IATMI 2005-35
PROSIDING, Simposium Nasional Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (IATMI) 2005 Institut Teknologi Bandung (ITB), Bandung, 16-18 November 2005.
EKSPLORASI ZONA DALAM / UPSIDE POTENTIALS SEBAGAI UPAYA PEREMAJAAN / REJUVENATION LAPANGAN TUA GUNUNG KEMALA, PRABUMULIH
K. Novian Syafrin – PT Pertamina EP DOH SBS, Prabumulih Erwinsyah – PT Pertamina EP DOH SBS, Prabumulih ABSTRAK
Exploration campaign pada Zona Dalam telah dilakukan oleh Pertamina sejak tahun 1997, saat dibornya Prospek Tapus sedalam + 3100 m. Tahun 2001 dicanangkan Production Enhancement Project (PEP), yaitu proyek rejuvenation terhadap struktur-struktur tua, seperti di Gunung Kemala (GNK) yang ditemukan tahun 1938. Struktur ini berada + 10 km baratlaut Prabumulih dengan kedalaman sumur + 2000 m, memiliki obyektif batupasir Formasi Talang Akar/TAF. Salah satu program rejuvenation adalah Pemboran Zona Dalam/Upside Potentials (UP).
Obyektif utama Lapangan Old GNK adalah batupasir TAF yang diproduksi dari 78 sumur (sampai dengan 1998) di 1600 – 2150 m. Tahun 2002 dibor GNK-X1 + 3400 m yang menembus Zona UP, dari 2150 m (didefenisikan sebagai puncak zona upside potentials) hingga 2650 m (tebal + 500 m), dimasukkan sebagai TAF, dan dikategorikan prospek HC. Dari 2650 m hingga 3400 m, dianggap sebagai Formasi Lahat (LAF) yang tidak ekonomis. Kumulatif produksi (31 Desember 2004) = 31.81 MMSTBO dan 367.83 BCFG. Mencapai peak production 3150 BOPD tahun 1987, saat ini produksi harian 900 BOPD, dengan porsi 30 % (300 BOPD) dari 2 sumur UP (GNK-X3 dan GNK-X4).
Struktur GNK merupakan perangkap asymmetric fault-bent fold dari Sesar Naik Lematang yang
memiliki strike hampir timur-barat. Terdapat
beberapa sesar normal yang memotong tegak
lurus strike sesar tadi, sehingga membagi oil
pool GNK menjadi 4 sektor. Telah dibor 7 sumur UP, sedangkan pada tiap-tiap sektor dibor paling sedikit 1 sumur appraisal UP, sehingga disimpulkan, bahwa Sektor 1 dan 2 adalah yang terbaik.
PENDAHULUAN
Lapangan Gunung Kemala terletak ± 10 km di sebelah baratlaut Kotamadya Prabumulih
(Gambar 1). Lapangan ini diapit oleh lapangan-lapangan penghasil hidrokarbon : Benuang, Prabumulih Barat, Limau dan Tapus. Ditemukan
oleh Bataafsche Petroleum Mij tahun 1933
melalui sumur eksplorasi GNK-01. Hingga saat ini (Sep ’05) telah memiliki 85 sumur dengan 7 sumur yang terbaru merupakan sumur pembuktian prospek UP yang tersebar di setiap sektor.
Gambar 1 Peta lokasi Lapangan Gunung Kemala
Pencarian migas di wilayah kerja Pertamina DOH SBS telah berlangsung lebih dari 1 abad. Hasil perjalanan panjang ini telah meninggalkan lapangan – lapangan migas ”tua” baik ditinjau dari segi cadangan maupun fasprod yang telah digunakan. Proses penuaan ini akan mengakibatkan ”kematian” dalam industri migas, sehingga perlu dilakukan langkah peremajaan/rejuvenasi pada lapangan-lapangan tua tersebut. Program Production Enhancement Project (PEP) yang dimulai pada tahun 2001 menerapkan Konsep Rejuvenasi tersebut di DOH SBS dengan model seperti yang terlihat pada Gambar 2.
PAST PRESENT FUTURE EXISTING FIELDS SEC. REC. TER. REC ( ? ) MATURATION REJUVENATION MARGINAL FIELDS UPSIDE POTENTIAL EXTENSION / DEEPER POLE (NEW DISCOVERY?)
PAST PRESENT FUTURE
EXISTING FIELDS SEC. REC. TER. REC ( ? ) MATURATION REJUVENATION MARGINAL FIELDS UPSIDE POTENTIAL EXTENSION / DEEPER POLE (NEW DISCOVERY?)
Gambar 2. Siklus produktivitas suatu lapangan minyak
Geologi Lapangan Gunung Kemala
Secara geologi, Lapangan Gunung Kemala terletak pada Graben Limau dan merupakan suatu jalur antiklinorium : Pendopo, Benuang, Gunung Kemala, Prabumulih Barat, Talang Jimar sampai ke Ogan (Gambar 3).
Gambar 3 Komplek Graben Limau,
Lapangan GNK terletak pada suatu jalur Antiklinorium dan berada di utara Sesar Naik Lematang.
Struktur GNK merupakan perangkap asymetric fault-bent fold dari Sesar Naik Lematang yang
memiliki strike hampir timur – barat. Sebagai
penyeimbang/pelepasan gaya kompresi Sesar Naik Lematang maka terbentuklah sesar nomal yang mempunyai pola strike relatif berpola arah utara – selatan (Gambar 4.). Sesar-sesar normal tersebut kemudian membagi Struktur Gunung Kemala 4 sektor kompartemen oil pool.
Gambar 4. Time structure map – Penyekat 2 (Near top of UP)
Pembuatan kolom stratigrafi Lapangan Gunung Kemala berdasarkan hasil pembelajaran pemboran 7 sumur UP dapat dilihat Gambar 5. Keberhasilan operasi pemboran yang menembus total kedalaman 3400 m pada sumur GNK-X1, GNK-X4 dan GNK-X7 telah membuktikan keberadaan formasi terdalam endapan Tersier yakni Formasi Lahat. Litologi formasi terdiri dari shale abu-abu hingga coklat tua, non-karbonatan pada bagian atas dan non-karbonatan di bagian bawah, dengan sisipan batupasir yang kadang-kadang tidak terkonsolidasi dengan baik. Penemuan batuan karbonatan ini dipertegas lagi oleh hasil logging FMI pada sumur GNK-X7 yang menunjukkan batuan karbonat tersebut mempunyai porositas primer (interparticle) dan porositas sekunder (fracture, vugs dan channeling [Gambar 6].
Fo ra m N ann o Po le n TE RE S T E R IA L LI T H O R A L NE RI TI C NE RI TI C DE E P P2 2 >2 0 0
Batugamping, putih pucat, putih
keabu-abuan,chalky, lunak-keras sedang, sdkt
kristalin, porositas jelek, sdkt pyrit.
Shale, abu2 terang, strong calcareous
Ol ig o s e n > N P
25 Shale hitam keras,vein kalsit dengan sisipan batugamping putih-putih susu di bagian bawah. 55 0 Ak h ir Aw a l Ai r Be nakat Akhi r P AL EM BAN G N5 -N6 La ha t Lan agi opol li s s p. 1 M a y e rip o ll is UMUR KEL O M P O K FORMASI LITOLOGI Fasies Pliosen ME F TE B A L ( m ) Zonasi NN 5 N6 N 1 5 F lo rsch u e tz ia le vip o li Tal ang A k a r NN3-NN4 TEL ISA Kwarter Aw a l M iosen F. t ri lob at a Teng ah < N N 2 Gu m a i BR F 11 50
Terdiri dari claystone abu-abu muda, lunak
sticky, non karbonatan, dengan sisipan batulanau, batupasir dan batubara tebal.
Terdiri dari claystone tebal
berselang-seling dengan shale abu-abu, lunak, non
karbonat, dengan sisipan batulanau dan batupasir abu-abu kehijauan mengandung glaukonit.
Terdiri dari shale abu-abu muda kadang
kecoklatan, sisipan napal coklat muda dan batugamping putih lunak.
Batugamping, putih, coklat muda, keras
menengah, sebagian chalky dan kristalin
Terdiri dari perselingan batupasir tebal
dengan shale, batupasir abu-abu muda di
bagian atas gampingan dan mengandung glaukonit, dibagian bawah tidak gampingan, lepas, dengan sisipan batubara.
36 0 77 0 39 0 35
Gambar 5 Kolom Stratigrafi Gunung Kemala (UP – Team, 2003, 2005)
Gambar 6 Sebahagian FMI image dari dari
batuan karbonat di GNK X7 (3250 -3340 m MD) yang menunjukkan porositas primer
(interpraticle) dan porositas
sekunder (fracture, vugs dan channeling).
Pemetaan Geofisika Lapangan Gunung Kemala
Kajian hasil pemboran sumur UP yang pertama (GNK-X1), memperlihatkan terdapat ± 80 lapisan reservoar, tetapi hanya 64 lapisan yang mengidentifikasikan hidrokarbon. Berdasarkan sumur ini pula, kemudian dibuat batasan antara reservoar prospek existing dengan reservoar
prospek UP. Adapun yang dimaksud dengan
pendefinisian reservoar prospek existing adalah reservoar yang terdalam yang pernah diproduksikan sebelum pemboran GNK-X1, sedangkan pendefinisian reservoar prospek UP adalah reservoar yang terletak di bawah prospek existing. Gambar 7 memperlihatkan pembagian
zona existing dan UP. Marker geologi yang
tertera pada gambar tersebut: penyekat-1, penyekat-2 dan penyekat-3 adalah batuan dengan litologi shale yang tebal yan secara genetik akan melampar secara meluas. Penyekat-penyekat tersebut kemudian digunakan untuk keperluan pemetaan geofisika guna mendapatkan bentuk struktur Lapangan Gunung Kemala. Terdapat lapisan shale tebal lainnya, yang disebut sebagai Benakat Shale yang merupakan anggota Formasi Lahat, tetapi tidak ekonomis karena tidak berkembang lapisan reservoir yang memadai, serta cap rock mengalami perekahan akibat aktivitas tektonik sehingga mengalami leaking.
Gambar 7. Zona penghasil di Gunung Kemala (ref GNK-X1) terdiri atas zona existing dan zona UP.
Untuk keperluan pemetan geofisika dari marker
– marker yang telah teridentifikasi pada log
sumur GNK-X1 (penyekat-1, peyekat- 2 dan penyekat- 3) maka diperlukan data borehole geofisika untuk melihat posisi event geologi tersebut di data surface seismik. Data borehole geofisika (vertical seismic profiling) yang terdapat di Lapangan Gunung Kemala ada sebanyak 6 sumur dari 7 sumur UP. Dari ke enam sumur tersebut dibuatkan seismic well tie, dan salah satunya terlihat seperti Gambar 8 (GNK-X1). Hasil korelasi borehole seismik dengan surface seismik memperlihatkan penyekat- 1 terletak di base BRF, penyekat- 2 terletak di near top of UP sedangkan untuk melakukan pemetaan marker geologi penyekat- 3 di intra UP.
Benakat Shale Penyekat I Penyekat II Penyekat III Z O N A E K S IS T IN G ZO NA UP S ID E PO TE N TI A L Benakat Shale Penyekat I Penyekat II Penyekat III Z O N A E K S IS T IN G ZO NA UP S ID E PO TE N TI A L GNK-X.1 KB 32 1m
Well seismic tie sumur GNK-X1
etelah melakukan pengikatan data seismik, Gambar 8
dengan menggunakan VSP S
kemudian dilakukan penelusuran (tracing) pada data 2D seismik untuk melihat bentuk penyebaran dari event geologi diatas. Hasil pemetaan seismik untuk penyekat-1 dapat dilihat pada Gambar 9, pemetaan penyekat-2 telah ditampilkan pada Gambar 4, sedang peta penyekat-3 dapat dilihat di Gambar 10.
Time structure map – (Bas
Gambar 9.
Gambar 10. Time structure map – penyekat-3 (Intra UP)
Hasil pemetaan seismik dari ketiga-tiga event geologi tersebut memperlihatkan struktur antiklin dengan puncaknya mendekati Sesar Naik Lematang. Kegunaan lain hasil pemetaan seismik adalah untuk membantu pemetaan korelasi antar sumur guna pemetaan lapisan-lapisan reservoar tipis yang tidak terlihat oleh resolusi seismik. Salah satu hasil korelasi geologi yang searah dengan Sesar Naik Lematang dapat dilihat pada Gambar 11.
Gambar 11. Hasil korelasi geologi yang
searah dengan Sesar Naik Lematang Source Rock dan Migration
Perangkap hidrokarbon Di Lapangan Gunung Kemala, yang terbukti terisi hidrokarbon pada
zona existing maupun zona UP terletak pada
kedalaman 1600 sd 2650 m, oil window berdasarkan penelitian BATM Trisakti, 2003 terjadi pada kedalaman ± 1900 m. Jadi berdasarkan fakta ini maka untuk lapisan zona UP pengisian hidrokarbon disebabkan oleh primary migration/insitu migration (Gambar 12). Sedangkan untuk reservoar yang lebih dangkal dari 1900 m pengisian hidrokarbon disebabkan
oleh secondary migration melalui sesar naik
maupun sesar normal.
Gambar 12. Pengisian hidrokarbon pada zona UP berlangsung secara insitu migration
Adapun lokasi kitchen paling potensial untuk di Lapangan Gunung Kemala terletak di sektor I dan sektor II. Hasil ini ditunjukkan oleh peta isochore (ketebalan waktu) dari intra UP ke near top of UP (Gambar 13). Dari Gambar tersebut terlihat sektor I dan sektor II lebih tebal dari sektor-sektor lainnya, hal ini menunjukkan di sektor tersebut dulunya adalah dalaman. Karena merupakan dalaman maka terjadi penumpukkan sedimen yang cukup tebal di sana yang merupakan batuan induk untuk menghasilkan hidrokarbon.
Gambar 13. Isochore map (peta ketebalan
waktu) dari intra UP ke near top of UP
Strategi Pengembangan UP Gunung Kemala
Hasil evaluasi post mortem dari sumur-sumur
pemboran UP untuk keseluruhan sektor di
Gunung Kemala dapat dilihat pada Tabel 1. Dari tabel tersebut terlihat pada zona UP yang paling menarik dan menguntungkan adalah di sektor I dan sektor II.
Tabel 1. Hasil evaluasi pemboran Upside
Potentials Gunung Kemala
Actual Net Pay Actual Production Well Secto
r Existing
(m) Pot. (m) Upside Thickness Total
(m) Bean,
mm bopd Oil, MmscGas,
f GNK-X.1 II 35 67 102 SA/09 395 6.1 GNK-X.2 III 13 21 34 SA/13 100 0.48 GNK-X.3 II 37 63 100 SA/13 200 6.7 GNK-X.4 IV 0 7.5 7.5 SB/OF 64 - GNK-X.5 I 25 24 49.5 SA/11 398 1.1 GNK-X.6 II 4 13 17 SB/OF 17 - GNK-X.7 II 32 25 57 SB/OF 42 -
Hasil perolehan hidrokarbon yang sangat memuaskan di sektor I dan II berkorelasi dengan petroleum system yang terdapat di sana yakni: adanya kitchen, dan insitu migration yang terjadi pada zona UP. Berdasarkan fakta-fakta ini maka prospek pengembangan zona UP akan diarahkan ke sektor tersebut. Untuk pengembangan sektor ini juga dimasukkan analisa data produksi/reservoar dari sumur – sumur yang telah ada. Sumur-sumur yang terletak di sebelah utara sumbu antiklin, relatif cepat mengalami kenaikan kadar air ketimbang yang berada di sebelah selatannya.
Adanya penemuan cadangan minyak dan gas pada zona UP, memberikan efek yang berganda. Disamping perolehan migas yang didapat, gas yang terproduksi dari zona UP digunakan untuk
optimasi produksi pada zona existing, yaitu
sebagai artificial gas lift supplier. Kasus
dimatikannya sesaat sumur GNK-X3 yang memproduksikan gas HP (lihat Tabel 1) untuk perbaikan kebocoran di well head, mengakibatkan penurunan produksi yang cukup signifikan dari 900 BOPD menjadi 300 BOPD, akibat hilangnya suplai gas HP yang digunakan
untuk artificial gas lift di Lapangan Gunung
Kemala. KESIMPULAN
Konsep rejuvenasi dalam rangka peremajaan suatu lapangan telah mengilhami penemuan zona prospek upside potentials di Struktur Gunung Kemala.
Setelah melakukan assessment data melalui 7
pemboran upside potentials yang menyebar di
setiap sektor, hasilnya menunjukkan zona upside potentials yang paling menarik dikembangkan berada di sektor I dan sektor II dengan total depth pemboran 2650 m.
Penemuan cadangan gas pada zona UP memberikan efek berganda, karena gas yang terproduksi digunakan sebagai articial gas lift supplier bagi lapisan-lapisan existing yang sudah depleted.
REFERENSI
BATM Trisakti (2003), Laporan analisa Sidewall Core (Biostratigrafi, Routine, SEM, X-Ray, Petrografi & Geokimia) Sumur GNK-79 Interval 147 – 2946.5 m.
