BAB IV PEMODELAN RESERVOAR

BAB IV PEMODELAN RESERVOAR Daerah penelitian, Lapangan Yapin, merupakan lapangan yang sudah dikembangkan. Salah satu masalah yang harus dipecahkan dalam pengembangan lapangan adalah mendefinisikan geometri dan kualitas reservoar dalam bentuk pemodelan reservoar. Pemodelan reservoar ini meliputi pemodelan terhadap geometri reservoar berupa peta isopach dan pemodelan terhadap kualitas reservoar berupa pemodelan properti reservoir, yaitu Vshale dan porositas efektif. Untuk kepentingan tersebut maka ditempuh langkah-langkah berikut : 1. Korelasi. 2. Pemetaan geometri reservoar. 3. Pemetaan kualitas reservoar. 4.1. Korelasi Korelasi merupakan suatu pekerjaan menghubungkan suatu titik pada suatu penampang stratigrafi dengan titik yang lain pula dengan anggapan bahwa titiktitik tersebut terletak pada perlapisan yang sama (Koesoemadinata, 1980). Korelasi merupakan langkah awal dalam pemodelan reservoar dalam studi ini. Korelasi berguna untuk menghubungkan interval stratigrafi yang memiliki kesamaan waktu dan posisi stratigrafi. Dalam pelaksanaannya korelasi didasarkan pada konsep stratigrafi sekuen. Data yang digunakan untuk korelasi berupa data inti bor dan log sumur, dengan komposisi log gamma ray (GR) dan resistivity. Secara umum, korelasi dilakukan dengan tujuan : Merekonstruksi kondisi geologi bawah permukaan (struktur dan stratigrafi) serta mengetahui penyebaran lateral maupun vertikal zona reservoar. Merekonstruksi paleogeografi pada umur stratigrafi tertentu. Menyusun sejarah geologi daerah penelitian. 30

Pada penelitian ini digunakan data-data sumur YP-12, YP-15, YP-17, YP- 19ST, YP-1A, YP-2, YP-20, YP-29, YP-31, YP-35, YP-3A, YP-41, YP-42, YP- 46, YP-54, YP-59, YP-61, YP-65, YP-7, dan YP-71. Korelasi yang dikerjakan sebanyak enam lintasan (Gambar 4.1), dengan empat korelasi yang menunjukkan penampang baratlaut-tenggara dan dua korelasi yang menunjukkan penampang timurlaut-baratdaya. Seluruh penampang baik baratlaut-tenggara dan timurlautbaratdaya bertujuan untuk mendapatkan rekonstruksi perkembangan dari penampang fasies dan memberikan gambaran arah pengendapan fasies. Untuk melihat persebaran reservoar pada interval studi di Lapangan Yapin ini, dibuat enam lintasan korelasi, antara lain : : Daerah Penelitian Gambar 4.1. Peta dasar lintasan korelasi di daerah penelitian. Lintasan Korelasi Sumur berarah baratlaut-tenggara : 1. NW - SE 1 YP-15, YP-65, YP-12, dan YP-61. 2. NW - SE 2 YP-35, YP-7, YP-1A, dan YP-42. 31

3. NW - SE 3 YP-71, YP-20, dan YP-41. 4. NW - SE 4 YP-17, YP-29, YP-59, YP-3A, dan YP-46. Lintasan Korelasi Sumur berarah timurlaut-baratdaya : 1. NE - SW 1 YP-15, YP-35, YP-19ST, YP-71, YP-54, dan YP-29. 2. NE - SW 2 YP-61, YP-1A, YP-2, dan YP-3A. Langkah awal dalam rangka melakukan korelasi dilakukan suatu analisis stratigrafi sekuen baik pada data inti bor maupun log sumur untuk medapatkan marker stratigrafi. Lapisan batubara Lapisan Batubara Gambar 4.2. Analisis yang menunjukkan struktur sedimen yang ada pada inti bor pada sumur kunci YP-7 (Petrochina Internal Report, 2001). 32

Gambar 4.3a. Model estuaria (Dalrymple et al., 1992 dalam Walker, 1998). Pada data inti bor di sumur YP-7 dilakukan deskripsi meliputi jenis batuan, warna, ukuran butir, pemilahan, dan struktur sedimen yang ada (Lampiran 1). Beberapa struktur sedimen (Gambar 4.2) yang dapat diidentifikasi pada data inti bor antara lain adalah cross bedding dan paralel bedding pada batupasir kasarhalus, batulempung melensa, bioturbasi pada batupasir sangat halus, dan struktur bidang erosi pada dasar batupasir. Cross dan paralel bedding pada batupasir kasar-halus merupakan struktur sedimen yang dibentuk pada kondisi hidrodinamik dengan energi yang kuat. Oleh karena itu kedua struktur tersebut 33

ditafsirkan sebagai lingkungan channel. Batulempung melensa ditafsirkan merupakan stuktur yang terbentuk pada kondisi hidrodinamik dengan energi lemah dan mengindikasikan terendapkan pada lingkungan transisi. Sedangkan struktur bioturbasi pada batupasir sangat halus diintepretasikan merupakan indikator dari lingkungan dekat dengan laut ataupun telah terpengaruh laut. Pada inti bor pun teridentifikasi adanya bidang erosional yang merupakan dasar dari pengendapan sedimen channel. Hasil deskripsi data inti bor dengan mengacu pada model (Gambar 4.3a) menunjukkan bahwa lingkungan pengendapan Formasi Talang Akar Bawah pada Lapangan Yapin berada pada daerah transisi. Analisis stratigrafi sekuen pada data log sumur diawali dengan validasi log gamma ray pada sumur YP-7 terhadap hasil deskripsi data inti bor sumur di YP-7 juga. Hasil analisis stratigrafi sekuen menunjukkan adanya beberapa marker stratigrafi yang berguna dalam korelasi, antara lain batas sekuen (SB), Maximum Flooding Surface (MFS), dan flooding surface (FS). Korelasi dilakukan dengan menghubungkan titik-titik yang dianggap memiliki kesamaan waktu dengan konsep stratigrafi sekuen, yaitu marker-marker stratigrafi yang telah diidentifikasi. Marker utama yang digunakan dalam korelasi adalah MFS yang juga merupakan top Formasi Talang Akar Bawah. Contoh hasil korelasi (Gambar 4.4 dan Gambar 4.5) menunjukkan bahwa pengisian cekungan pada interval studi yaitu Formasi Talang Akar Bawah di Lapangan Yapin dapat dipisahkan menjadi 4 sekuen pengendapan. Pengisian Sub- Cekungan Jambi pada daerah penelitian dimulai dari tua ke muda, yaitu sedimentasi sekuen-1, sekuen-2, sekuen-3,dan sekuen-4. Hasil korelasi lebih lengkap dapat dilihat pada Lampiran 2, Lampiran 3, Lampiran 4, Lampiran 5, Lampiran 6, dan Lampiran 7. Perkembangan fasies yang terdapat pada interval penelitian yaitu Formasi Talang Akar Bawah berada dalam lingkungan transisi berupa sistem estuaria (Gambar 4.3b). Penentuan perkembangan fasies ini berdasarkan analisis data inti bor, model estuaria (Gambar 4.3a), dan intepretasi elektofasies pada sumur YP-7. Pada sekuen-1, terjadi perkembangan lingkungan pengendapan dari fasies tidal distributary channel menjadi fasies prodelta yang mengindikasikan terjadinya 34

kenaikan muka air laut. Kemudian terjadi penurunan muka air laut yang menyebabkan terbentuknya SB-2 yang merupakan batas antara sekuen-2 dengan sekuen sebelumnya. Setelah itu terjadi kenaikan muka air laut yang menyebabkan perkembangan lingkungan pengendapan dari fasies tidal distributary channel menjadi fasies prodelta. Gambar 4.3a. Skema analisis stratigrafi sekuen pada sumur YP-7. Awal dari pengendapan sekuen-3 terjadi penurunan muka air laut yang menyebabkan terbentuknya SB-3. Fase penurunan muka air laut ini juga menyebabkan perubahan lingkungan pengendapan dari fasies tidal distributary channel menjadi fasies marsh. Kemudian terjadi kenaikan muka air laut yang ditandai dengan perubahan lingkungan pengendapan dari fasies marsh menjadi fasies prodelta dan pada log ditandai dengan marker fs-3. Selanjutnya terjadi 35

penurunan muka air laut yang menyebabkan terbentuknya SB-4 yang membatasi sekuen-4 dengan sekuen-3. Endapan yang terbentuk pertama kali pada sekuen-4 adalah fasies tidal distributary channel. Kemudian terjadi kenaikan muka air laut yang menyebabkan perubahan lingkungan pengendapan menjadi prodelta. Setelah itu terjadi kembali penurunan muka air laut yang menyebabkan perubahan lingkungan pengendapan menjadi tidal distibutary channel. Fase terakhir yang terjadi pada sekuen-4 adalah kenaikan muka air laut yang ditandai dengan perubahan lingkungan pengendapan tidal distributary channel menjadi prodelta. Skema antara log GR dan deskripsi inti bor pada sumur YP-7 ditampilkan lebih jelas pada Lampiran 1. Sekuen-1 dibatasi oleh SB-1 di bagian bawah dan SB-2 di bagian puncaknya. SB-1 (sumur YP-7) pada data inti bor terlihat sangat jelas, yaitu bidang erosional berupa perubahan litologi dari batulempung lingkungan marsh (lebih tua) ke batupasir channel (lebih muda). Pada sumur lain ketidakselarasan ini ditandai dengan perubahan tegas log GR pada bagian dasar sekuen-1 berupa blocky shape dari sekuen sebelumnya berupa funnel shape. Terdapat marker FS-1 yang teridentifikasi dari inti bor dan log GR. Pada data inti bor FS-1 berupa lapisan batubara. Pada interval sekuen-1 ini, penafsiran data inti bor pada sumur YP-7 berdasarkan Petrochina Internal Report (2001) dengan beberapa modifikasi menunjukkan litologi (dari tua ke muda) (Lampiran 1) : Batupasir, sublitik, cokelat kekuningan, kasar-sangat kasar, pemilahan buruk, menyudut-membundar, semen kaolinit, tebal 13,6 kaki. Batulempung, abu-abu terang, terdapat pellet, fragmen daun, banyak bioturbasi dan cetakan akar tanaman. Batupasir konglomeratan, sublitik, cokelat kekuningan, kasar-sangat kasar, terdapat granul dan kerikil kecil, pemilahan buruk, menyudut-membundar, semen kaolinit, terdapat fragmen daun dan pirit, cross lamination, tebal 25,5 kaki. Terdapat sisipan silty calcareous mudstone atau limemudstone (5325-5325,5 kaki), abu-abu kecokelatan, terdapat maseral organik. 36

Perlapisan batulanau, batulanau lempungan dan batulempung lanauan, abuabu kehijauan, kompak, terdapat jejak material organik, bioturbasi, dan pellet. Sumur Referensi Gambar 4.4. Contoh penampang korelasi yang berarah baratlaut-tenggara di Lapangan Yapin. Sekuen-2 dibatasi oleh SB-2 pada bagian bawah dan SB-3 pada bagian puncaknya. Pada interval sekuen-2 ini, penafsiran data inti bor pada sumur YP-7 berdasarkan Petrochina Internal Report (2001) dengan beberapa modifikasi menunjukkan litologi (Lampiran 1): Silty mudstone, abu-abu kecokelatan, terdapat fragmen daun, jejak dari kubus pirit, lensa lanau di beberapa titik. 37

Gambar 4.5. Contoh penampang korelasi yang berarah timurlaut-baratdaya pada Lapangan Yapin. Sekuen-3 dibatasi oleh SB-3 pada bagian bawah dan SB-4 pada bagian puncaknya. Sekuen ini terdapat pada seluruh sumur daerah penelitian. SB-3 (sumur YP-7) terdapat dalam interval data inti bor. SB-3 ini teridentifikasi dari data inti bor. SB-3 (sumur YP-7) pada data inti bor terlihat jelas, yaitu bidang erosional berupa perubahan litologi dari batulempung lingkungan marsh (lebih tua) ke batupasir channel (lebih muda). Sedangkan karakter log GR pun memperlihatkan perubahan dari sekuen sebelumnya yaitu nilai GR tinggi (batulempung marsh) menjadi nilai GR rendah (batupasir channel) berbentuk bell shape. Pada sumur lain ketidakselarasan ini ditandai dengan perubahan log GR pada bagian dasar sekuen-3 berupa blocky semi bell shape dari sekuen sebelumnya berupa funnel shape. Terdapat marker FS-2 dan FS-3. FS-2 teridentifikasi dari data inti bor dan data log GR. Pada inti bor FS-2 berupa lapisan batubara. Sedangkan FS-3 hanya teridentifikasi dari log GR. 38

Pada interval sekuen-3 ini, penafsiran data inti bor pada sumur YP-7 berdasarkan Petrochina Internal Report (2001) dengan beberapa modifikasi menunjukkan litologi (Lampiran 1): Batupasir argillaceous, abu-abu kehijauan, halus-sangat halus, terdapat bioturbasi berupa vertical burrow (panjang 20cm dan lebar 5mm), horizontal burrow, dan lentikular batubara. Silty mudstone, abu-abu kecokelatan, terdapat fragmen daun, jejak dari kubus pirit, lensa lanau di beberapa titik. Sekuen 4 dibatasi oleh SB-4 pada bagian bawah dan MFS pada bagian puncaknya. Terdapat marker FS-4 dan FS-5 yang teridentifikasi dari data log GR. Marker FS-4 dan FS-5 ini ada di seluruh sumur sehingga menjadi marker yang baik dalam korelasi. FS-4 dan FS-5 ditandai dengan nilai log GR yang tinggi. Sumur Referensi Gambar 4.6. Interval gross reservoar pada penampang berarah timurlaut-baratdaya pada Lapangan Yapin. Penentuan lapisan reservoar didasarkan pada data perusahaan yang menunjukkan bahwa lapisan-lapisan tersebut mengandung hidrokarbon. Selain itu ditunjang dengan data log sumur, yaitu memiliki interval nilai log GR rendah yang mencirikan batupasir, dan memiliki nilai log resistivity yang tinggi yang mencirikan keterdapatan dari hidrokarbon. 39

Zona reservoar ini dibagi menjadi tiga zona reservoar (Gambar 4.6). Reservoar paling tua adalah Reservoar-A yang dibatasi oleh SB-3 pada bagian bawah dan FS-2 pada top reservoar. Diatasnya terdapat Reservoar-B yang dibatasi oleh SB-4 pada bagian bawah dan FS-4 pada bagian top reservoar. Reservoar-C diendapkan selanjutnya yang dibatasi oleh FS-4 pada bagian bawah dan FS-5 bagian top reservoar. 4.2. Pemetaan Geometri Reservoar Pemetaan geometri reservoar dilakukan untuk menggambarkan penyebaran lateral lingkungan pengendapan yang membangun reservoar sehingga dapat dilakukan analisis sedimentasi yang mengontrol distribusi dari reservoar tersebut. Pemetaan geometri reservoar yang dilakukan adalah pemetaan terhadap ketebalan reservoar (isopach) yang teridentifikasi berdasarkan analisis stratigrafi sekuen. Penafsiran geometri reservoar berdasarkan penebalan dan penipisan peta isopach. 4.2.1 Peta Isopach Peta isopach dalam hal ini peta net reservoar menggambarkan ketebalan penyebaran tubuh reservoar yang sebenarnya. Peta ini diharapkan dapat memandu untuk memperlihatkan arah sedimentasi. Selain itu peta ini diharapkan dapat menunjukkan batas-batas cekungan tersebut yang ditandai dengan ketebalan nol atau diidentifikasi sebagai daerah tanpa pengendapan (garis 0 pada peta isopach). Gross reservoar didapatkan dari interval reservoar yang dibatasi oleh tanda (marker) stratigrafi sekuen. Sedangkan net reservoar diperoleh dari interval gross (dibatasi oleh flooding surface) yang diterapkan harga pancung (nilai Vshale). Berdasarkan hasil analisis log GR yang dikombinasikan dengan data dari perusahaan, nilai Vshale untuk membedakan antara reservoar dan non-reservoar adalah 40%. 40

Pemetaan net reservoar dilakukan dengan mengkontur tiap 1 m perbedaan ketebalan batupasir bersih. Perhitungan Vshale adalah sebagai berikut : GR = Bacaan gamma ray GRmax = Bacaan gamma ray paling tinggi GRmin = Bacaan gamma ray paling rendah Batas nilai Vshale = 40% Pendekatan geostatistik merupakan metode yang digunakan dalam pemetaan isopach ini, terutama analisis variogram dan simulasi gaussian sekuensial berbasis grid (Sequential Gaussian Simulation). Upscaling log pada log gamma ray dilakukan sebelum melakukan metode geostatistik. Proses ini dimaksudkan untuk mendapatkan penyebaran nilai gamma ray secara vertikal yang dinyatakan dalam suatu upscaled well (Gambar 4.7a). Upscaling dilakukan dengan interval setiap 1 meter. Semakin banyak lapisan pembaginya maka akan semakin akurat hasil perolehan datanya dari proses upscaling tersebut. Setelah mendapatkan penyebaran secara vertikal kemudian dilakukan penyebaran secara lateral dari data upscaled wells tersebut. Hal ini dilakukan guna mendapatkan penyebaran nilai gamma ray yang relevan dengan geometrinya baik secara vertikal maupun lateral. 41

(a) (b) Gambar 4.7. (a) Contoh upscaling log gamma ray pada sumur YP-20, (b) Validasi simulasi gaussian sekuensial pada sumur YP-7 dan YP-31. Geostatistik diaplikasikan untuk mengkontrol secara matematis hasil pemodelan tiga dimensi geologi tanpa dilakukan pengubahan data. Geostatistik memperkirakan dan mensimulasikan hubungan spasial variabel yang tidak mempunyai data sampel yang terukur. Hasil ekstrapolasi variabel akan menurun seiring dengan bertambahnya jarak. 42

Gambar 4.8. Variogam yang digunakan untuk metode simulasi gaussian sekuensial dalam rangka pembuatan peta isopach. Analisis variogram mengkorelasi secara spasial titik-titik terdefinisikan terhadap peningkatan jarak antar titik-titik tersebut. Variogram digunakan untuk memberikan arah kecenderungan (trend) penyebaran data terukur sehingga pada lokasi yang tidak mempunyai data, dapat diprediksikan sesuai arah kecenderungan tersebut. Dalam metode variogram (Gambar 4.8) terdapat arah mayor, minor, dan vertikal yang dianalisis. Arah mayor memprediksi penyebaran data lateral sesuai dengan hasil interpretasi arah aliran fasies di daerah penelitian. Arah minor merupakan arah tegak lurus dari arah mayor yang menginterpolasi data dengan asumsi dari lebar fasies. Sedangkan arah vertikal memperkirakan hubungan data terhadap tebal fasies dalam hal ini tebal reservoar. Selain itu pada metode variogram terdapat pula nilai-nilai seperti nugget, sill, dan range. Nugget merupakan nilai yang menggambarkan suatu diskontinuitas pada titik asalnya, hal ini sering terjadi pada data-data geologi karena datanya acak. Sill merupakan nilai batas yang menggambarkan batas pengaruh satu data terhadap data lain. Sedangkan Range merupakan zona 43

pengaruh, artinya jarak antara awal sampai pada saat tidak ada lagi korelasi antar data (Heriawan, 2009). Langkah selanjutnya adalah mensimulasikan nilai gamma ray dengan metode Sequential Gaussian Simulation berbasis grid. Data terukur secara vertikal yang dinyatakan dalam upscaled well disebarkan secara lateral berdasarkan asumsi tertentu kemudian dilakukan krigging berbasis grid dengan distribusi acak pada daerah yang tidak memiliki data. Dalam melakukan proses penyebaran data melalui metode Sequential Gaussian Simulation perlu dilakukan validasi ataupun kontrol terhadap proses interpolasi dan ekstrapolasi. Oleh karena itu dalam proses ini dilakukan validasi dengan data log gamma ray pada sumur YP-7 dan YP-31 yang tidak diikutkan dalam proses penyebaran data secara lateral ini. Parameter yang digunakan adalah kemiripan antara log gamma ray pada sumur YP-7 dan YP-31 dengan log yang dibentuk secara Sequential Gaussian Simulation (Gambar 4.7b). 4.2.2 Peta Fasies Peta fasies dibuat berdasarkan interpretasi fasies dari data inti bor pada sumur kunci YP-7 (Lampiran 1), elektrofasies yang didasarkan oleh pola log dalam hal ini digunakan log gamma ray (Gambar 4.9 dan Gambar 4.10) dan dipandu oleh peta net isopach dari setiap reservoar. Bentuk bentuk pola log dari log gamma ray dapat ditafsirkan sebagai cerminan besar butir dari litologi yang ada karena tiap lingkungan pengendapan memiliki energi yang berbeda-beda untuk mengendapkan butiran sedimen. Setiap lingkungan pengendapan memiliki pola urutan vertikal yang khas. Oleh karena itu, secara tidak langsung pola log gamma ray juga mencerminkan lingkungan pengendapan. 44

Gambar 4.9. Bentuk bentuk model elektrofasies dan interpretasinya (Rider, 2000). Bentukan log untuk interpretasi awal hanya dapat diterjemahkan dalam bentuk-bentuk kenampakan fisiknya. Menurut Rider (2000) beberapa bentukan log gamma ray, antara lain (Gambar 4.9) : Silindris (cylindrical), bentuk log yang menggambarkan nilai gamma ray kecil secara kontinu. Corong (funnel shape), bentuk log yang menggambarkan nilai gamma ray berubah secara gradual mengecil dari bawah ke atas. Lonceng (bell shape), bentuk log yang menggambarkan nilai gamma ray berubah secara gradual membesar dari bawah ke atas. Gerigi (serated), bentuk log yang bergerigi pada nilai gamma ray besar. 45

Gambar 4.10. Model pengendapan lingkungan transisi berdasarkan bentuk log gamma ray (Allen & Chambers, 1998). Berdasarkan analisis data inti bor dan pola dari log gamma ray sebelumnya pada interval penelitian, daerah penelitian menunjukkan lingkungan transisi. Sedangkan berdasarkan analisis elektrofasies yang dilakukan pada interval reservoar di setiap sumur, didapat tiga elektrofasies, yaitu bentuk silindris (blocky shape), lonceng (bell shape), dan acak (serrated). Pola pola log gamma ray tersebut menunjukkan fasies tertentu, antara lain fasies tidal distributary channel dan marsh. Pada data inti bor, fasies tidal distributary channel dicirikan oleh adanya struktur sedimen cross dan paralel bedding pada batupasir kasar-halus yang relatif tebal dan adanya bidang erosi pada dasar batupasir. Struktur-struktur sedimen tersebut merupakan struktur sedimen yang dibentuk pada kondisi hidrodinamik dengan energi yang kuat. Terdapat pula batulempung melensa pada batupasir yang mengindikasikan terendapkan pada daerah transisi. Selain itu terdapat bioturbasi dan mineral pirit pada batupasir. Sedangkan pada data log sumur GR, fasies tidal distributary channel ditunjukkan dengan karakter log yang berbentuk blocky shape sampai bell shape dengan nilai gamma ray yang rendah (Gambar 4.9 dan Gambar 4.11). 46

YP-61 YP-1A YP-31 YP-7 YP-71 Gambar 4.11. Karakter log gamma ray yang mencirikan fasies tidal distributary channel. Pada data inti bor, fasies prodelta dicirikan oleh litologi batulempung dan terdapat bioturbasi. Sedangkan fasies marsh ditandai dengan adanya lapisan batubara dan adanya fragmen daun dan akar tanaman. Sedangkan pada data log sumur GR, fasies prodelta dan fasies marsh ditunjukkan dengan karakter log yang memiliki nilai GR yang tinggi dan membentuk pola log yang acak (Gambar 4.12). YP-54 YP-46 Gambar 4.12. Karakter log gamma ray yang mencirikan fasies prodelta (YP-54) dan fasies marsh.(yp-54) 4.3. Pemetaan Kualitas Reservoar Pemetaan kualitas reservoar pada penelitian ini dilakukan dengan pemodelan properti reservoar meliputi Vshale dan porositas efektif. Kedua variabel ini dapat membantu dalam memperkirakan prospek suatu daerah untuk pengembangan lebih lanjut berdasarkan asumsi bahwa daerah yang memiliki porositas efektif yang besar dan Vshale yang kecil merupakan daerah reservoar yang diperkirakan memiliki kemampuan untuk menampung dan mengalirkan fluida lebih baik dibandingkan dengan daerah yang memiliki porositas efektif kecil dengan kandungan Vshale yang lebih besar. Metode yang digunakan dalam 47

pemetaan kualitas reservoar ini sama dengan metode yang digunakan dalam pembuatan peta isopach, yaitu metode geostatistik. Pendekatan geostatistik yang digunakan antara lain adalah analisis variogram dan simulasi gaussian sekuensial berbasis grid (Sequential Gaussian Simulation). Gambar 4.13. Contoh hasil upscaling well properti reservoar berupa Vshale (ditunjukkan kolom yang ditandai oleh panah bewarna merah) dan porositas efektif (ditunjukkan kolom yang ditandai oleh panah bewarna biru) pada Reservoir-A, Reservoir-B, dan Reservoir-C pada sumur YP-20. 48

Perhitungan properti reservoar berupa Vshale dan porositas efektif dilakukan di setiap sumur studi. Kemudian dilakukan upscaling pada hasil perhitungan tersebut untuk mendapatkan penyebaran properti reservoar secara vertikal yang dinyatakan dalam suatu upscaled well (Gambar 4.13). Upscaling dilakukan dengan interval setiap 1 meter. Gambar 4.14. Analisis variogram properti reservoar pada interval Reservoar-A. Dalam metode variogram yang digunakan dalam penyebaran secara lateral properti reservoar menggunakan asumsi yang sama dalam pembuatan peta isopach sebelumnya. Karena sedimentasi merupakan suatu faktor yang mengontrol persebaran dari properti yang ada pada reservoar. Asumsi arah mayor, 49

minor, dan vertikal yang dianalisis seperti diperlihatkan pada Gambar 4.14, 4.15, dan 4.16, sama dengan arah yang digunakan dalam pembuatan peta isopach. Arah mayor memprediksi penyebaran data lateral sesuai dengan hasil interpretasi arah aliran fasies di daerah penelitian. Arah minor merupakan arah tegak lurus dari arah mayor yang menginterpolasi data dengan asumsi dari lebar fasies. Sedangkan arah vertikal memperkirakan hubungan data terhadap tebal fasies dalam hal ini tebal reservoar. Gambar 4.15. Analisis variogram properti reservoar pada interval Reservoar-B. Langkah selanjutnya adalah mensimulasikan properti reservoar dengan metode Sequential Gaussian Simulation berbasis grid (Gambar 4.18). Data terukur secara vertikal yang dinyatakan dalam upscaled well disebarkan secara 50

lateral berdasarkan asumsi tertentu kemudian dilakukan krigging berbasis grid dengan distribusi acak pada daerah yang tidak memiliki data. Asumsi yang digunakan untuk pemodelan Vshale dan porositas efektif adalah semakin jauh dengan lokasi yang memiliki data, semakin rendah nilai variabelnya. Dalam melakukan proses penyebaran data melalui metode Sequential Gaussian Simulation perlu dilakukan validasi ataupun kontrol terhadap proses interpolasi dan ekstrapolasi. Oleh karena itu dalam proses ini saya melakukan validasi dengan data log Vshale dan porositas efektif pada sumur YP-7 dan YP-31 yang tidak diikutkan dalam proses penyebaran data secara lateral ini. Parameter yang digunakan adalah kemiripan antara log Vshale dan porositas efektif pada sumur YP-7 dan YP-31 dengan log yang dibentuk secara Sequential Gaussian Simulation (Gambar 4.17). Gambar 4.16. Analisis variogram properti reservoar pada interval Reservoar-C. 51

4.3.1. Peta Distribusi Vshale Analisis penyebaran Vshale dilakukan dengan dua tahapan, yaitu perhitungan Vshale dalam bentuk upscaling wells untuk mendapatkan persebarannya secara vertikal. Perhitungan ini didasarkan pada analisa log GR pada data well berupa analisis kandungan lempung dalam zona reservoar. Harga Vshale yang dimodelkan merupakan hasil perbandingan antar kandungan lempung yang terdapat dalam batupasir dengan kandungan total dalam zona reservoar tersebut. Kemudian dilakukan pemodelan properti reservoar Vshale dengan metode Sequential Gaussian Simulation (SGS). Gambar 4.17. Data log Vshale dan porositas efektif yang digunakan sebagai kontrol persebaran lateral melalui simulasi gaussian sekuensial. 52

Gambar 4.18. Hasil Gaussian Sequensial Simulation untuk pemodelan properti reservoar efektif porositas (atas) dan Vshale (bawah). 4.3.2. Peta Isoporositas Analisis penyebaran porositas efektif yang dilakukan sama dengan analisis penyebaran Vshale, yaitu dilakukan dengan dua tahapan : perhitungan porositas untuk mendapatkan porositas secara vertikal, kemudian pemodelan petrofisik dengan metode Sequential Gaussian Simulation (SGS). Pemodelan petrofisik bertujuan untuk mensimulasikan penyebaran porositas efektif reservoar secara lateral dan vertikal. Transformasi upscaled wells menjadi suatu bentuk penyebaran lateral porositas efektif berdasarkan analisis variogram mengasumsikan kecenderungan sistem sedimentasi dari daerah tersebut. 53

.(Persamaan 1) Keterangan :.(Persamaan 2) = Porositas Densitas = Porositas Neutron.(Persamaan 3) = Porositas Rata-rata = Porositas Efektif Perhitungan porositas efektif dibagi menjadi tiga tahap, yaitu perhitungan porositas densitas (Persamaan 1), porositas rata-rata (Persamaan 2), dan porositas efektif (Persamaan 3). Porositas yang digunakan untuk penyebaran secara lateral (simulasi gaussian sekuensial) adalah porositas efektif. Penyebaran porositas ini diharapkan mengikuti arah penyebaran net reservoar yang telah dibuat sebelumnya. Porositas efektif menyatakan suatu volume rongga yang dapat menampung dan mengalirkan fluida secara efektif karena dalam perhitungannya sudah dilakukan pengurangan terhadap variabel Vshale. Oleh karena itu porositas yang dihasilkan pada batuan ini tidak lagi dipengaruhi oleh kandungan lempung di dalamnya. Vshale menyatakan perbandingan kandungan lempung dengan kandungan keseluruhan material pada suatu batuan. Bila dalam suatu tubuh batuan terdapat kandungan Vshale yang besar maka diasumsikan kemampuan tubuh batuan tersebut untuk mengalirkan suatu fluida lebih buruk dari pada tubuh batuan yang memiliki kandungan Vshale yang lebih kecil. Parameter ini memang bukan suatu pengukuran yang pasti dalam memperkirakan permeabilitas suatu batuan tetapi dapat menjadi suatu pertimbangan bagi tahapan eksplorasi ataupun pengembangan lapangan. 54

4.4. Analisis Pemodelan Reservoar Pada tahap ini dilakukan pendefinisian terhadap geometri dan kualitas dari masing-masing interval reservoar, antara lain dari tua ke muda : Reservoar-A, Reservoar-B, dan Reservoar-C. Geometri reservoar didefinisikan oleh peta net isopach reservoar dan peta fasies yang telah dibuat. Sedangkan pendefinisian kualitas reservoar diidentifikasi dari hasil pemodelan properti reservoar berupa peta distribusi dari Vshale dan peta isoporositas. 4.4.1 Interval Reservoar-A Interval Reservoar-A ini dibatasi oleh bidang kronostratigrafi SB-3 di bagian bawahnya dan FS-2 di bagian atasnya (Gambar 4.6). Ketebalan interval ini berkisar antara 0-20 kaki. Berdasarkan data inti bor, interval Reservoar-A ini merupakan argillaceous sandstone dengan pemerian sebagai berikut : bewarna abu-abu kehijauan, halus-sangat halus, terdapat bioturbasi berupa bioturbasi vertikal dan horizontal, terdapat batulempung melensa dan lapisan batubara. Struktur sedimen yang ada antara lain: cross bedding dan bioturbasi. Hasil analisis data variogram dari Reservoar-A (Gambar 4.8) dalam rangka pembuatan peta isopach net reservoar menunjukkan adanya anisotropi. Arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Hal ini dapat dikaitkan dengan hasil pemetaan geometri reservoar yang lebih stabil ke arah mayor dan kurang stabil ke arah minor. Berdasarkan pemetaan geometri reservoar, yaitu peta net isopach Reservoar-A (Gambar 4.19), terlihat adanya penebalan dan penipisan lapisan berarah utara dan selatan di daerah penelitian. Kondisi ini ditafsirkan sebagai cerminan tubuh endapan tidal distributary channel. Tidal distributary channel pada interval ini berbentuk memanjang dari arah selatan - utara. Terlihat pada Gambar 4.19, fasies tidal distributary channel terdiri dari tiga tubuh channel dan memiliki dimensi lebar 2-3 km. Asumsi arah sedimentasi dari tidal distributary channel pada interval Reservoar-A adalah dari arah selatan ke arah utara. Peta net isopach Reservoar-A ini dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 8. 55

Gambar 4.19. Pemetaan geometri Reservoar-A berupa peta net isopach reservoar. Hasil analisis data variogram dari Reservoar-A (Gambar 4.15) dalam rangka pemodelan properti reservoar menunjukkan adanya anisotropi pada model Vshale dan porositas efektif. Pada model Vshale, arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Hal ini dapat dikaitkan dengan hasil pemodelan geometri reservoar yang lebih stabil ke arah mayor dan kurang stabil ke arah minor. Begitu pula dengan model porositas efektif, arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Berdasarkan pemodelan properti reservoar pada interval Reservoar-A berupa peta distribusi Vshale dan peta isoporositas (Gambar 4.20a dan Gambar 4.20b) memperlihatkan 56

kecenderungan (trend) yang serupa dengan hasil pemetaan geometri reservoar. Akan tetapi pada beberapa titik atau tempat, persebaran dari Vshale dan porositas efektif tidak memiliki pola yang mirip dengan peta fasies, hal ini mungkin disebabkan oleh tidak terdapatnya data pada titik tersebut yang menyebabkan tidak tepatnya interpolasi dan ekstrapolasi pada simulasi gaussian sekuensial. Peta distribusi Vshale dan isoporositas ini dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 9. Gambar 4.20. Pemetaan kualitas Reservoar-A (a) Peta distribusi Vshale, (b) Peta isoporositas. 57

4.4.2 Interval Reservoar-B Interval Reservoar-B ini dibatasi oleh bidang kronostratigrafi SB-4 di bagian bawahnya dan FS-4 di bagian atasnya (Gambar 4.6). Ketebalan interval ini berkisar antara 0-25 kaki. Gambar 4.21. Pemetaan geometri Reservoar-B berupa peta net isopach reservoar. Hasil analisis data variogram dari Reservoar-B (Gambar 4.8) dalam rangka pembuatan peta net isopach reservoar menunjukkan adanya anisotropi. Arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Hal ini dapat dikaitkan dengan hasil pemetaan geometri reservoar yang lebih stabil ke 58

arah mayor dan kurang stabil ke arah minor. Berdasarkan pemetaan geometri reservoar, yaitu peta net isopach Reservoar-B (Gambar 4.21), terlihat adanya penebalan dan penipisan lapisan berarah utara dan selatan di daerah penelitian. Kondisi ini ditafsirkan sebagai cerminan tubuh endapan tidal distributary channel. Tidal distributary channel pada interval ini berbentuk memanjang dari arah selatan utara. Terlihat pada Gambar 4.21, fasies tidal distributary channel memiliki dimensi lebar 1-2,5 km. Asumsi arah sedimentasi dari tidal distributary channel pada interval reservoar-b adalah dari arah selatan ke arah utara. Peta net isopach Reservoar-B ini dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 10. Gambar 4.22. Pemetaan kualitas Reservoar-B (a) Peta distribusi Vshale, (b) Peta isoporositas. Hasil analisis data variogram dari Reservoar-B (Gambar 4.16) menunjukkan adanya anisotropi pada model Vshale dan porositas efektif. Pada model Vshale, arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah 59

minor. Hal ini dapat dikaitkan dengan hasil pemodelan geometri reservoar yang lebih stabil ke arah mayor dan kurang stabil ke arah minor. Begitu pula dengan model porositas efektif, arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Berdasarkan pemodelan properti reservoar pada interval Reservoar-B berupa peta distribusi Vshale dan peta isoporositas (Gambar 4.22a dan Gambar 4.22b) memperlihatkan kecenderungan (trend) yang serupa dengan hasil pemetaan geometri reservoar. Akan tetapi pada beberapa titik atau tempat, persebaran dari Vshale dan porositas efektif tidak memiliki pola yang mirip dengan peta fasies, hal ini mungkin disebabkan oleh tidak terdapatnya data pada titik tersebut yang menyebabkan tidak tepatnya interpolasi dan ekstrapolasi pada simulasi gaussian sekuensial. Peta distribusi Vshale dan isoporositas ini dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 11. 4.4.3 Interval Reservoar-C Interval Reservoar-C ini dibatasi oleh bidang kronostratigrafi FS-4 di bagian bawahnya dan FS-5 di bagian atasnya (Gambar 4.6). Ketebalan interval ini berkisar antara 0-30 kaki.. Hasil analisis data variogram dari Reservoar-C (Gambar 4.8) dalam rangka pembuatan peta net isopach net reservoar menunjukkan adanya anisotropi. Arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Hal ini dapat dikaitkan dengan hasil pemetaan geometri reservoar yang lebih stabil ke arah mayor dan kurang stabil ke arah minor. Berdasarkan pemetaan geometri reservoar, yaitu peta net isopach Reservoar-C (Gambar 4.23), terlihat adanya penebalan dan penipisan lapisan berarah selatan dan utara di daerah penelitian. Kondisi ini ditafsirkan sebagai cerminan tubuh endapan tidal distributary channel. Tidal distributary channel pada interval ini berbentuk memanjang dari arah selatan utara dengan dimensi lebar 2-4 km Gambar 4.23). Asumsi arah sedimentasi dari tidal distributary channel pada interval reservoar-c adalah dari 60

arah selatan ke arah utara. Peta net isopach Reservoar-C ini dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 12. Gambar 4.23. Pemetaan geometri Reservoar-C berupa peta net isopach reservoar. Hasil analisis data variogram dari Reservoar-C (Gambar 4.17) menunjukkan adanya anisotropi pada model Vshale dan porositas efektif. Pada model Vshale, arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Hal ini dapat dikaitkan dengan hasil pemodelan geometri reservoar yang lebih stabil ke arah mayor dan kurang stabil ke arah minor. Begitu pula dengan 61

model porositas efektif, arah mayor terlihat lebih continous dibandingkan dengan arah minor. Gambar 4.24. Pemetaan kualitas Reservoar-C (a) Peta distribusi Vshale, (b) Peta isoporositas. Berdasarkan pemodelan properti reservoar pada interval Reservoar-C berupa peta distribusi Vshale dan peta isoporositas (Gambar 4.24a dan Gambar 4.24b) memperlihatkan kecenderungan (trend) yang serupa dengan hasil pemetaan geometri reservoar. Akan tetapi pada beberapa titik atau tempat, persebaran dari Vshale dan porositas efektif tidak memiliki pola yang mirip dengan peta fasies, hal ini mungkin disebabkan oleh tidak terdapatnya data pada titik tersebut yang menyebabkan tidak tepatnya interpolasi dan ekstrapolasi pada simulasi gaussian sekuensial. Peta distribusi Vshale dan isoporositas ini dapat dilihat lebih jelas pada Lampiran 13. 62