Tanpa pemboran hampir tidak mungkin mendapatkan gambaran rinci lapisan atau batuan yang jauh di bawah permukaan tanah. Banyak sekali informasi yang diperoleh dari kegiatan pemboran tersebut, antara lain kedalaman lapisan yang produktif, temperatur dan tekanan, jenis batuan, litologi, dan jenis fluidanya. Risiko yang dihadapi adalah adanya semburan liar yang selain menambah biaya pemboran yang tidak sedikit, juga kadang-kadang menelan korban jiwa. 5.2 Kegiatan Pemboran
Yang pertama-kali dibor adalah sumur taruhan (wild cat) yang lokasinya biasanya dipilih di puncak struktur. Disebut demikian karena sumur ini benar-benar merupakan taruhan untuk langkah selanjutnya. Bila berhasil menemukan jebakan hidrokarbon, maka lazimnya diikuti beberapa sumur di kaki struktur (appraisal wells) untuk menentukan batas-batas reservoar. Data sumur-sumur tersebut sangat membantu memperbaiki model geologi yang sudah dibangun sebelumnya. Kebijakan pimpinan perusahaan dibantu dengan masukan pemikiran akhli teknik reservoar akan mampu mengambil keputusan apakah akan berproduksi dengan jumlah sumur tertentu ataukah justru produksinya dipercepat (accelerated) dengan tambahan sumur-sumur pengembangan (development wells) di lokasi-lokasi yang dipilih. Urut-urutan langkah ini bisa diterapkan untuk jebakan struktural seperti antiklinal. Berbeda sekali, tentu saja, bila yang dijumpai di lapangan berupa lensa-lensa, atau bentuk lain.
Setiap metoda pemboran harus mampu memecah formasi yang ditembus dan membawa serpihan-serpihan batuan ke permukaan. Dikenal pemboran dengan cara seperti mengaduk dan menumbuk (churn drilling), sedangkan yang sering digunakan adalah dengan memutar (rotary drilling), atau gabungan keduanya. Cara kerja alat bor memecah batuan formasi berurutan diperlihatkan pada Gambar 5.1 dan 5.2.
Setelah semua perlengkapan dan peralatan disiapkan, dibuat lobang yang dibeton (concrete cellar ) berukuran 3,05 meter (10 kaki) x 2,45 meter (8 kaki) x 3,05 meter (10 kaki) cukup kuat menahan beban menara pemboran (drilling rig) yang selanjutnya nanti untuk mengakomodasi katup kepala-sumur ( well-head valve) dan perluasan gelondong (expansion spool). Bagian-bagian dari menara pemboran diperlihatkan dalam Gambar 5.3. Di sekitar dan di bawah lubang tersebut masih diperkuat lagi dengan bahan-bahan tertentu, selain untuk memperkuat penahan beban menara bor, juga untuk mengalihkan rembesan besar gas yang bisa membahayakan petugas lapangan.
Batuan terpecah menjadi beberapa serpihan oleh mata bor, misalnya yang berbentuk tiga kerucut (three cones) seperti yang dapat dilihat pada Gambar 5.4. Untuk mengangkat serpihan batuan dari lubang sumur melalui anulus
30 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Gambar 5.1
Awal ter jad in ya s erp ih an o leh mat a bor pu tar (Nishimatsu, 1972)
Gambar 5.2
Serpihan terlempar dan awal terjadinya serpihan baru (Nishimatsu, 1972)
ke permukaan diperlukan lumpur pemboran. Bagaimana sirkulasi lumpur bor pada saat kegiatan pemboran berlangsung diperlihatkan pada Gambar 5.5. Beberapa jenis lumpur pemboran yang sudah umum digunakan adalah yang berbasis air (water base mud), berbasis minyak (oil base mud), dan kadang-kadang udara yang dipasok dari kompresor atau gas dari sumur terdekat, bila kondisinya memungkinkan.
31 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Gambar 5.3
Sketsa menara pembor an put ar (Sandler, 1982)
Rotary Drilling Rig
Gambar 5.4
32 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi permukaan dengan menjaga kestabilan tekanan dalam sumur mengantisipasi adanya tekanan yang besar dari dalam formasi. Gejala awal adanya tekanan yang besar ini dapat diindikasi dengan bertambahnya gelembung-gelembung udara di permukaan. Biasanya langkah yang diambil akhli lumpur di lapangan adalah menambah sejumlah bahan tambahan pemberat, seperti CaSO4. Oleh sebab itu, secara periodik perlu dilakukan pengecekan viskositas lumpur dengan corong khusus.
Pengalaman membuktikan bahwa membor lapisan yang lunak membutuhkan biaya lumpur pemboran yang lebih tinggi dibandingkan dengan membor
Di permukaan, serpihan ini diseleksi dan dikumpulkan untuk dianalisis lebih lanjut. Selain itu, fungsi lumpur tersebut antara lain: melumasi dan mengidentifikasi langkah-langkah model prakiraan tersebut. Prakiraan memiliki karakter ekstrapolasi daripada interpertasi, jadi ini melibatkan ketidakpastian dan risiko. Prakiraan mengarah pada pengambilan keputusan. Hasil prakiraan ini sering membutuhkan dukungan visualisasi dan interpertasi yang dapat disajikan dan digunakan oleh `pelanggan` hasil pemodelan tersebut. Model geometri dan prakiraan diperlihatkan pada Gambar 5.5 sebagai cara menyajikan visualisasi dan interpertasi yang diteruskan kepada pelanggan.mengurangi masuknya cairan lumpur ke dalam formasi, menjaga serpihan batu dan pemberatnya manakala sirkulasi berhenti, membantu menyangga berat pipa pemboran dan selubung, mengurangi kerusakan pada lapisan yang potensial, meneruskan tenaga-kuda hidrolik ke mata bor, dan mengontrol tekanan bawah
Gambar 5.5
33 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
lapisan yang lebih keras. Ini disebabkan dinding sumur sering runtuh dan hilangnya sirkulasi, sehingga harus diganti lumpur baru dengan bahan-bahan tambahannya (additives). Gambar 5.6 memperlihatkan petugas lapangan yang sedang meramu lumpur yang akan digunakan dalam kegiatan pemboran.
Gambar 5.6
Petugas pengatur lumpur (Sandler, 1982)
Serpihan berukuran kecil yang terbawa lumpur bisa tidak sepenuhnya mewakili lapisan yang ditembus manakala terdiri dari serpih dan lempung yang akan mengembang dalam lumpur pemboran yang sudah bercampur air dan berubah bentuk sesampainya di permukaan. Sebagai penggantinya diambil conto dari formasi yang menjadi perhatian, berukuran cukup memadai untuk menentukan sifat-sifat fisik batuan formasi tersebut. Dengan alat selongsong baja di dasar lubang (bottom hole core barrel) akan diperoleh conto batu-inti berukuran panjang sampai 70 kaki dengan garis tengah 3 inci.
Sedangkan dengan alat khusus diperoleh conto formasi yang diambil dari dinding sumur (side wall core) dengan ukuran garis tengah ¾ sampai 1 inci dan panjang 2 sampai 6 inci. Contoh alat yang digunakan dan bentuk batu inti yang diperoleh diperlihatkan seperti pada Gambar 5.7.
Kegiatan pemboran agak terhambat oleh dua hal: 1).terjepitnya pipa pemboran sewaktu menembus lapisan yang lengket, biasanya lempung, dengan kandungan banyak air; 2) pengambilan conto batu-inti yang prosesnya biasanya agak lambat, namun diperlukan untuk menunjang kebutuhan akhli geologi tentang informasi lapisan yang dituju.
Lubang sumur hampir dipastikan tidak mulus lurus ke bawah, melainkan berkelok, malah sering dijumpai kelokan yang menyerupai kaki anjing, lebih sering disebut sebagai dog leg seperti yang terlihat pada Gambar 5.8.
34 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Gambar 5.7
Pipa dan mata bor batu in ti (Sandler, 1982)
Gambar 5.8
35 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Selain pemboran sumur satu per satu lurus menembus lapisan yang diduga mengandung hidrokarbon, dikenal juga pemboran beberapa sumur miring yang dilakukan dari satu lokasi klaster. Ini sering dijumpai di anjungan lepas pantai atau lokasi-lokasi yang tidak memungkinkan menajak setiap sumur di setiap titik permukaan tanah, atau pertimbangan-pertimbangan ekonomi. Teknologi pemboran terbaru malah memungkinkan menembus lapisan secara horisontal mengikuti arahnya lapisan. .
Tidak semua kegiatan pemboran mulus sesuai jadwal dan sasaran, tetapi kadang-kadang dijumpai apa yang disebut sebagai semburan liar (blow-out). Untuk mengantisipasi kejadian ini di permukaan dipasang alat pencegah semburan liar (blow-out preventer ,BOP) yang bentuknya terlihat pada Gambar 5.9.
Gambar 5.9
Contoh bentuk BOP (Sandler, 1982)
Apa yang dilakukan kalau semburan liar semacam ini terlanjur terjadi ?. Yang paling umum dilakukan adalah menutup sumur tersebut dengan membor sumur baru miring ke arah lubang yang menyembur dan menutupnya dengan semen.
36 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
5.3 Log Sumu r
Tujuan utama melaksanakan log sumur minyak adalah mendeteksi zona dengan permeabilitas sedang sampai permeabilitas tinggi yang mengandung
fluida hidrokarbon, sedangkan identifikasi litologi dan jenis fluidanya akan membantu pemetaan regional daerah sumberdaya.
Ide dari konsep dasar log sumur dicetuskan di Perancis. Pada tahun 1931 Schlumberger bersaudara, Marcel dan Conrad, mengenalkan metoda eksplorasi migas dalam bentuk kurva normal pendek, diikuti dengan yang panjang pada tahun 1934. Peralatan pertama yang mereka gunakan diperlihatkan dalam Gambar 5.10. Metoda eksplorasi ini disesuaikan pada log formasi yang bergerak dari kedalaman akhir suatu sumur sampai ke permukaan. Dalam perkembangannya, rekaman tahanan-jenis dan potensial spontan sebagai fungsi kedalaman ini dikenal sebagai alat bantu geologi yang sangat handal untuk menemukan formasi migas.
Sekarang, pengertian log sumur bisa mencakup pengukuran, pengamatan, dan pencatatan semua hal penting berkaitan dengan pemboran sumur, penyelesaian sumur, dan pengujian sumur. Namun istilah ini bisa saja dikembangkan menjadi cakupan tentang semua pengamatan di masa datang yang berkaitan dengan umur produksi sumur.
Penggunaan log dalam eksplorasi migas dan evaluasinya berguna untuk analisis parameter reservoar, penentuan kolom litologi, dan perkiraan ukuran reservoarnya. Data uji aliran reservoar yang diperoleh dapat membantu memahami laju aliran, umur, dan potensi produksi suatu reservoar migas.
Gambar 5.10
Peralatan asli yang digun akan oleh Schlumb erger bersaudara (Chopra dkk, 2011)
37 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi
Data dari prospek migas tersebut merupakan pengukuran bawah-tanah yang masih agak kasar. Jadi, data log dari sumur prospek migas tersebut membantu mendefinisikan secara rinci dan memperkirakan parameter reservoar seperti temperatur, ketebalan, ukuran lateral, banyaknya rekahan dan ruang pori antar-butiran, serta kuantitas dan kualitas fluida migas yang akan diproduksi.
Pada hakikatnya, untuk mengetahui perilaku material dan fluida yang membentuk reservoar migas seyogyanya dibantu dengan pengukuran atau analisis di laboratorium pada conto batu-inti dan conto serpihan pemboran. Dengan demikian, pengukuran log selalu dibutuhkan untuk mengkorelasikan dan menghubungkan uji reservoar dan analisis batu-inti, sehingga dapat mengurangi waktu yang dibutuhkan dalam pengujian, dan memprakirakan umur produksi suatu lapangan migas.
Sebenarnya, log sumur dapat membantu korelasi geologi bawah-tanah dan studi litologi antara sumur-sumur pada suatu prospek migas. Log litologi biasanya digabungkan dengan identifikasi analisis serpihan pemboran dengan diskripsi batu-inti dan menghubungkannya dengan log sumur. Kerincian dan ketelitian dari log sumur menghasilkan log litologi yang bagus dalam batuan beku dan batuan metamorf, apabila dikorelasikan dengan serpihan pemboran. Dalam lingkungan sedimen, log dapat menghilangkan bias conto dan ketidak-tepatan menentukan interval serpihan pemboran dalam upaya membentuk log litologi.
Data survei lokasi migas yang diperoleh dapat membantu menentukan karakter geologi regional dan sifat-sifat geofisika dari daerah migas tersebut. Selain itu, datanya juga dapat digunakan untuk mendefinisikan prospek migas dan menentukan lokasi pemboran yang baik, sehingga dapat menguji potensi reservoar migas. Mungkin ada baiknya korelasi data log, secara vertikal, dengan geofisika permukaan, secara horisontal, dibuat secara periodik. Sering ukuran tiga dimensi reservoar migas dapat diperoleh dari penggabungan data tahanan-jenis lubang-bor dengan data tahanan-jenis permukaan.
Tetapi dalam pelaksanaan di lapangan, dijumpai beberapa kesulitan. Batuan beku dan batuan metamorf, misalnya, menunjukkan sifat-sifat petrofisik (porositas, densitas, kecepatan akustik, tahanan jemis, dan radioaktivitas) yang sangat berbeda dengan batuan sedimen. Mineralogi dan petrofisika batuan bukan sedimen sangat penting dalam pengembangan pemahaman tentang karakter log. Pengalaman menunjukkan bahwa log konvensional dan metoda interpertasinya tidaklah cukup untuk kasus sumur yang dibor di batuan vulkanik, batuan beku, dan batuan metamorf. Kalibrasi standar yang biasa dilakukan memang memadai untuk litologi sedimen. Namun untuk penerapan di migas, peralatan log harus dikalibrasi khusus untuk batuan sedimen, litologi metamorf, dan porositas rekahan. Beberapa efek yang perlu diperhatikan pada log migas antara lain mineralisasi, derajat metamorfosa, sistem rekahan, dan alterasi yang terjadi.
Pengukuran tahanan-jenis dalam batuan berbutir dipengaruhi oleh porositas, jenisfluida dalam pori-porinya, dan sifat-sifat petrofisikanya.
Rumus-38 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi rumus yang sudah dikenal dalam evaluasi sumberdaya minyak dan gas, adalah Archie dan Humble. Interpertasi tahanan-jenis dan kurva SP dalam batuan sedimen benar-benar tergantung pada kemampuan pemahaman tentang data yang ada dari daerah tersebut.
Secara kuantitatif, log densitas (densilog) sangat bermanfaat dalam batuan formasi sedimen. Densitas batuan intrusif densitasnya biasanya begitu tinggi sedangkan dalam tufa vulkanik sangat rendah, sehingga rekamannya berada di luar kisaran kalibrasinya. Zona rekahan dan zona teralterasi biasanya menimbulkan lubang besar yang sangat mempengaruhi respon log.
Log netron bisa dikalibrasi terhadap air yang berada dalam batugamping, dan dinyatakan dalam satuan porositas semu batu-gamping dan batupasir. Evaluasi dari log netron saja bisa dilakukan, karena ada data kalibrasi untuk litologi batuan sedimen. Namun demikian, perlu rekomendasi evaluasi perbandingan hasil log temperatur dan log netron ditambah dengan informasi tentang litologi dan alterasinya. Log akustik dapat dimanfaatkan dalam batuan sedimen, karena interval waktu transit dalam batuan sedimen sangat tinggi.
Untuk identifikasi litologi, log sinar gamma cukup bermanfaat pada batuan sedimen. Log sinar gamma yang biasa digunakan mampu memperlihatkan perbedaan dengan litologi batuannya.
Informasi yang diinginkan dari suatu sumur migas memang unik. Kadang-kadang dijumpai temperatur tinggi, sehingga pengukurannya berada di luar kelaziman. Selain itu, ketidak-laziman ini juga menyangkut lingkungan batuan sedimen,
Jadi, sebenarnya teknik interpertasi log migas bisa dikatakan sudah lama dikenal. Sampai saat ini, masih tetap ada perbedaan metoda interpertasi log yang diterapkan di migas.
39 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi