bersifat karbonatan, batulempung ini diendapkan sebagai endapan suspensi-lampiran 3. Pada fasies ini ditemukan Ostracoda, Ammobacolites Sp. dan Batisiphon (berdasrkan data biostratigrafi) yang menjadi indikasi bahwa setting pengendapan pada daerah ini dimulai dengan lingkungan pengendapan laut dalam.dari data gross terlihat penebalan ke arah Tengagara. Fasies memiliki geometri memanjang NW-SE. Nilai gross terbesar pada RA-6 dan RA-2 dan nilai gross terkecil pada RA

6 Gambar 3.24 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 2. Fasies dua (Gambar 3.24) dibatasi di bagian bawah oleh SB 1.0 dan bagian atas oleh FS 1.1 Fasies ini diinterpretasikan sebagai endapan basin floor fan pada sikuen LST, ditunjukan oleh pola log agradasi pada bagian bawah dan retrogradasi bagian atas. Pada fasies ini ditemukan litofasies batupasir masif karbonatan (B1), batupasir laminasi karbonatan (C1), batupasir perselingan batulempung (D), dan batupasir bioturbasi (E)-lampiran 3. Batupasir bioturbasi mengindikasikan endapan paparan batupasir pada kondisi tidak terganggu, kondisi ini menjadi syarat untuk fauna hidup pada endapan batupasir ini. Endapan ini diienterpretasikan diendapkan dengan mekanisme gravity mass flow. Dari data gross terlihat penebalan ke arah Selatan. Fasiies ini memiliki geometri kipas dengan arah N-S. Nilai gross terbesar pada RA-6 dan RA-3 dan nilai gross terkecl pada RA-5 dan RA-4. 46

7 Gambar 3.25 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 3. Interval Reservoir (Gambar 3.25) dibatasi di bagian bawah oleh FS 1.1 dan bagian atas oleh MFS 1.1. Interval Reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies slope fan complex, pada sikuen LST. Arsitektur Fasies ini dicirikan dengan pola log serrated yang mengindikasikan endapan lereng. Pada fasies ini ditemukan litofasies batupasir masif (B1), batupasir laminasi (C1) dan debris (F)-lampiran 3. Endapan debris dan batupasir dengan struktur ripup-clast mengindikasikan mekanisme debris flow pada lereng di atas basin floor fan. Dari data gross terlihat ketebalan utama pada daerah RA-1 yang diinterpretasikan dekat dengan lereng (slope). Dari data gross dapat terlihat geometri endapan pada sikuen ini memanjang berarah NW-SE. Nilai gross terbesar ada pada RA-1 dan terendah pada RA-5. 47

8 Gambar 3.26 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 4. Interval Reservoir 4 ( Gambar 3.26) dibatasi dibagian bawah oleh MFS 1.1 dan bagian atas oleh MFS 1.2. Interval Reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies slope fan complex, pada sikuen LST. Fasies ini dicirikan dengan pola log serrated yang mengindikasikan endapan lereng, pola retrogradasi yang mengindikasikan endapan submarine-channel. Terdiri atas batupasir laminasi(c),batupasir perselingan dengan batulempung (D) dan debris (F) pada sumur RA-3-lampiran 5. Endapan debris mengindikasikan mekanisme debris flow pada lereng laut dalam. Dari data gross terlihat ketebalan utama pada daerah RA-1 yang diinterpretasikan dekat dengan lereng (slope). Endapan ini diinterpretasikan merupakan perkembangan dari kipas laut dalam.dari data gross dapat terlihat geometri endapan pada sikuen ini memanjang berarah NW-SE. Nilai gross terbesar ada pada RA-1 dan terendah pada RA-5. 48

9 Gambar 3.27 Peta Gross Isopach Imterval Reservoir 5 Interval Reservoir 5 ( Gambar 3.27) dibatasi dibagian bawah oleh MFS 1.2 dan bagian atas oleh MFS 1.3. Interval reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies slope fan complex pada sikuen LST. Fasies ini dicirikan dengan pola log progradasi pada sumur RA-2 dan retrogradasi pada sumur RA-8. Terdiri atas konglomerat(a),batupasir masif (B),batupasir laminasi(c), batupasir perselingan dengan batulempung (D) debris (F) dan batulempung abu-abu (G). Pada sumur RA-8 terdapat perulangan litofasies A,B dan C yang diinterpretasikan sebagai endapan submarine channel-lampiran 2. Pada sumur RA-2 litofasies B,C dan E dengan pola mengasar ke atas yang diinterpreasikan sebaga overbank channel lampiran 4. Dari data gross dapat terlihat geometri endapan pada sikuen ini memanjang berarah N-S. Nilai gross terbesar ada pada RA-6 dan terendah pada RA-1. 49

10 Gambar 3.28 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 6. Interval Reservoir 6 (Gambar 3.28) dibatasi di bagian bawah oleh MFS 1.3 dan di bagian atas oleh MFS 1.4. Interval reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies prograding complex pada sikuen LST. Fasies ini dicirikan oleh adanya beberapa pola log progradasi pada beberapa interval kedalaman sumur RA-2, RA-3 dan RA-6. Terdiri atas litofasies batupasir masif (B), batupasir laminasi( C), batupasir bioturbasi (E) dan batulempung abuabu (G) pada RA-3-lampiran 6. Deskripsi batuan inti menunjukan pola mengasar ke atas (progradasi). Dari data gross terlihat geometri lobe yang memanjang N-S, lalu nilai gross yang tinggi pada sumur RA-6 dan RA-4 mengindikasikan adanya pengendapan dari arah yang berbeda. Nilai gross terbesar ada pada RA-7 dan terendah pada RA-2. 50

11 Gambar 3.29 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 7. Interval reservoir 7 (Gambar 3.29) dibatasi di bagian bawah oleh MFS 1.4 dan di bagian atas oleh SB 1.1. Interval ini dicirikan oleh pola log agradasi dibagian bawah lalu pola progradasi di bagian atas. Dari data log terdapat endapan yang tebal pada RA-4 mengindikasikan sumber sedimentasi yang berbeda. Data log mengindikasikan dalam terdapat lapisan tipis batupasir, namun secara umum interval ini mengindikasikan endapan sedimen halus. Pola peta gross menunjukan geometri memanjang N-S.Nilai gross tebesar pada sumur RA-6 dan terendah pada RA-3. 51

12 Gambar 3.30 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 8. Interval reservoir 8 (Gambar 3.30) dibatasi di bagian bawah oleh SB 1.1. dan dibagian atas oleh MFS 2.1. Fasies dicirikan oleh pola log progradasi pada sumur RA-2 dan sumur RA-4 yang signifikan pada interval tersebut. Fasies ini tidak dapat diidentifikasi secara pasti, namun pola progradasi dan ketebalan goss isopach mengindikasikan pola log deltaik atau endapan lobe baru, namun dengan sumber sedimentasi yang berbeda. 52

13 3.4.2 Pemetaan Net Sand Unit Interval Reservoir Pada net reservoir menggambarkan penyebaran batupasir yang efektif yang berfungsi sebagai reservoir. Peta net sand unit ini merupakan peta yang menghubungkan ketebalan batupasir yang sama. Peta ini menggambarkan penyebaran tubuh reservoir yang sebenarnya. Ketebalan net sand diperoleh dari gross interval yang memiliki nilai Vshale lebih kecil dari harga ambang (cut-off) sebesar 50 %. Pengambilan harga ambang ini berdasarkan atas analisis hubungan nilai Vshale dan porositas total. Harga volume of shale diperoleh dari pemrosesan kurva log gamma ray di setiap sumur berdasarkan persamaan umum linier sebagai berikut : Vsh = GRN Grmin / GR max GR min Keterangan : Vsh = Volume of Shale / Jumlah Kandungan Lempung GRN GRNmin GRNmax = Bacaan log Gamma Ray (API) = Bacaan log Gamma Ray paling rendah = Bacaan log Gamma Ray paling tinggi Vsh(v/v) 1 PHIT vs VShale 0,9 0,8 0,7 Shale 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 Tight Sand Sand 0,1 0 Porositas(v/v) 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 Gambar 3.31 Crossplot porositas total dan Vshale pada sumur RA-2 Pada penelitian ini diasumsikan bawa sand (batupasir bersih) merupakan batupasir dengan kandungan lempung yang rendah dan memiliki porositas yang baik, sedangkan shale 53

14 merupakan batupasir-batulempung yang memiliki kandungan lempung yang tinggi dan porositas yang rendah. Pada gambar 3.31 dapat terlihat hubungan antara porositas dan vshale dari sumur RA-2, dari keseluruhan sebaran titik yang ada dapat dipisahkan tiga kumpulan data, yaitu kumpulan data dengan porositas tinggi dan nilai vshale yang rendah, diinterpretasikan sebagai sand, kumpulan data dengan porositas rendah dan nilai vshale yang rendah, diinterpretasikan sebagai tight sand, dan kumpulan data dengan porositas relatif rendah dan vshale yang cukup tinggi, diinterpetasikan sebagai shale. Berdasarkan sebaran kumpulan data yang ada pada sumur RA-2 dan sumur sumur lain dapat ditarik suatu garis batas yang memisahkan antara shale dan sand, garis batas ini diinterpretasikan sebagai cut off Vshale, yaitu sebesar 0,5. Gambar 3.32 dan 3.33 memperlihatkan hasil pemetaan net sand interval pada interval reservoir 2 dan interval reservoir 5 yang merupakan interval dengan ketebalan batupasir yang menjadi interval untuk analisis geometri dan kualitas reservoir. Gambar 3.32 Peta net sand interval reservoir 2. 54

15 Gambar 3.33 Peta Net Sand interval reservoir Pemetaan Kualitas Reservoir Pemetaan Vshale Rata-Rata Nilai Vhsale pada penelitian ini diperoleh dari data sumur berupa log GR dengan menggunakan rumus pada subbab Nilai Vshale yang dihasilkan merupakan nilai Vshale rata-rata dari setiap fasies arsitektur yang mewakili nilai kandungan lempung dalam volume batuan pada reservoir. Pemetaan Vshale hanya dilakukan pada interval reservoir 2 dan interval reservoir 5 yang diinterpretasikan sebagai interval reservoir yang ekonomis pada interval tersebut. Analisis akan dilakukan hubungan antara interpretasi fasies dengan geometri dari Vshale yang terbentuk. Hasil pemetaan dari Vshale rata-rata sebagai berikut : 55

16 Gambar 3.34 Peta Vshale rata-rata pada interval reservoir 2. Gambar 3.35 Peta Vshale rata-rata pada interval reservoir 5. 56

17 Dari pemetaan Vshale yang dhasilkan untuk interval reservoir dua (Gambar 3.34), terlihat bahwa pada asosiasi fasies ini nilai Vshale konsisten terhadap geometri pada interval reservoir 2 (Gambar 3.32), dimana nilai Vshale yang kecil mengkuti pola penyebaran net sand yang tebal, yaitu arah utara-selatan (N-S) dan nilai Vshale yang kecil mengikuti pola penyebaran net sand yang tipis. Pada peta Vshale dari fasies lima (Gambar 3.35) terlihat penyebaran nilai Vshale yang konsisten terhadap geometri interval reservoir lima (Gambar 3.33), dimana nilai Vshale yang kecil mengikuti pola penyebaran net sand yang tebal. Namun, ada perbedaan nilai Vshale dengan geometri net sand pada daerah ini, perbedaan nilai Vshale ini menunjukan adanya perbedaan tingkat energi pada saat pengendapan sedimen. Nilai Vshale yang lebih rendah di bagian atas menunjukan bagian dari tubuh channel dengan energi tinggi, yaitu pada bagian utama tubuh channel berdasarkan data batuan inti (Gambar 3.13), sedangkan nilai Vshale yang tinggi menunjukan bagian dari penampang channel dengan energi lebih rendah, pada tepi channel. Sedangkan nilai Vshale yang rendah di bagian Selatan, merupakan hasil dari endapan overbank channel yang cukup tebal di daerah ini. Pada penelitian ini, properti fisik batuan berupa Vshale dijadikan salah satu parameter yang dapat mengindikasikan kualitas dari suatu batuan reservoir. Kandungan Vshale yang tinggi menunjukan kandungan matriks dan semen lempung yang lebih banyak, ataupun sebaliknya. Dalam penelitian ini dipertimbangkan bahwa keberadaan matriks dan semen lempung dari suatu batuan reservoir akan mempengaruhi kemampuan suatu reservoir untuk mengalirkan fluida, semakin banyak kandungan matriks dan semen lempung dari suatu batuan reservoir maka akan mengurangi kemampuan batuan reservoir untuk mengalirkan fluida yang dapat memperburuk kualitas reservoir. Jika dilihat dari nilai rata-rata Vshale dari setiap fasies, dapat diketahu bahwa fasies arsitektur dua (basin floor fan ) memiliki nilai Vshale rata-rata 0,22 sedangkan fasies arsitektur lima (slope fan complex ) memiliki nilai Vshale yang sedikit lebih besar yaitu 0,25. Berdasarkan kandungan Vhsale rata-rata yang dimiliki, dapat diinterpretasikan bahwa batupasir basin floor fan merupakan karakter reservoir dengan kualitas yang lebih baik dibandingkan dengan batupasir pada slope fan complex dalam konteks kandungan lempung. 57

18 3.5.2 Pemetaan Effective Porosity Rata-Rata Analisis penyebaran effective porosity diawali dengan perhitungan porositas total dari log sumur untuk mendapatkan porositas total secara vertikal, kemudian dikalikan dengan faktor Vshale untuk mendapatkan nilai effective porosity secara vertikal, lalu dirata-ratakan untuk setiap fasies dua dan lima dari semua sumur yang ada, dan diakhiri dengan pemetaan nilai effective porosity rata-rata yang ada di setiap interval reservoir 2 dan interval reservoirr 5. Perhitungan porositas dibagi menjadi dua tahap, yaitu perhitungan porositas total/phit dan effective porosity. Porositas total diperoleh dari perhitungan log neutron (NPHI) dan log densitas (RHOB) dengan asumsi litologi reservoir merupakan batupasir dengan nilai batupasir bersih (clean sand) 2,65. Porositas total menyatakan persentase dari pori terhadap total volume batuan, sedangkan effective porosity menyatakan persentase pori yang diasumsikan dapat saling terhubung. Oleh karena itu ketidakbersihan batupasir yang dinyatakan dalam nilai Vshale digunakan sebagai pengurang dalam perhitungannya. Harga effective porosity diperoleh dari pemrosesan nilai log gamma ray, log densitas dan log NPHI di setiap sumur menggunakan beberapa persamaan berikut (Lampiran 9-12) : Keterangan : PHIT = Porositas total (v/v) PHIE = Effective porosity (v/v) PHIN = Porositas dari NPHI (v/v) PHID = Porositas dari log densitas (v/v) PHIE = PHIT x ( 1- VShale ) Vshale = Vshale (v/v) pma = Massa jenis matriks batuan (2,65 gr/cc) pf = Massa jenis fluida (1 gr /cc) Dari pemetaan effective porosity pada asosiasi basin floor fan (Gambar 3.36) terlihat bahwa asosiasi fasies ini menunjukan nilai effective porosity yang relatif konsisten terhadap pola umum net sand fasies dua (Gambar 3.32). Namun pada bagian Barat Laut tidak mengikuti pola umum dari geometri net sand, hal ini diinterpretasikan sebagai hasil pelampingan reservoir yang dipisahkan oleh non-reservoir zone yang tidak terlihat pada net sand namun muncul pada peta effective porosity. 58

19 Gambar 3.36 Peta effective porosity rata-rata pada interval reservoir 2. Gambar 3.37 Peta effective porosity rata-rata pada interval reservoir 5. 59

20 Fasies arsitektur basin floor fan dan slope fan complex secara umum konsisten dengan geometri fasies ataupun geometri Vshale. Effective porosity menyatakan suatu volume rongga yang dapat menampung dan mengalirkan fluida secara efektif, karena dalam perhitungannya sudah dilakukan pengurangan terhadap variabel Vshale, yang menyatakan bahwa porositas yang dihasilkan pada batuan ini tidak lagi dipengaruhi oleh kandungan lempung didalamnya. Pada fasies dua dapat terlihat bahwa effective porosity yang besar ada pada bagian yang lebih tengah dari basin floor fan dan berkurang mengikuti pola geometri basin floor fan yang berasosiasi dengan fasies arsitektur basin plain pada bagian bawahnya. Pengurangan nilai porositaefektif ini dapat ditunjukan dengan litofasies D / D1 pada daerah penelitian. Interval reservoir dua (basin floor fan) ini memiliki nilai effective porosity rata-rata sebesar 0,06. Pada interval reservoir lima (slope fan complex) memiliki geometri yang konsisten dengan geometri nett sand fasies 2 (Gambar 3.33). Nilai effective porosity rata-rata yang baik ada pada sumur RA-6 yang diinterpretasikan sebagai submarine channel (Gambar 3.13) dan overbank channel pada sumur RA-2 (Gambar 3.14). Interval reservoir lima memiliki nilai average effective porosity sebesar 0,08. Pada reservoir di daerah penelitian ini, pada litofasies ditemukan keterdapatan sementasi karbonat yaitu litofasies B1 dan C1yang terdapat pada asosiasi fasies basin floor fan yang penulis analisis sebagai salah satu penyebab nilai effective porosity yang lebih kecil pada asosiasi fasies basin floor fan. Selain itu proses diagenesis berupa kompaksi juga dapat menyebabkan pengurangan kualitas effective porosity dari reservoir tersebut. Berdasarkan nilai effective porosity rata-rata pada fasies arsitektur slope fan complex dan basin floor fan maka dapat diinterpretasikan bahwa batupasir fasies arsitektur slope fan complex merupakan karakter reservoir dengan kualitas yang lebih baik dibandingkan dengan batupasir pada fasies arsitektur basin floor fan dalam konteks effective porosity. 60