Bab IV Karakterisasi Reservoir Batupasir Duri B2 Karakterisasi reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara akan meliputi analisis ketebalan efektif dari reservoir berdasarkan analisis stratigrafi sikuen dan fasies pengendapannya dan properti batuan dari reservoir. Data properti batuan yang akan digunakan untuk melakukan karakterisasi dalam studi ini adalah tingkat saturasi minyak (oil saturation/so) dan porositas reservoir (porosity/θ) batuan. Data-data tersebut kemudian dibandingkan dengan data produksi dari sumur-sumur di lapangan RantauBais bagian utara, baik yang berupa akumulasi produksi selama sumur tersebut berproduksi maupun data produksi yang telah dinormalisasi terhadap tahun produksinya. Analisis properti batuan berada di luar ruang lingkup dari studi karakterisasi resevoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara. Data properti batuan yang akan digunakann merupakan hasil analisis yang telah ada sebelumnya. Potter, 1999, telah melakukan perhitungan properti batuan untuk lapangan RantauBais secara keseluruhan. Seperti halnya analisis stratigrafi sikuen yang telah dilakukan peneliti sebelumnya, terbatasnya jumlah data inti batuan serta buruknya kondisi inti batuan menyebabkan keterbatasan data dalam menyusun persamaan-persamaan yang digunakan dalam perhitungan tersebut. Analisis konvensional inti batuan hanya dilakukan pada inti batuan dari empat sumur, dari enam sumur dengan data inti batuan yang ada. Empat sumur tersebut adalah sumur RantauBais#5, RantauBais#18, RantauBais#25, dan RantauBais#26. Data analisis konvensional inti batuan inilah yang digunakan sebagai data dalam penyusunan persamaan properti batuan. Hanya satu sumur yang berada di lapangan RantauBais bagian utara yaitu sumur RantauBais#25. Data properti yang digunakan dianggap benar dan tidak dilakukan analisis ulang terhadap data properti batuan yang ada. 53
IV.1 Analisis Ketebalan Reservoir Batupasir Duri B2 Analisis terhadap ketebalan reservoir batupasir dilakukan sebagai kelanjutan analisis stratigrafi sikuen yang telah dilakukan sebelumnya. Pola penyebaran reservoir batupasir Duri B diharapkan akan memberikan gambaran tentang proses pengendapan reservoir ini. Hal ini dilakukan juga untuk mendukung analisis stratigrafi sikuen dan fasien pengendapan yang telah dilakukan sebelumnya. Ketebalan reservoir juga akan berpengaruh terhadap ketebalan lapisan minyak yang mengisi reservoir tersebut. Ketebalan lapisan minyak, bersama dengan data porositas dan saturasi minyak, merupakan parameter sederhana yang seringkali digunakan sebagai gambaran kualitas reservoir untuk lapangan minyak dengan tipe minyak berat, sebagaimana halnya lapangan RantauBais. Hydrocarbon Pore Thickness, yang disingkat dengan HPT, merupakan hasil perkalian tingkat saturasi minyak (So), porositas reservoir (θ) dan ketebalan lapisan minyak (h) pada suatu reservoir. Struktur lapangan RantauBais bagian utara tidak sekomplek bagian tengah dan selatan. Struktur patahan yang berhasil diidentifikasi dari data seismik hanya berupa patahan minor di bagian barat laut daerah penelitian, sehingga pengaruh patahan terhadap pola penyebaran (berdasar peta ketebalan reservoir) dapat diabaikan. Peta struktur puncak reservoir Duri B2 pada Gambar IV.1 menunjukkan bahwa reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais mempunyai struktur antiklin dengan arah sumbu antiklin barat laut-tenggara. Kenampakan lain yang bisa dilihat dari peta tersebut adalah bahwa reservoir ini semakin meninggi ke arah tenggara, menuju puncak struktur dari lapangan RantauBais. Peta ketebalan reservoir batupasir Duri B2 dibuat berdasarkan hasil interpretasi stratigrafi sikuen pada bab sebelumnya. Terdapat dua peta ketebalan reservoir batupasir Duri B2 yang dibuat, yaitu: 1. Peta ketebalan reservoir dengan bagian atas adalah permukaan banjir (flooding surface) di atas reservoir batupasir Duri B2 dan bagian bawah 54
adalah batas sikuen SB D-11. Peta ketebalan resercoir ini dapat dilihat pada Gambar IV.2. 2. Peta ketebalan reservoir hanya pada bagian yang diinterpretasikan sebagai tidal channel reservoir batupasir Duri B2. Peta ketebalan resercoir ini dapat dilihat pada Gambar IV.3. Gambar IV. 1. Peta struktur puncak reservoir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara, antiklin berarah barat laut-tenggara dan semakin tinggi ke arah utara. 55
Gambar IV. 2. Peta ketebalan reservoir batupasir Duri B2 dengan batas atas adalah permukaan banjir (flooding surface) di atas reservoir batupasir Duri B2 dan batas bawah batas sikuen SB D-11. Gambar IV. 3. Peta ketebalan lapisan tidal channel reservoir batupasir Duri B2. 56
Sekilas kedua peta tersebut tampak sama, tetapi perbedaan cukup signifikan tampak pada bagian baratlaut dari area ini. Hal ini dilakukan untuk melihat seberapa besar perbedaan antar keduanya dalam karakterisasi reservoir nantinya. Di bagian barat laut lapangan RantauBais bagian utara, terdapat suatu lapisan batupasir yang mempunyai respons log sinar gamma yang berbeda dengan bagian lainnya. Di bagian atas reservoir batupasir Duri B2 terdapat lapisan yang mempunyai kecenderungan respons log sinar gamma yang mengkasar ke atas (coarsening upward). Lapisan ini diinterpretasikan sebagai tidal sand ridge. Kenampakan tersebut sangat berbeda dengan kenampakan yang diperlihatkan oleh respons log sinar gamma di area yang lain, yang berupa tidal channel. Respons log yang ada berupa batupasir dengan ukuran butir yang relatif sama (blocky) atau batupasir dengan ukuran butir yang menghalus ke atas (fining upward). Kedua lapisan ini mempunyai perbedaan kualitas/ properti batuan yang cukup signifikan, yang detailnya akan dibahas pada sub bab tentang properti batuan. Pola distribusi ketebalan reservoir batupasir Duri B2 tampak terbagi menjadi dua bagian, yaitu di bagian tengah area dan bagian barat laut. Keterbatasan data sumur di bagian barat (tepatnya barat laut) membuat interpretasi distribusi batupasir Duri B2 sangat meragukan apabila hanya didasarkan pada data sumur di sumur RantauBais#14. Interpretasi data seismik menunjukkan adanya kenampakan antiklin kecil dari batupasir Duri B2, tetapi distribusi ketebalan tidak dapat teramati. Sedang untuk pola penyebaran ke arah timur tidak teramati dengan baik. Hal ini disebabkan tidak adanya data yang mendukung. Ketebalan batupasir di sumur RantauBais#40 merupakan hasil estimasi, disebabkan sumur ini tidak menebus batupasir Duri B2 secara menyeluruh sehingga tidak diketahui secara pasti ketebalan batupasir Duri B2 di sumur tersebut. Interpretasi data seismik menunjukkan tidak adanya kenampakan spesifik, hanya menerus mengikuti tren kemiringan dari sayap antiklin utama. Hasil interpretasi data seismik dapat dilihat pada Gambar IV.5 dan IV.6. 57
Gambar IV. 4. Peta struktur puncak reservoir batupasir Duri B lapangan RantauBais, hasil interpretasi data seismik 3 dimensi. Tampak struktur antiklin minor di bagian barat laut (NW). Gambar IV. 5. Penampang seismik 3 dimensi, melintang barat-timur di lapangan RantauBais bagian utara. Terdapat kenampakan antiklin minor di bagian barat. 58
IV.2 Analisis Properti Batuan Resevoir Batupasir Duri B2 Sebagaimana telah disebutkan sebelumnya, bahwa data properti batuan yang akan digunakan dalam analisis ini merupakan data terproses yang telah dianalisis sebelumnya oleh Potter, 1999. Jenis data properti batuan yang digunakan untuk analisis karakterisasi reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara adalah data porositas dan saturasi minyak. Data terproses tersebut diasumsikan benar dan tidak dilakukan analisis lebih lanjut. Data properti batuan yang akan dijadikan referensi data untuk reservoir batupasir Duri B2 adalah data properti batuan yang berada pada fasies pengendapan tidal channel. Hal ini didasarkan hasil analisis yang menunjukkan bahwa fasies tidal channel merupakan bagian paling utama dari reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara. Data-data di luar interval fasies tersebut tidak akan akan dianalisis lebih lanjut. Nilai rata-rata dan nilai maksimum dari properti batuan reservoir batupasir Duri B2 ditampilkan dalam Tabel IV.1. 59
Tabel IV. 1. Tabel data properti batuan (porositas dan saturasi minyak) dari reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara. IV.2.1. Pemetaan Data Porositas Batuan Dari hasil pemetaan nilai rata-rata (Gambar IV.6) dan maksimum (Gambar IV.7) dari nilai porositas batuan, diperoleh gambaran bahwa batupasir tidal channel reservoir batupasir Duri B mempunyai nilai paling tinggi berada di bagian tengah lapangan RantauBais bagian utara. Meski demikian tidak terlihat adanya kemiripan pola kontur antara peta porositas (baik rata-rata maupun nilai maksimum) dengan peta ketebalan batupasir Duri B2. Hal ini terutama sekali tampak pada bagian barat laut dari lapangan RantauBais bagian utara. Di bagian ini, nilai ketebalan lapisan batupasir Duri B2 cukup besar dan menunjukkan kecenderungan yang semakin besar ke arah barat laut. Hal tersebut didukung pula oleh hasil interpretasi data seismik. 60
Gambar IV. 6. Peta porositas rata-rata reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara, menunjukkan pola penyebaran yang berada di bagian tengah lapangan. Gambar IV. 7. Peta porositas maksimum reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara menunjukkan pola penyebaran yang berada di bagian tengah lapangan. 61
IV.2.2. Pemetaan Data Saturasi Minyak Hasil pemetaan data prorositas batuan dapat dilihat pada Gambar IV.6 dan IV.7. Peta saturasi minyak rata-rata dan maksimum dari reservoir batupasir Duri B2, mempunyai pola penyebaran yang relatif sama satu dan yang lain. Akan tetapi pola penyebaran ini cukup signifikan perbedaannya dengan pola penyebaran data porositas, baik nilai rata-rata maupun nilai maksimumnya. Gambar IV. 8. Peta saturasi minyak rata-rata reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara. Pola penyebaran dipengaruhi oleh pola struktur dari batupasir Duri B2. 62
Gambar IV. 9. Peta saturasi minyak maksimum reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais bagian utara. Pola penyebaran dipengaruhi oleh pola struktur dari batupasir Duri B2. IV.3. Karakterisasi Reservoir Batupasir Duri B2 Secara umum, reservoir batupasir Duri B2 mempunyai kualitas yang cukup baik ditunjukkan dengan nilai porositas yang cukup tinggi, berkisar antara 26% dan 36%, serta nilai saturasi minyak yang cukup besar, berkisar antara 50% dan 82%. Meski demikian, terdapat penyimpangan untuk reservoir batupasir Duri B2 yang terletak di bagian barat laut lapangan ini. Berdasar peta penyebaran ketebalan reservoir batupasir Duri B2, serta peta penyebaran data properti batuannya, terlihat adanya ketidaksesuaian antar ketebalan lapisan batupasir dengan nilai properti batuan yang terkandung di dalamnya. Hal ini terutama terjadi di bagian barat laut. Hal ini akan menimbulkan pertanyaan tentang kualitas dan kemenerusan antar reservoir batupasir Duri B2 di bagian barat laut dengan reservoir batupasir yang ada di bagian tengah. 63
Untuk meneliti hal tersebut, dibuat penampang sumur yang melintang dengan arah barat laut-tenggara. Penamapang tersebut dapat dilihat pada Gambar IV.10. Gambar IV. 10. Penampang sumur yang memotong lapangan RantauBais bagian utara dengan arah barat laut-tenggara, menunjukkan data log sumur RantauBais#14 dibandingkan dengan data log sumur yang lain. Dari pengamatan penampang sumur yang melintang memotong lapangan RantauBais bagian utara, tampak adanya perbedaan respons log sinar gamma antar sumur RantauBais#14 dengan sumur-sumur lain yang ada di bagian tengah lapangan RantauBais. Perbedaan ini terutama di bagian bawah batupasir Duri B2 di sumur RantauBais#14. Penampang tersebut juga menunjukkan bahwa batupasir Duri B2 di bagian bawah pada sumur RantauBais#14 tidak menerus dengan batupasir Duri B2 di sumur lainnnya. Hal ini didukung juga oleh respons log resistivitas, yang nilainya relatif cukup jauh dibanding dengan ratarata respons log resistivitas dari sumur-sumur di bagian tengah. Beberapa kemungkinan yang mungkin menyebabkan hal tersebut dapat terjadi ádalah: 64
1. Bahwa reservoir batupasir bagian bawah pada sumur RantauBais#14 diendapkan pada saat yang tidak bersamaan dengan batupasir yang diidentifikasi dari sumur-sumur lainnya. Artinya bahwa ada kemungkinan batupasir Duri B2 bagian bawah di sumur RantauBais#14 bukan bagian dari incised valley Duri B2. Kondisi ini akan berakibat berubahnya batas sikuen SB D-11 pada sumur RantauBais#14 2. Bahwa reservoir batupasir bagian bawah pada sumur RantauBais#14 mengalami perubahan fasies secara lateral. Perubahan fasies ini akan mempengaruhi kualitas reservoir batupasir, tetapi mungkin tidak merubah batas sikuen yang ada. Dari pola distribusi reservoir batupasir Duri B2 di lapangan RantauBais, serta keterbatasan data di bagian barat laut lapangan ini, kemungkinan nomer dua lebih mungkin untuk terjadi. Arah pengendapan reservoir ini diperkirakan mempunyai arah timur laut-barat daya, maka arah pelamparan dari incised valley batupasir Duri B2 akan berarah barat laut-tenggara. Dimungkinkan bahwa arah barat laut tersebut merupakan bagian tepi dari incised valley batupasir Duri B2. Lapisan batupasir yang cukup tebal pada bagian bawah batupasir Duri B2 di sumur RantauBais#14 diinterpretasikan bahwa terbentuk incised valley dengan ukuran yang lebih kecil di bagian tepi incised valley batupasir Duri B2. Hasil interpretasi memperkirakan telah terjadi perubahan fasies dari batupasir tidal channel menjadi batupasir tidal bar pada arah barat laut. Ilustrasi model incised valley Duri B2 dapat dilihat pada Gambar IV.11 berikut ini. 65
Gambar IV. 11. Ilustrasi model incised valley batupasir Duri B2 serta perubahan fasies batupasir ke arah barat laut lapangan RantauBais bagian utara. Hasil analisa properti batuan, yang terdiri dari porositas dan saturasi minyak, memberikan kenampakan bahwa reservoir batupasir Duri B2 mempunyai tren reservoir dengan kualitas yang bagus pada arah timur laut-barat daya pada pusat incised valley batupasir Duri B2. Anomali minor terjadi pada pola penyebaran saturasi minyak yang menunjukan nilai yang cukup tinggi di sekitar sumur RantauBais#7 dan RantauBais#28. Tren reservoir dengan kualitas yang bagus ini searah dengan perkiraan arah pengendapan dari incised valley Duri B2. Nilai HPT (hydrocarbon pore thickness) sebagai parameter kualitas reservoir minyak berat, mempunyai nilai yang relatif sama dibanding sebelum stratigrafi sikuen reservoir batupasir Duri B2 diaplikasikan untuk lapangan ini. Hal ini dikarenakan perata-rataan dan pengambilan nilai maksimum dari properti batuan didasarkan pada satu tubuh batu pasir tidal channel dan bukannya pada lapisan batupasir yang lebih tipis. Hal ini menyebabkan pengamatan tentang pengaruh stratigrafi sikuen terhadap tingkat perolehan minyak kurang maksimal. Perbedaan nilai properti batuan terjadi pada sumur dengan lapisan batuan yang relatif tipis dan terdiri dari lebih dari satu lapisan yang terpisahkan oleh serpih dan pada sumur yang berada di bagian barat laut dikarenakan adanya lapisan tidal sand ridge yang tidak dimasukkan dalam analisis. 66
Beberapa data masih dibutuhkan untuk mengetahui penyebab perbedaan tingkat perolehan minyak di antara sumur-sumur di lapangan RantauBais bagian utara. Data-data tersebut umumnya adalah data-data yang berhubungan dengan produksi selama sejarah sumur tersebut. Data-data tersebut antara lain: sejarah desain produksi masing-masing sumur, data injeksi uap melalui metode huff&puff untuk masing-masing sumur, data aktivitas sumur, maupun data-data yang berhubungan dengan karakterisasi fluida yang ada di lapangan RantauBais. Diharapkan studi ini dapat menjadi awal yang lebih bagus untuk pengembangan lapangan Rantaubais khususnya yang ada di bagian utara. Studi yang lebih terintegrasi perlu dilakukan untuk lebih memahami karakterisasi reservoir batupasir yang ada di lapangan RantauBais, dengan menyertakan data dari sejarah produksi dan karakterisasi fluida yang ada di lapangan RantauBais. 67