Kajian III strategi pengelolaan migas hasil EOR
3.7. Metode Identifikasi Data Sekunder
3.7.2. Tahapan Rancangan Proses Penyimpanan CO2
a. Identifikasi Kriteria Sumur dan Lapangan EOR Potensial
Tahap awal sebelum proses simulasi adalah identifikasi terhadap kriteria yang dapat digunakan dalam pemilihan sumur dan lapangan EOR potensial. Proses identifikasi disesuaikan dengan hasil identifikasi Syahrial dan Bioletty (2007), yang menunjukkan bahwa setiap reservoir seharusnya memenuhi beberapa persyaratan untuk memastikan penyimpanan CO2 yang aman dan optimal dengan menggunakan metode penyimpanan EOR. Beberapa persyaratan tersebut diantaranya adalah sebagai berikut:
a. Berdasarkan cadanganreservoir> 5 MMstb. b. Kedalaman > 2.500 ft atau 762 m.
c. Berat jenis (BJ) APIgravityfluida > 35 API. d. Tekananreservoir> 1.800 psi.
e. Tekanan rekah formasi < 0,8 psi.
Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi DPE-LPPM (2003), yang menunjukkan cara penentuan kriteria untuk sumur-sumur tidak produktif berdasarkan pada :
a. Laju produksi minyak < 3 barrel per hari, atau < 10.000 barrel per tahun. b. Sisa cadangan minyak lapangan < 1 juta barrel.
Proses identifikasi oleh DPE-LPPM (2003), berdasarkan pada klasifikasi bahwa sebuah lapangan bernilai marjinal atau bukan, baru bisa ditentukan setelah analisis keekonomian dilakukan, namun demikian nilai ekonomi suatu lapangan dapat ditentukan dari laju produksi dan sisa cadangannya. Laju produksi dan sisa cadangannya yang semakin besar, dapat menjadikan nilai ekonomi lapangan tersebut semakin besar pula, dan sebaliknya jika laju produksi dan sisa cadangannya semakin sedikit, maka lapangan tersebut adalah lapangan marjinal.
Proses identifikasi selanjutnya disesuaikan dengan hasil identifikasi Green dan Willhite (1998), yang menunjukkan penentuan kriteria dalam penyaringan reservoir untuk memilih lokasi dapat didasari oleh data yang sesuai, pengujian laboratorium dan simulasi reservoir. Data yang sesuai dan karakterisktik lokasi yang baik penting untuk model yang realistis. Tiga langkah penting dalam
memilih reservoir untuk menentukan kecocokan reservoir yang dapat mempertemukan kebutuhan untuk injeksi CO2dan penyimpanan, yaitu:
1. Sebelum penyaringanreservoir dan minyak pada kandidat lapangan, petunjuk dasar yang perlu diikuti adalah sebagai berikut:
Kedalaman : > 2.500feet(762 meter). Komposisi minyak : % C5- C12yang tinggi. Viskositas minyak : < 10 cP.
Temperaturreservoir: sekitar 28 - 120oC.
Tekananreservoir> TTM dan < tekanan rekah (Pf). Laju saturasi minyak : > 20%pore volume.
Ketebalan formasi tidak kritis. Nilai porositas tidak kritis. Nilai permeabilitas > 5mD.
Jenis formasi : batuan pasir atau karbonat.
2. Penyaringan terhadap apakah aliran CO2 tercampur (miscible) atau tidak tercampur (immiscible) sangat dibutuhkan. Injeksi fluida yang tidak tercampur harus sering mencukupi gravitasi minyak yang tinggi ke menengah (oil gravity 12 - 25 API). Aliran tercampur besar yang diinginkan dapat dipakai untuk menjelaskan viskositas minyak yang rendah (oil gravity25 - 48 API).
3. Langkah selanjutnya adalah memperkirakan nilai tekanan tercampur minimum (TTM) pada setiap reservoir dengan menggunakan beberapa korelasi standar industri. Dalam mengerjakan hal ini, dua jenis korelasi Yellig-Metcalfe dan Holm-Josendal sering digunakan untuk memperkirakan dasar TTM pada temperatur reservoir. TTM sangat tergantung pada komposisi dan gravitasi minyak, temperaturreservoirdan kemurnian (purity) CO2.
b. Identifikasi Lapangan Migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka
Tahap selanjutnya adalah identifikasi data terhadap profil cadangan dan sejarah produksi lapangan minyak bumi di Kabupaten Indramayu dan Majalengka per 1 Januari 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 9.
Tabel 9 Profil lapangan minyak bumi (DPE-LPPM 2003)
No. Nama Lapangan
Minyak Bumi + Kondensat
IOIP (Mstb) Cadangan Terambil (Mstb) Produksi / Tahun (Mstb) Produksi Kumulatif (Mstb) Sisa Cadangan (Mstb) 1. Cemara Selatan 44.561,8 12.037,4 61,9 7.783,8 3.758,4
2. Cemara Barat + Timur 42.825,5 16.098,6 479,4 8.611,1 3.652,3
3. Gantar 1.729,9 2.796,0 86,4 1.621,5 483,2 4. Pasir Catang 4.365,5 1.600,4 18,0 304,9 1.151,5 5. Sambidoyong 336,7 84,2 - 1,9 82,3 6. Waled Utara 573,9 360,1 10,3 121,0 156,7 7. Kandanghaur Barat 931,4 186,3 - 70,0 116,3 8. Kandanghaur Timur 11.958,7 3,266,3 44,0 1.804,8 1.109,3 9. Sindang 14.252,3 4.467,0 31,3 622,9 3.593,7 10. Tugu Barat A 43.423,0 13.691,1 150,7 10.781,5 1.704,0 11. Jatibarang 647.418 178.760,2 1.416,3 112.818,3 54.611,5 12. Cemara Selatan BT - 280,0 - 52,2 227,8
13. Sindang Blok Turun - 7,2 - - 7,2
14. Malendong 10.990,0 4.042,2 42,4 381,6 3.321,4 15. Sindang Sari - 393,5 16,1 189,8 74,9 16. Suka Tani - 82,0 2,0 18,0 48,0 17. Tanjung Sari - 1.423,0 46,5 490,4 560,6 18. Randegan 33.974,8 6.187,2 18,3 957,6 5.153,0 19. Pasir Catang 4.365,5 1.600,4 18,0 304,9 1.218,8 20. Tugu Barat C 8.175,9 3.714,0 149,8 2.351,2 164,4
Keterangan : IOIP = initial oil in place, Mstb = Million standard tank barrel.
Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi data terhadap profil produksi per tahun dan sisa cadangan gas alam pada setiap lapangan gas alam yang terletak di Kabupaten Indramayu dan Majalengka per 1 Januari 2004, seperti ditunjukkan pada Tabel 10.
Tabel 10 Profil lapangan gas alam (DPE-LPPM 2003)
No. Nama Lapangan
Gas Alam IGIP (Bscf) Cadangan Terambil (Bscf) Produksi / Tahun (Bscf) Produksi Kumulatif (Bscf) Sisa Cadangan (Bscf) 1. Cemara Selatan 60,27 59,52 1,44 41,06 6,95
2. Cemara Barat + Timur 198,31 166,32 5,18 96,63 28,25
3. Gantar 209,50 276,79 12,59 181,15 -4. Pasir Catang 81,59 71,15 1,17 14,49 47,29 5. Sambidoyong 0,60 0,39 0,00 0,07 0,32 6. Waled Utara 24,42 38,6 2,46 22,89 -7. Kandanghaur Barat 0,66 0,43 - 0,41 0,02 8. Kandanghaur Timur 24,84 20,23 0,30 10,34 7,5 9. Sindang 67,77 64,34 0,73 30,36 28,14 10. Tugu Barat A 107,19 100,76 2,79 68,18 10,27 11. Jatibarang 722,99 594,3 10,89 408,21 98,97 12. Cemara Selatan BT 40,93 31,58 0,16 14,09 16,21
13. Sindang Blok Turun 1,66 1,91 0,08 1,07 0,2
14. Malendong - - - - -15. Sindang Sari - - - - -16. Suka Tani - - - - -17. Tanjung Sari - - - - -18. Randegan 56,79 64,08 2,92 59,08 -19. Pasir Catang 81,59 71,15 1,17 14,49 47,29 20. Tugu Barat C 37,44 31,74 0,41 9,79 18,67
Keterangan : IGIP = initial gas in place, Bscf = Billion standard cubic feet.
Berdasarkan hasil identifikasi data lapangan minyak bumi dan gas alam tersebut di atas, maka dapat diketahui profil dari jumlah cadangan di tempat, produksi dan sisa cadangan migas dari setiap lapangan migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka sampai dengan tahun 2004.
c. Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif per Lapangan
Tahap selanjutnya adalah identifikasi sebaran sumur tidak produktif per lapangan. Menurut DPE-LPPM (2003), dari profil dan sejarah beberapa lapangan migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka dapat diidentifikasi jumlah sebaran sumur migas tidak produktif, seperti ditunjukkan pada Tabel 11.
Tabel 11 Sebaran sumur per lapangan (DPE-LPPM 2003)
Keterangan: M = Minyak, G = Gas, K = Kondensat
No. Struktur / Wilayah Jumlah
Sumur Sumur Minyak Sumur Gas Sumur Tidak Produktif Fluida 1. Cemara Barat 18 9 2 7 MGK 2. Cemara Selatan 25 3 6 16 MGK
3. Cemara Selatan Blok Turun 4 - 2 2 K
4. Cemara Timur 10 3 5 2 MGK 5. Gantar 12 2 6 4 MGK 6. Haurgeulis 1 - - 1 G 7. Jatibarang 163 55 21 87 MGK 8. Kandanghaur Barat 3 - - 3 MG 9. Kandanghaur Timur 11 1 1 9 MG 10. Krasak 1 - - 1 -11. Melandong 1 - - 1 -12. Pasir Catang 2 1 - 1 MG 13. Sambidoyong 3 - - 3 MG 14. Sindang 19 2 14 3 MK
15. Sindang Blok Turun - - - - G
16. Sindang Sari 1 - 1 - GK 17. Suka Tani 1 - - 1 G 18. Tanjung Sari - - - - -19. Tugu Barat A 25 6 2 17 M 20. Waled Selatan 1 - - 1 -21. Waled Utara 3 - 3 - M 22. Randegan 14 1 2 11 MG 23. Tugu Barat C 6 1 1 4 MG TOTAL 410 99 92 219
d. Identifikasi Kandidat Lapangan dan Sumur EOR Potensial
Tahap selanjutnya adalah idenfitikasi lapangan dan sumur EOR potensial. Berdasarkan data profil lapangan yang tersedia, dapat dilakukan identifikasi terhadap beberapa lapangan yang memiliki sumur tidak produktif, sehingga diperoleh delapan (8) buah lapangan kandidat, seperti ditunjukkan pada Tabel 12.
Tabel 12 Delapan kandidat lapangan (DPE-LPPM 2003)
Keterangan: M = Minyak, K = Kondensat, mbpl = meter bawah permukaan laut.
e. Identifikasi Lapangan dan Sumur EOR Potensial
Berikut ini deskripsi stratigrafi formasi dan struktur geologi dari keempat lapangan dan sumur EOR potensial, dan seperti ditunjukkan pada Tabel 13.
No Nama Lapangan Sumur Tidak Aktif Perkiraan Sisa Cadangan 2004 Luas (m2) Formasi (mbpl) M + K Gas 1. XC 2 227,80 16,21 7.222.208 C (1.213) D2 (1.374) L (1.795) 2. XG 4 483,15 - 5.320.000 Parigi (1.045) Eq.BRF (1.887) 3. XK 3 116,3 0,02 1.470.000 Q1 (BRF) (2.426) 4. XP 1 1.151,45 47,29 1.480.000 Eq.Brf (1.750) P (1.660) Z-16 (1.522) 5. XS 1 48 - 1.140.000 Z-14 (1.463) P (BRF) (2.230) S (TAF) (2.289) 6. XW - 156,70 - 92.590.700 J (1.505) K (1.553) L/M (1.610) 7. XT 4 164,40 18,67 -BRF (1.783) Z-16 (1.729) 8. XJ 87 54.611,5 98,97 -F (1.253) -
-1. Lapangan XC
Lapangan XC masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini mempunyai luas 7.222.207,8 m2. Produksi minyak dan gas yang dihasilkan dari XC berasal dari tiga formasi yaitu Formasi C, D2 dan L (DPE-LPPM 2003).
a) Formasi C
Formasi C merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.213 mbpl (meter bawah permukaan laut). Batas kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.200 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.240 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.213 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak bulan April 1984. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 34% dan saturasi air rata-rata 35% serta permeabilitas rata-rata 1837 mD. Reservoir pada formasi C mempunyai mekanisme tenaga pendorong depletion. Batuan formasi dan fluida yang sebelumnya terkompresi kemudian mengembang saat fluida reservoir diproduksi. Hal tersebut dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi.
Terdapat beberapa sumur yang berhasil menembus Lapisan C, tetapi hanya ada satu sumur produktif dan memproduksikan hidrokarbon, yaitu XC-1, XC-2 dan XC-3, merupakan sumur yang tidak produktif karena menembus formasi di luar horizon batas gas dan air, dan XC-4 hanya menembus formasi tetapi tidak memproduksikan hidrokarbon dari lapisan ini, karena sumur tersebut difungsikan untuk memproduksi gas dari formasi L yang berada di bawah formasi C dan D2.
b) Formasi D2
Formasi D2 merupakanreservoirgas non asosiasi dan kondensat. Formasi ini ditemukan berada pada kedalaman lapisan datum 1.374 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.360 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.400 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.374 mbpl. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 18% dan saturasi air rata-rata 45% serta permeabilitas rata-rata 40,7 mD. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak bulan April 1992. Reservoir pada formasi D2
mempunyai mekanisme tenaga pendorong water drive. Berbeda halnya dengan depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari air formasi. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksikan.
Pada lapisan ini terdapat sumur produktif XC-1. XC-2 dan XC-3 tidak produktif karena menembus formasi di luar horizon batas gas air, walaupun keduanya berada pada lapisan ini. XC-4 hanya menembus Lapisan D tetapi tidak digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon pada Lapisan D2.
c) Formasi L
Formasi L merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.795 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman1.760 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.800 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.795 mbpl.
Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak Januari 1990. Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 17% dan saturasi air rata-rata 22% serta permeabilitas rata-rata 3,181 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 246oF. Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas 0,0097 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,91435 serta viskositas gas 0,0169 cp.
Reservoirpada formasi L mempunyai mekanisme tenaga pendorongwater drive. Berbeda halnya dengan depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari air formasi. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tenaga terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi. Total jumlah sumur yang menembus lapisan ini ada empat (4) buah, yaitu XC-1, XC-2, XC-3 dan XC-4. Jumlah sumur yang berproduksi sampai tahun 1993 sebanyak 2 buah yaitu XC-2 dan XC-4. Kemudian pertengahan tahun 1993 XC-2 ditutup kemungkinan akibatwaterbreakthrough.
Hal ini terjadi karena posisi reservoir ini yang berada dekat dengan horison batas gas air. Saat ini diperkirakan hanya terdapat satu sumur yang berproduksi yakni XC-4. Dari hasil studireservoirdiketahui bahwa formasi C dan D2 produksinya sudah mencapai batas estimated ultimate recovery (EUR) sebelum awal tahun 2004.
2. Lapangan XG
Lapangan XG masuk ke dalam wilayah Kab Indramayu. Lapangan ini mempunyai luas sekitar 5,32 km2. Produksi minyak dan gas lapangan berasal dari 2 formasi yaitu formasi Parigi dan Eq. BRF (DPE-LPPM 2003).
a) Formasi Parigi
Formasi ini menumpang selaras di atas formasi Cibulakan, disusun oleh batu gamping terumbu, batu gamping bioklastik, napal, dan kalkarenit. Batu gamping terumbu dibangun oleh koloni ganggang, koral dan briozoa. Formasi Parigi merupakanreservoirgas non asosiasi dan kondensat. Lithologi formasi ini adalah limestone dengan kedalaman lapisan datum 1.045 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 960 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.060 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.0645 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan antiklin ini telah diproduksi sejak Maret 1991. Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 20% dan saturasi air rata-rata 34% serta permeabilitas rata-rata 21,55 mD.Reservoirini memiliki temperatur 211oF.
Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas 0,01098 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,86718 serta viskositas minyak 0,88 cp. Kondensat pada reservoir ini memiliki berat jenis API sebesar 0,7846 dan berat jenis API gravity pada 60oF 48,85. Reservoir pada formasi Parigi mempunyai mekanisme tenaga pendorong weak water drive atau tenaga pendorong air yang termasuk kategori lemah. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi.
Total sumur yang menembus lapisan ini ada 11, yaitu XG-1, XG-3, XG-4, XG-5, XG-6, XG-7, XG-8, XG-9, XG-10, XG-11 dan XG-12. Sumur-sumur tersebut merupakan sumur yang memproduksi gas, kecuali sumur XG-11. XG-11 tidak berfungsi untuk memproduksi hidrokarbon pada lapisan ini, tetapi merupakan sumur produksi minyak yang berasal dari Lapisan Eq. BRF. Khusus untuk sumur XG-1, selain memproduksikan gas dari Lapisan Parigi juga dapat memproduksikan minyak dari Lapisan Eq. BRF atau biasa juga disebut sumur comingle production.
b) Formasi Batu Raja (Eq. BRF)
Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran sangat luas. Batu gamping formasi ini diendapkan pada daerah paparan yang berasosiasi dengan terumbu. Formasi Eq. BRF merupakan reservoir minyak dan gas terlarut. Lithologi formasi ini adalah limestone dengan kedalaman lapisan datum 1.887 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.840 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.940 mbpl dengan batas minyak air berada pada kedalaman 1.887 mbpl.
Formasi dengan bentuk jebakan antiklin/fault ini telah diproduksi sejak bulan Oktober 1992.Reservoirini mempunyai porositas efektif rata-rata 18% dan saturasi air rata-rata 49% serta permeabilitas rata-rata 4,92 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 274oF. Pada reservoir ini fluida gas memiliki faktor volume formasi minyak 1,6283 Rb/stb dan berat jenis API gravity pada temperatur 60oF sebesar 31,4 serta viskositas minyak sebesar 1,5 cp.
Reservoir pada formasi Eq. BRF mempunyai mekanisme tenaga pendorongwater driveatau tenaga pendorong air yang termasuk kategori sedang. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi. Total sumur yang menembus lapisan ini adalah XG-1, XG-11 dan XG-2. Produksi ini berasal dari XG-1 dan XG-11 yang merupakan sumursidetrack-nya, dan XG-2 merupakan sumurdry.
3. Lapangan XT
Lapangan XT termasuk ke dalam wilayah administrasi Kabupaten Majalengka. Lapangan ini mempunyai sebuah formasi yang potensial, yaitu formasi Batu Raja (BRF) (DPE-LPPM 2003).
a) Formasi BRF
Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran sangat luas dan diendapkan pada daerah paparan yang berasosiasi dengan terumbu. Formasi BRF merupakan reservoir migas dengan lithologi limestone. Tipe jebakan adalah antiklin. Kedalaman lapisan datum adalah 1.740 mbpl, kontur
tutupan tertinggi pada kedalaman 1.740 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.880 mbpl.Reservoirini mengandung minyak dan tudung gas dimana batas gas minyak berada pada kedalaman 1.783 mbpl dan batas minyak-air terdapat pada 1.826 mbpl. Formasi BRF mulai diproduksikan pada bulan Mei 1992.Reservoir mempunyai porositas efektif rata 29% dan saturasi air rata-rata 36% serta permeabilitas rata-rata-rata-rata 20,7 mD. Formasi BRF merupakan reservoirminyak dan gas terlarut. Fluida reservoiryang mengisi pori-pori batuan terdiri dari air, minyak dan gas terlarut dengan saturasi air rata-rata 36%. Reservoirini memiliki temperatur 298oF.
Padareservoirtersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi minyak 1,3523 serta viskositas minyak 0,694 cp. Khusus untuk gas,reservoirini memiliki rasio gas yang terlarut 555,08 scf/stb, faktor formasi gas 0,003931 cuft/scf dan faktor deviasi gas 0,83339. Total sumur yang menembus lapisan ini ada 5 buah sumur, yaitu XT-25, XT-27, XT-28, XT-29, dan XT-30.
4. Lapangan XJ
Lapangan XJ masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini terletak di Blok III/Zona F, dan mempunyai formasi Jatibarang, Cibulakan Bawah (Unit Talang Akar dan Unit Baturaja), Cibulakan Atas (Unit Massive, Unit Main, dan Unit Pre-Parigi), formasi Parigi dan formasi Cisubuh (Rahman 2005).
a) Formasi Jatibarang
Formasi Jatibarang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar. Bagian bawah formasi tersusun oleh tiff yang bersisipan denganlava, sedangkan bagian atas tersusun oleh batupasir. Ketebalan formasi ini 1.200 m di sebelah timur dan semakin menipis ke barat. Minyak bisa ditemukan pada media rekahan.
b) Formasi Talang Akar
Formasi ini diendapkan secara tidak selaras di atas formasi Jatibarang. Litologi penyusunan pada bagian bawah terdiri dari serpih gampingan dengan sedikit kandungan pasir, batulanau dengan sisipan batupasir, terkadang juga dijumpai konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun oleh batuan karbonat. Ketebalan formasi ini berkisar antara 50 - 300 m.
c) Formasi Baturaja
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas formasi Talang Akar. Litologi penyusunannya terdiri dari batugamping terumbu dengan penyebaran tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batugamping massif yang semakin ke atas semakin berpori. Dolomite, interkalasi serpih glaukonitan, napal,chertdan batubara dapat ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi ini berkisar 50 m.
d) Formasi Cibulakan Atas
Formasi ini terbagi menjadi 3 anggota formasi, yaitu Massive, Main, dan Pre-Parigi. Unit Massive terendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Baturaja. Litologi penyusun satuan ini adalah perselingan batulempung dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada formasi ini dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Unit Main terendapkan secara selaras di atas Unit Massive. Litologi penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan batupasir karbonatan yang mempunyai ukuran butir dari halus sampai sedang (bersifat glaukonita). Unit Pre-Parigi terendapkan secara selaras di atas Unit Main. Litologi penyusunan adalah perselingan batugamping, dolomite, batupasir dan batulanau.
e) Formasi Parigi
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Pre-Parigi. Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang, berfosil dan berpori dengan sedikit dolomit. Adapun litologi penyusun yang lain adalah serpih karbonatan, napal yang dijumpai pada bagian bawah. Batugamping pada formasi ini umumnya dapat menjadi reservoir yang baik karena mempunyai porositas sekunder dan permeabilitas yang besar. Ketebalan formasi lebih kurang 400 m.
f) Formasi Cisubuh
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Parigi. Litologi penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan dengan batupasir dan serpih gampingan, mengandung banyak glukonit, lignit, sedikit chert, pirit dan fragmen batuan beku volkanik. Pada bagian bawah terdapat kandungan fosil yang semakin ke atas semakin sedikit. Hidrokarbon tidak pernah ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi berkisar antara 100-1.200 m.
Tabel 13 Lapangan dan sumur EOR potensial (DPE-LPPM 2003, Rahman 2005) Field For -masi Jenis Batuan Depth (m) Reser-voir Mekanisme Tenaga Pendorong Jenis Produksi Kondisi Sumur EOR Potensial (√) XC C Limestone (Karbonat) 1.240 XC-1 Depletion drive
Minyak Tidak produksi
XC-2 Minyak Tidak produksi
XC-3 Minyak Tidak produksi
XC-4 Gas Produksi Gas
D2 1.400
XC-1
Water drive
Minyak Tidak produksi
XC-2 Minyak Tidak produksi
XC-3 Minyak Tidak produksi
XC-4 Gas Produksi Gas
L 1.800
XC-1
Water drive
Minyak Tidak produksi XC-2 Minyak Waterbreakthrough
XC-3 Minyak Tidak produksi
XC-4 Gas Estimated ultimate recovery(EOR)√
XG P Limestone (Karbonat) 1.060 XG-1 Weak water drive
Gas Produksi Gas
XG-3 Gas Tidak produksi
XG-4 Gas Tidak produksi
XG-5 Gas Tidak produksi
XG-6 Gas Tidak produksi
XG-7 Gas Tidak produksi
XG-8 Gas Tidak produksi
XG-9 Gas Tidak produksi
XG-10 Gas Tidak produksi
XG-11 Minyak Produksi Minyak
XG-12 Gas Tidak produksi
Eq. BRF 1.940
XG-1
Water drive
Gas
Minyak Comingle production(EOR)√
XG-2 Gas Reservoir dry
XG-11 Minyak Reservoir sidetrack(EOR)√
XT BRF Limestone
(Karbonat) 1.880 XT-25
Water drive
Minyak Tidak produksi
XT-27 Minyak Estimated ultimate recovery(EOR)√
XT-28 Minyak Tidak produksi
XT-29 Minyak Tidak produksi
XT-30 Minyak Tidak produksi
XJ J Limestone (Karbonat) 1.140 XJ-48 *Solution gas drive dan *Weak water drive
Minyak Tidak produksi
XJ-49 Minyak Tidak produksi
XJ-50 Minyak Produksi Minyak
XJ-52 Minyak Tidak produksi
XJ-78 Minyak Tidak produksi
XJ-133 Minyak Tidak produksi XJ-140 Minyak Produksi Minyak (EOR)√
XJ-169 Minyak Tidak produksi XJ-182 Minyak Tidak produksi XJ-206 Minyak Tidak produksi
f. Identifikasi Karakteristik Geologi Lapangan dan Sumur EOR
Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap karakteristik geologi terhadap kedelapan lapangan dan sumur EOR potensial tersebut di atas. Menurut Green dan Willhite (1998), dan Syahrial dan Bioletty (2007), identifikasi dapat dilakukan berdasarkan pada karakteristik kedalaman formasi, temperatur dan tekananreservoir, seperti ditunjukkan pada Tabel 14.
Tabel 14 Karakteristik geologireservoir(DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005)
Field
Name Sumur Formasi
Cum Oil (Mstb) Cum Gas (Bscf) Depth (m) Temperature (o F) Pressure (psi) XC XC-4 L 227,80 115,89 1.823 245 2.489 XG XG-1 P 310,35 0 1.045 211 1.408 XG-11 BRF 1.887 274 2.275 XT XT-27 BRF 6.977,5 34,16 1.740 298 2.580 XJ XJ-140 F 54,612 98,97 1.145 197 < 2.000
Penyaringan kriteria selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap nilai karakteristik berat jenis (BJ), viskositas, porositas, dan permeabilitas fluida dan batuan dari masing-masing sumur, seperti ditunjukkan pada Tabel 15.
Tabel 15 Karakteristik kimia dan fisika (DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005) Sumur BJ 60oF APIGravity Viscosity (cp) Porosity Permeability(mD)
XC-4 - (G) 0,0169, (M) 3,445 0,2 3,181 XG-1 48,85 (M) 0,88 0,2 21,55 XG-11 40,125 (M) 1,5 0,18 4,916 XT-27 29,9 (M) 1,5 0,24 20,7 XJ-140 38,3 (M) 1,057 0,14 41,07
Keterangan: (G) = gas, (M) = minyak
g. Identifikasi TekananReservoirdan Tekanan Rekah Formasi
Tahap selanjutnya adalah identifikasi terhadap tekanan reservoir dan tekanan rekah formasi dari lapangan dan sumur EOR potensial. Berdasarkan kondisi tersebut di atas, maka langkah selanjutnya adalah mengidentifikasi nilai kedalaman, tekananreservoirdan tekanan rekah formasi pada kelima sumur EOR potensial, seperti ditunjukkan pada Tabel 16.
Tabel 16 Karakteristik tekanan rekah formasi (DPE-LPPM 2003) Field Name Sumur Formasi Data Tahun Depth (m) Temp. (oF) Press. (psi) Gradien Rekah Baru (psi/ft) XC XC-4 L 2003 1.823 246 2.488 0,683 XG XG-1 P 2003 1.045 211 2.235 0,662 XG-11 BRF 2003 1.887 274 2.275 0,648 XT XT-27 BRF 2003 1.740 298 2.772 0,664 XJ XJ-140 F 2003 1.145 197 < 2.000* < 0,6* *Marhaendrajanaet al.(2004)
h. Identifikasi Potensi Cadangan Migas Sumur EOR Potensial
Tahap selanjutnya adalah identifikasi data terhadap potensi cadangan migas dari setiap sumur EOR potensial. Hasil identifikasi DPE-LPPM (2003), menunjukkan bahwa penentuan potensi cadangan migas pada sumur migas yang tidak ekonomis atau tidak produktif, yang dapat memenuhi persyaratan kriteria sebagai sumur EOR potensial, dapat dilakukan berdasarkan kategori laju produksi minyak < 3 barrel per hari, atau < 10.000 barrel per tahun, dan sisa cadangan