Bab III Data dan Analisis Ketidakpastiannya Penelitian-penelitian geologi, geofisika dan petrofisika telah dilakukan dilapangan Batang. Beberapa penelitian yang mendukung untuk dilakukannya pemodelan reservoar 3 dimensi dan perhitungan original oil in place diantaranya adalah, penelitian seismik resolusi tinggi lapangan Batang (Arifin, 2006), penelitian stratigrafi dan lingkungan pengendapan lapangan Batang (LPPM ITB-PGSC, 2006 dan Hartono, 2006), penelitian petrofisika (Billodeau, 2007). Karena terbatasnya jumlah dan kualitas data yang digunakan dalam penelitianpenelitan diatas mengakibatkan adanya uncertainty atau ketidakpastian dalam besaran-besaran yang dihasilkannya. Dalam penggunaanya untuk pembuatan model 3 dimensi dan perhitungan volumetrik OOIP, harga ketidakpastian tersebut perlu dianalisis dan dikuantifikasi. Istilah base case digunakan untuk mengasumsikan besaran yang merupakan nilai terbaik (best guess), low case untuk mengasumsikan besaran yang akan memberikan nilai OOIP lebih rendah dan high case untuk mengasumsikan besaran yang akan memberikan nilai OOIP lebih tinggi. III.1 Sequence Stratigraphy dan Lingkungan Pengendapan Lapangan Batang Analisis sequence stratigraphy dan lingkungan pengendapan lapangan minyak Batang dilakukan oleh peneliti sebelumnya (LPPM ITB - PGSC, 2006 dan Hartono, 2006). Analisis dilakukan berdasarkan pengamatan batuan inti bor yang berasal dari 8 sumur pengeboran di lapangan minyak Batang dan log sinar gamma, log densitas, dan log resistivitas dari 59 sumur pengeboran di lapangan minyak Batang. Berdasarkan asosiasi fasies litologi dari batuan inti bor dapat ditentukan 5 macam lingkungan pengendapan di lapangan minyak Batang yaitu: tidal channel, tidal mudflat, estuarine, tidal sand flat, mudshelf (LPPM ITB, 2006). Tidal channel, estuarine dan tidal sandflat merupakan lingkungan pengendapan yang 14
mempunyai potensi sebagai reservoar (sand) sedangkan tidal mudflat dan mudshelf pada umumnya adalah shale yang tidak berpotensi sebagai reservoar. Lingkungan pengendapan yang teramati di batuan inti bor ini dapat dikenali atau diidentifikasi berdasarkan karakter lognya (Hartono, 2006). Semua sumur di lapangan minyak Batang sudah diidentifikasi jenis lingkungan pengendapannya berdasarkan karakter lognya oleh peneliti terdahulu (Hartono, 2006). Dari data identifikasi facies lingkungan pengendapan, bisa dihitung proporsi masing-masing facies pada setiap sumur dan digambarkan dalam pie diagram. Dari pie diagram tersebut distribusi penyebaran facies dapat diinterpretasi dalam bentuk peta. Gambar III.1 adalah contoh peta distribusi facies yang diinterpretasi berdasarkan facies pie diagram. ( TSF ) (TSF) (TSF) (TSF) Gambar III.1 Peta distribusi facies lingkungan pengendapan yang diinterpretasi berdasarkan proporsi facies pada sumur-sumur di lapangan Batang (Hartono, 2006) 15
Lapangan Batang mempunyai 3 reservoar di Formasi Duri dan 8 reservoar di Formasi Bekasap. Berdasarkan korelasi dari sumur-sumur yang ada dapat ditentukan marker-marker stratigrafi dan stratigrafi unit dari Lapangan Batang sebagai berikut: LithoStratigraphic Standard Names Names (Parent) Units Strat. Units (Daughter) LithoStrat.Markers Seq. Strat.Markers Telisa_Fm Formation Duri_Fm Formation D250_Snd FS_D250 B_D250 D350_Snd FS_D350 SB_D350 D380_Snd T_D380 B_D380 B_D350 D400_Snd T_D400 B_D400 Bekasap_Fm Formation BK440_Snd FS_BK440 B_BK440 SB_BK440 BK500_Snd T_BK500 B_BK500 BK510_Snd FS_BK510 B_BK510 BK520_Snd FS_BK520 B_BK520 SB_BK520 BK560_Snd FS_BK560 B_BK560 SB_BK560 BK590_Snd FS_BK590 B_BK590 SB_BK590 BK620_Snd T_BK620 B_BK620 BK650_Snd T_BK650 B_BK650 BK710_Snd T_BK710 B_BK710 BK790_Snd T_BK790 B_BK790 BK830_Snd T_BK830 B_BK830 BK850_Snd T_BK850 B_BK850 Bangko Formation BN910_Snd T_BN910 B_BN910 BN970_Snd T_BN970 B_BN970 Basement Basement BST_GWK T_BST_GWK Basement Basement BST_QZT T_BST_QZT Tabel III.1 Stratigrafi unit lapangan Batang (Hartono, 2006) III.2 Formation Evaluation Studi formation evaluation pada lapangan minyak Batang dilakukan dalam rangka pembuatan model 3 dimensi reservoar. Penelitian formation evaluation ini dilakukan dengan menggunakan data analisis batuan inti bor, baik analisis 16
konvensional (conventional core analysis) maupun analisis khusus (special core analysis/ SCAL). Dari penelitian formation evaluation (FE) ini dihasilkan besaran-besaran petrofisika batuan seperti porositas, saturasi air, dan permeabilitas untuk semua sumur yang ada di lapangan Batang. Hasil dari penelitian formation evaluation ini mempunyai nilai ketidakpastian yang cukup tinggi. Nilai ketidakpastian hasil penelitian ini disebabkan karena batuan inti bor yang digunakan dalam penelitian formation evaluation ini mempunyai kualitas yang relatif jelek. Disamping itu hampir sebagian besar lubang bor yang ada juga mengalami washed out sehingga pembacaan dari log-log tertentu tidak mengindikasikan harga yang seharusnya (Bilodeau, 2006). Jeleknya kualitas batuan inti bor dan lubang bor yang ada di lapangan Batang ini dikarenakan sifat reservoar lapangan Batang yang berupa pasir lepas (unconsolidated sand). Karena keterbatasan kualitas dan kuantitas data yang digunakan dalam penelitian FE maka untuk penghitungan OOIP, besaran hasil perhitungan FE perlu dikuantifikasi nilai ketidak pastiannya. Ketidakpastian nilai porositas dan saturasi air dikuantifikasi berdasarkan pengamatan uji mikroskopis dari data inti bor, berupa ukuran butir, porositas, kandungan lempung, pengukuran tekanan kapiler, dan penentuan saturasi berdasarakan nilai resisitivitas. Berikut ini harga ketidak pastian dari nilai porositas dan saturasi air yang dihasilkan dari penelitian FE (Bilodeau, 2006): Porositas High case = base case + 0.008 Base case = base case Low case = base case 0.008 Saturasi air High case = base case + 0.1 Base case = base case Low case = base case 0.05 Tabel III.2 Range ketidakpastian porositas dan saturasi air 17
Selain harga saturasi air dan porositas batuan, besaran hasil pengukuran FE lainnya yang mempengaruhi perhitungan OOIP adalah netpay cutoff. Harga ketidakpastian dari netpay cutoff ini dikuantifikasi berdasarkan distribusi data volume lempung (Vsh), porositas, dan saturasi air. Histogram dari masing-masing distribusi diatas bisa dilihat pada gambar III.2 dan III.3. Gambar III. 2. Crossplot porositas Vs saturasi air pada batuan inti bor di 6 sumur (kiri) dan pada log porositas di 57 sumur Gambar III. 3. Histogram dari Vsh pada 58 sumur, pada 70% Vsh cutoff nilai Vsh kecil jumlahnya semakin banyak 18
Berikut ini ringkasan dari harga ketidakpastian netpay cutoff Porositas Efektif Saturasi Air Vsh High case 0.18 0.8 0.8 Base case 0.22 0.75 0.7 Low case 0.24 0.7 0.6 Tabel III.3 kisaran harga ketidakpastian netpay cutoff III.3 Geologi Struktur Lapangan Batang Penelitian geologi struktur dengan menggunakan data seismik resolusi tinggi telah dilakukan dan menghasilkan peta struktur geologi Lapangan minyak Batang (Gambar III.4). Di sebelah barat Lapangan minyak Batang terdapat zona sesar utama berupa sesar naik dengan arah NW SE. Selain sesar utama tersebut terdapat juga 3 sesar lainnya berupa sesar turun yang berarah utara selatan. Selain sesar-sesar yang telah disebutkan tadi pada penampang seismik terlihat adanya diskontinuitas dengan tren relatif Barat Timur yang diidentifikasi sebagai sesar minor dengan throw yang tidak signifikan.gambar III.4, III.5, dan III.6 adalah peta struktur dan penampang seismik dari lapangan minyak Batang. 19
Gambar III.4 Peta Struktur lapangan Batang 20
Gambar III.5 Penampang seismik Barat - Timur yang menunjukkan sesar utama di lapangan Batang Gambar III.6 Penampang seismik Utara-Selatan yang menunjukkan adanya diskontinyuitas pada seismik dan diintrepretasi sebagai sesar minor 21
III.4 Kontak Fluida Lapangan Batang mempunyai struktur geologi yang sangat kompleks, beberapa sesar-sesar yang memotong reservoar menjadi blok-blok kecil yang diantaranya terdapat tudung gas (gas cap) dan diduga menjadi kompartemen-kompartemen terpisah dari hidrokarbon. Dua kompartemen utama hidrokarbon diidentifakasi pada lapangan Batang berdasarkan oil water contact (OWC), dua kompartemen ini dipisahkan oleh sesar normal di tengah lapangan batang yang berarah utara selatan. Gambar dari dua kompartemen ini bisa dilihat pada gambar III.7 Shallower OWC Zone Deeper OWC Zone Gambar III.7 Fault framework dengan OWC zone 22
Sumur-sumur awal (early drill wells) hampir semuanya terletak di puncak struktur. Karena dibor pada puncak struktur umumnya di sumur-sumur awal ini tidak dijumpai OWC. OWC hanya dijumpai pada sumur-sumur yang di bor pada tepi lapangan, dan sumur-sumur yang berada di tepi lapangan ini di bor dengan selang waktu yang cukup lama dari sumur-sumur awal (10 20 tahun). Kondisi ini sangat menyulitkan untuk identifikasi original OWC yang diperlukan untuk perhitungan OOIP dan dasumsikan akan menyumbangkan ketidakpastian dalam perhitungan OOIP. Untuk mempermudah identifikasi kontak fluida (fluid contact) baik kontak antara minyak dan air maupun gas dan minyak maka dibuat stick plot diagram dari masing-masing reservoar. Stick plot diagram adalah diagram identifikasi kedalaman kolom fluida pada sumur-sumur yang sudah dikelompokkan berdasarkan kompartemen masing-masing. Dari stick plot diagram ini ditentukan base case, high case dan low case dari kontak fluida untuk masing-masing reservoar. Gambar III.8. adalah contoh dari stick plot diagram pada reservoar D400 sand D400 Fluid Contacts 100 3 5 6 10 11 12 13 14 20 21 22 24 27 28 29 31 32 35 36 39 42 43 45 48 49 55 57 58 23 33 44 53 38 47 52 2 4 7 8 9 15 16 17 18 19 25 26 30 34 37 40 41 46 50 51 54 56 59 High: No gas column 150 Base: LKG @ BTG #20 200 Low: 10 deeper than Base 250 300 350 400 450 Low: LKO @ BTG #59 500 550 Low: LKO @ BTG #57 Base: LKO @ BTG #13 Base: LKO @ BTG #47 High: HKW @ BTG #52 600 High: HKW @ BTG #58 650 LQR OIL GAS WATER Gambar III.8 Contoh stick plot diagram pada D400 sand 23