BAB 1 PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Lapangan Losarang termasuk ke dalam wilayah PT. Pertamina EP Region Jawa, Cirebon. Secara operasional Lapangan Losarang ini dibagi menjadi 3 bagian yaitu: Barat, Timur, dan Selatan. Bagian Barat ditemukan pada awal tahun 1976 menghasilkan produksi 400 bbl/hari. Pada bagian Timur ditemukan pada akhir tahun 1976 menghasilkan produksi 150 bbl/hari. Dan pada bagian Selatan ditemukan pada awal tahun 1977 menghasilkan produksi 2260 bbl/hari. Beberapa lapisan reservoir dari ketiga daerah tersebut telah memperlihatkan kumulatif produksi yang cukup besar yang mengakibatkan adanya perubahan dalam perhitungan cadangan. Pada tugas akhir ini, penulis membahas seluruh daerah Lapangan Losarang pada Formasi Talangakar yang merupakan source rock, reservoir rock, dan trap pada daerah tersebut. Terminologi Formasi Talangakar dan Formasi Baturaja hanya dipakai di Cekungan Sumatra Selatan. Namun pada Cekungan Jawa Barat Utara, Formasi Talangakar dan Formasi Baturaja sebenarnya adalah Formasi Cibulakan Bawah. Digunakan nama Formasi Talangakar dan Formasi Baturaja pada Cekungan Jawa Barat Utara ini hanyalah masalah ekonomis. Dengan banyaknya permintaan akan sumberdaya migas, maka terbukanya peluang untuk memanfaatkan kembali Lapangan Losarang secara optimal dan diharapkan dari studi ini bisa didapat titik-titik bor baru dan sumur-sumur lama dapat dimanfaatkan kembali untuk mendapatkan produksi minyak yang lebih efektif dan efisien. 1.2 Lokasi Penelitian Lapangan Losarang terletak 55 km sebelah Baratlaut Cirebon dan kurang lebih 35 km sebelah Barat Balongan, Indramayu (gambar 1.1). Ladang minyak ini termasuk ke dalam wilayah PT. Pertamina EP Region Jawa, Cirebon yang terdiri dari 20 sumur dan 5 lintasan korelasi (gambar 1.2). 1
Gambar 1.1. Lokasi Lapangan Losarang Pada Subcekungan Jatibarang (Adnan et al., 1991) 9295000 9292500 9290000 9287500 APEB 15 APEB 1 APEB 10 APEB 17 APEB 11 APET 1 APEB 19 APET 6 APET 3 APET 13 APES 18 APET 9 APES 20 APET 12 APES 9 APES 29 APES 25 APES 1 APES 5 APES 3 PETA PENAMPANG KORELASI 0 500 1000 1500 2000 OLEH : ALFREDO SUGIARTO 12004049 Keterangan : = = Sumur Penampang korelasi A-B = Penampang korelasi C-D = Penampang korelasi E-F == Penampang korelasi G-H Penampang korelasi I-J 180000 182500 185000 187500 190000 Gambar 1.2. Peta Posisi Sumur Bor Dan Lintasan Korelasi 2
1.3 Maksud dan Tujuan Penelitian Maksud dari penelitian ini adalah mempelajari karakteristik reservoir pada interval Formasi Talangakar Bawah di Lapangan Losarang. Dengan tujuan melakukan analisis fasies, korelasi stratigrafi sekuen, pemetaan top struktur reservoir, pemetaan net sand, dan pemetaan properti reservoir yang terdiri dari Vshale dan porositas sehingga diketahui karakteristik reservoirnya dan berguna dalam pengembangan Lapangan Losarang. 1.4 Batasan Masalah Batasan masalah dalam penelitian ini adalah analisis stratigrafi sekuen dan karakteristik reservoir pada Formasi Talangakar Bawah di Lapangan Losarang yang meliputi: 1. Melakukan korelasi stratigrafi sekuen berdasarkan data data cutting, batuan inti, dan log. 2. Menganalisis fasies pengendapan pada reservoir 1 dan 2 Formasi Talangakar Bawah. 3. Melakukan pemetaan reservoir 1 dan 2 berupa peta top struktur, net sand, Vshale, dan porositas. 1.5 Metoda Penelitian 1.5.1 Tahapan Persiapan dan Pengumpulan Data Pada tahapan ini dilakukan studi literatur (Adnan et al., 1991, Martodjojo, 1984, Panjaitan dan Sugihartoko, 2007, Martodjojo dan Pulunggono, 1994, Martodjojo, 1994, van Bemmelen, 1949, Darman dan Sidi, 2000) untuk memperoleh informasi dan gambaran mengenai lokasi penelitian, yang meliputi geologi regional, stratigrafi regional, dan hal-hal lainnya yang berhubungan dengan studi penelitian. Sedangakan data yang digunakan dalam penelitian ini adalah (table 1.1) 3
Tabel 1.1. Data yang Tersedia Batuan Log Fosil Cutting Sumur inti APEB 1 APEB 15 APEB 10 APEB 17 APEB 19 APEB 11 APET 13 APET 1 APET 6 APET 9 APET 12 APET 3 APES 29 APES 18 APES 20 APES 9 APES 25 APES 1 APES 5 APES 3 APES 26 APET 11 Data yang tersedia terdiri dari data log dari 22 sumur, interpretasi fosil dari 7 sumur, interpretasi cutting dari 2 sumur, dan intepretasi batuan inti dari 4 sumur. 1.5.2 Tahapan Analisis dan Pengolahan Data Fasa 1 merupakan tahapan awal pengerjaan yang mencakup : 1. Reinterpretasi cutting dan batuan inti diperoleh berdasarkan dari hasil deskripsi yang dilakukan PT. Pertamina. 2. Merujuk hasil analisis mikropaleontologi polen dari laporan PT Pertamina dalam penentuan umur dan lingkungan pengendapan pada Formasi Talangakar Bawah 3. Interpretasi litofasies didasarkan pada reinterpretasi laporan batuan inti yang dilakukan oleh PT Pertamina dan didasarkan pada Dalrymple (1992 op. cit. 4
Walker dan James, 1992) untuk reservoir 1 dan Miall ( 1978 op. cit Walker dan James, 1992) untuk reservoir 2, analisis elektrofasies berdasarkan Cant op. cit Walker and james (1992), dan hasilnya dikombinasikan untuk analisis fasies pengendapan. 4. Analisis stratigrafi sekuen dan korelasinya pada 20 sumur. 5. Pemetaan top struktur reservoir 1 dan 2 berdasarkan prinsip Tearpock dan Bischke, (1991). 6. Pemetaan Net sand reservoir 1 dan 2 dibuat berdasarkan model estuaries dari Possamentier dan Allen (1999) dan model braided river dari Miall (1978 op. cit. walker dan James, 1992). 7. Pemetaan Vshale dan pemetaan porositas disesuaikan dengan peta dari net sand. Persamaan yang digunakan berdasarkan Schlumberger (1974 op. cit. Asquith dan Gibson, 1982) Metoda perhitungan Vshale : Vsh = ( GR log GR min ) / ( GR max -GR min ) GR = Bacaan Gamma Ray GRmax = Bacaan Gamma Ray paling tinggi GRmin = Bacaan Gamma Ray paling rendah Batas nilai Vshale = 50% Metoda perhitungan porositas : Φ T = Φ D = ( ρ ma - ρ b ) / (ρ ma - ρ f ) (Persamaan 1) Φ E = Φ T * ( 1 - Vsh ) (Persamaan 2) Software yang pendukung untuk melakukan semua itu adalah Geoframe dan Coreldraw. Diagram alir penelitian dapat dilihat pada gambar 1.4. 1.5.3 Tahapan Penyusunan Laporan Penyusunan laporan untuk pihak PT. Pertamina EP Region Jawa dilakukan di bawah bimbingan Ir. Arief Prasetyo H. MM 5
Penyusunan laporan untuk pihak Program Studi Teknik Geologi ITB dilakukan di bawah bimbingan Dr. Ir. Djuhaeni, diikuti dengan Kolokium dan Ujian Tugas Akhir. Log sumur (GR, RT, Nphi, RHOB), cutting, inti bor Interpretasi fasies Perhitungan Vshale Korelasi Perhitungan porositas Karakteristik reservoir: fasies, struktur bawah permukaan, dan pemetaan net sand. Pemetaan Vshale dan Porositas Analisis & Kesimpulan Gambar 1.3. Diagram Alir Penelitian 6