84 karena itu, pada daerah tutupan yang tidak berada pada area kitchen, diperlukan
bantuan dari migrasi lateral menuju ke daerah tutupan tersebut melalui carrier bed
(Gambar 4.11).
Lapisan batuan dimana hidrokarbon dapat bermigrasi menuju daerah tutupan ini merupakan carrier bed. Anggota Main, Formasi Cibulakan Atas merupakan interval carrier bed dalam penelitian ini. Hidrokarbon yang berada pada lapisan tersebut akan
bermigrasi dari area yang tekanannya tinggi menuju ke tekanan yang rendah dan berakhir pada perangkap di interval penelitian.
4.3.4 Batuan Tudung (Seal Rock)
Perangkap agar dapat menjadi utuh mesti ditutupi oleh batuan tudung (seal)
efektif. Suatu batuan dapat berperan sebagai batuan tudung selama batuan tersebut bersifat impermeabel (Downey, 1994; dalam Selley, 1998). Serpih merupakan jenis batuan tudung paling umum, namun evaporit ialah yang paling efektif. Serpih umumnya
porous, namun karena ukuran butirnya yang halus sehingga memiliki gaya kapiler
(capillary forces) yang sangat tinggi yang dapat mencegah fluida mengalir.
Penelitian ini mengasumsikan batuan tudung (seal rock) yang berada pada
daerah penelitian terdapat pada batulempung pada Formasi Talang Akar, batulempung pada Formasi Baturaja bagian atas, batulempung pada Anggota pre-Parigi, dan
batulempung pada Formasi Cisubuh. Namun, batuan tudung yang mempengaruhi interval penelitian ialah batuan tudung yang terdapat di bagian atas interval penelitian yaitu, pada Anggota pre-Parigi, bagian dari Formasi Cibulakan Atas. Litologi pre-Parigi ini terdiri dari batulempung dan batulanau, serta kadang dijumpai sisipan tipis
batugamping dan batupasir pada bagian bawahnya. Berdasarkan litologi tersebut, dapat ditentukan bahwa batuan tudung yang ada pada Daerah Osram ialah batulempung dan batulanau yang memiliki sifat impermeabel dan menutupi interval penelitian.
85 Suatu batuan dapat berpotensi sebagai batuan tudung yang baik apabila memiliki faktor lain seperti ketebalan lapisan batuan tudung tersebut. Apabila batuan tudung tersebut semakin tebal, maka hidrokarbon yang bergerak pada carrier bed di bagian
bawahnya akan tertahan dengan baik atau tidak bocor ke atas ketika bertemu dengan perangkap dan dapat terakumulasi di dalam reservoir.
Pada penelitian ini, analisis batuan tudung dilihat berdasarkan korelasi penampang berarah baratlaut-tenggara (Gambar 4.12) dan utara-selatan (Gambar 4.13). berdasarkan hasil korelasi tersebut, dapat dilihat bahwa batuan tudung berarah baratlaut-tenggara cenderung menebal ke bagian timur, namun pada Sumur Osram-5 terlihat adanya anomali penebalan batuan tudung pula yang disebabkan oleh adanya patahan yang melewati Interval pre-Parigi sehingga mengendapkan sedimen yang lebih tebal
dibanding sekitarnya. Pada korelasi berarah utara-selatan, terlihat pula adanya gejala penebalan ke arah selatan. Hal ini diasumsikan karena adanya proses sedimentasi yang berlangsung pada daerah penelitian memiliki arah utara-selatan.
4.3.5 Perangkap (Trap)
Hal utama pada suatu ekplorasi petroleum ialah menyangkut pengenalan area-area dimana terdapat akumulasi hidrokarbon. Akumulasi ini disebabkan oleh hadirnya perangkap (trap) sehingga migrasi petroleum yang berjalan dari bawah permukaan
menuju ke permukaan bumi dapat terhalang dan terakumulasi dalam periode waktu yang cukup lama. Perangkap dapat terbentuk ketika perbedaan tekanan kapiler pada batuan tudung (seal) melebihi arah daya apung petroleum untuk bergerak ke atas dalam suatu
86
Gambar 4.12. Batuan tudung pada daerah penelitian berarah baratlaut-tenggara yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4, dan Osram-6.
Top Pre-Parigi Top Main Base Main SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Top Main Base Main Top Pre-Parigi Osram-5 [SSTVD] SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Base Main Top Main Top Pre-Parigi Osram-3 [SSTVD] SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Top Main Base Main Top Pre-Parigi Osram-4 [SSTVD] SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Base Main Top Main Top Pre-Parigi Osram-6 [SSTVD] Top Pre-Parigi Top Main Base Main Keterangan: : Batuan Tudung : Interval Penelitian
87
Gambar 4.13. Batuan tudung pada daerah penelitian berarah utara-selatan yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-2, dan Osram-1.
Top Pre-Parigi Top Main Base Main SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Top Main Base Main Top Pre-Parigi Osram-5 [SSTVD] SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Base Main Top Main Top Pre-Parigi Osram-3 [SSTVD] SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Top Main Base Main Top Pre-Parigi Osram-2 [SSTVD] SSTVD 0.00 GR 150.00 In te rv a l P re -P a ri g i In te rv a l M a in Seal Base Main Top Pre-Parigi Top Main Osram-1 [SSTVD] Top Pre-Parigi Top Main Base Main Keterangan: : Batuan Tudung : Interval Penelitian
88 Perangkap dapat digambarkan dalam bentuk yang paling sederhana, yaitu berupa perangkap antiklin (Gambar 4.14) Titik tertinggi dalam perangkap ialah puncak (crest
atau culmination). Titik terendah dimana hidrokarbon dapat terperangkap di dalamnya
ialah spill point. Jarak vertikal dari puncak hingga spill plane ialah daerah tutupan
(closure). Suatu perangkap dapat atau dapat tidak penuh hingga ke spill plane.
Gambar 4.14. Penampang pada suatu perangkap antiklin (Selley, 1998).
Perangkap dapat diklasifikasikan menjadi tiga, yaitu:
Perangkap struktur
Perangkap yang disebabkan oleh tektonik, gravitasi, diapiric (salt domes dan mud diapirs), dan proses kompaksi. Jenis-jenis perangkap struktur berupa lipatan (misal
antiklin) dan sesar. Suatu struktur lipatan dapat terbentuk di wilayah kompresi tektonik. Sesar normal dan naik dapat berperan sebagai perangkap, keduanya dapat membentuk suatu daerah tutupan yang terbatas (limited closure), tidak terbatas (unlimited closure),
atau bahkan tidak membentuk daerah tutupan (no closure). Hal tersebut tergantung pada
besar throw terhadap ketebalan lapisan reservoir serta asumsi serpih terhadap serpih
ialah sealing dan pasir terhadap serpih ialah nonsealing. Jenis perangkap struktur yang
ditemui dapat berupa four way dip atau three way dip.
Perangkap stratigrafi
Dapat disebabkan oleh efek diagenetik, diskontinu pada saat pengisian cekungan. Geometri perangkap ini tergantung pada perubahan litologi. Perubahan tersebut dapat disebabkan oleh pengendapan asal batuan, seperti terumbu atau sungai (channel). Selain
89 perangkap trunkasi atau diagenetik. Contoh perangkap stratigrafi, yaitu pinch-out, shale-out, ketidakselarasan, dan tar seal.
Perangkap kombinasi
Kombinasi perangkap struktur dan stratigrafi, misalnya kombinasi antara antiklin dan sesar, antiklin dan ketidakselarasan (unconformity), antiklin dan shale-out, serta
ketidakselarasan dan tar seal.
Berdasarkan hasil identifikasi perangkap pada Interval Main, terdapat tujuh buah
daerah tutupan yang dicirikan oleh hadirnya bentukan pola kontur yang menutup pada sesar (Gambar 4.1). Masing-masing daerah tutupan tersebut memiliki jenis perangkap struktur. Perangkap struktur yang ditemui berupa three way dip fault dependent.
Perangkap ini merupakan jenis perangkap yang disebabkan oleh kehadiran satu buah sesar sehingga jalur migrasi akan berjalan dari tiga arah kemiringan. Kehadiran tujuh buah daerah tutupan (closure) dianggap memiliki potensi sebagai daerah prospek yang
nantinya akan diperingkatkan berdasarkan hasil metode probabilistik.
Pembentukan perangkap dapat terjadi ketika adanya penurunan atau pengangkatan pada cekungan. Berdasarkan kurva sejarah pembebanan (Gambar 4.10), dapat diketahui bahwa awal pembentukan perangkap berada pada umur Oligosen Akhir pada saat adanya penurunan cekungan secara cepat, kemudian terlihat adanya proses pembentukan perangkap kembali pada Pliosen yang ditandai oleh adanya pengangkatan pada kala tersebut. Penelitian ini mengasumsikan bahwa pembentukan perangkap yang mempengaruhi interval penelitian berada pada umur Pliosen, hal ini dikarenakan pada saat pembentukan perangkap tersebut interval penelitian sudah diendapkan sehingga dapat membentuk perangkap.
4.3.6 Bagan Sistem Petroleum (Petroleum System Chart)
Berdasarkan hasil analisis sistem petroleum, maka dapat dibuat petroleum system chart pada Daerah Osram (Tabel 4.5), yaitu sebagai berikut:
90
Tabel 4.5. Bagan sistem petroleumpada Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang. Warna merah
merupakan bagian yang berpengaruh pada interval penelitian, warna coklat merupakan bagian yang berpengaruh secara regional, dan warna biru merupakan bagian dari migrasi Formasi Jatibarang.
4.4PERHITUNGAN SUMBER DAYA HIDROKARBON
Tujuan penelitian ini untuk memperkirakan jumlah sumber daya awal di tempat atau dalam reservoir yang mengandung minyak. Terdapat beberapa metoda untuk melakukan perhitungan sumber daya hidrokarbon dalam tahap eksplorasi, salah satunya adalah perhitungan volumetrik dengan menggunakan metode probabilistik dari simulasi Montecarlo. Simulasi Montecarlo merupakan salah satu teknik untuk melakukan analisis resiko. Dengan simulasi ini distribusi probabilitas dari output dihasilkan berdasarkan iterasi perhitungan dengan menggunakan variabel input acak yang berasal dari fungsi distribusi probabilitas faktor-faktor resiko. Metode perhitungan volumetrik pada suatu prospek dengan menggunakan Simulasi Montecarlo ini dilakukan dengan asumsi bahwa adanya variasi parameter berupa porositas, saturasi minyak, dan Net to Gross
berdasarkan data petrofisik dari keenam sumur yang berubah secara bersamaan dan parameter lain diasumsikan konstan. Variasi ini berdasarkan nilai minimum, paling mungkin, dan maksmimum dari variabel acak tersebut. Parameter yang diasumsikan konstan dalam penelitian ini ialah BV (bulk volume) dan Boi (formation volume factor).
Contoh bagan alir kerja (run) dengan menggunakan Simulasi Montecarlo dapat dilihat
91 Untuk mengestimasi besar sumber daya hidrokarbon dibutuhkan parameter-parameter agar dapat menentukan besar volume hidrokarbon dalam reservoir. Parameter tersebut, diantaranya adalah perkalian antara luas area dan kedalaman suatu daerah tutupan yang dinyatakan sebagai BV (bulk volume) dan diperkirakan sebagai prospek
hidrokarbon. Penelitian ini memperoleh data BV masing-masing prospek berdasarkan hasil identifikasi daerah tutupan pada interval penelitian. Harga bulk volume dari
masing-masing daerah tutupan ditunjukkan dalam Tabel 4.6. Rumus perhitungan BV dijelaskan pada Persamaan 1, sebagai berikut:
(Persamaan-1) Dengan :
A : Luas area (acre)
h : Kedalaman atau jarak dari permukaan konstan bawah dan atas (feet)
Tabel 4.6. Bulk volume masing-masing daerah tutupan pada interval penelitian.
Daerah Tutupan Kedalaman (ft) Area (acre) Bulk Volume (Acre-Feet) 1 64 119,157 3154,79 2 34 83,478 1091,32 3 42 498,996 5296,34 4 34 483,577 6368,59 5 24 253,678 3124,13 6 19 21,468 154,054 7 68 412,404 9989,68
Perhitungan volumetrik pada dasarnya dilakukan dengan pendekatan OOIP (Original Oil in Place), yaitu menghitung cadangan hidrokarbon (minyak) yang masih
terkandung dibawah tanah (belum diproduksi) berdasarkan pada model geologi yang dibuat melalui data geologi, geofisika, dan petrofisik. Karena penelitian ini bertujuan menghitung sumber daya, maka rumus OOIP dimodifikasi agar memperoleh perhitungan rumus yang tepat untuk menghitung sumber daya minyak bumi di interval
92 penelitian. Persamaan 2 di bawah ini merupakan rumus perhitungan volumetrik untuk OOIP.
(Persamaan 2) Dimana:
OOIP : Original Oil In Place
A : Luas daerah
h : Tinggi dari permukaan atas hingga bawah Sw : Saturasi air
Φ : Porositas
Boi : Formation volume factor untuk minyak (1,1) Original Oil in Place (OOIP)
Pada penelitian ini, besar sumber daya minyak dihitung dengan pendekatan dari persamaan OOIP. Persamaan ini diperoleh dari parameter-parameter baik dari data log hasil perhitungan petrofisik maupun dari data geologi dan geofisika seperti batuan inti samping (SWC), seismik, dan sebagainya. Parameter-parameter yang digunakan adalah porositas normalisasi (Φ) dan Net to Gross ratio (NTG) yang didapat dari perhitungan
petrofisik, tingkat kejenuhan air formasi (Sw), BV (Bulk Volume) dari data seismik, dan
Boi (volume factor formation). BV merupakan hasil perkalian antara luas kontur/area
dengan tinggi daerah tutupan (closure). Pada penelitian ini tinggi daerah tutupan diukur
dari spill point hingga kontur tertinggi pada suatu daerah prospek. Spill point
merupakan batas terendah dimana hidrokarbon dapat terakumulasi dalam perangkap. Bidang spill ini digambarkan berupa kontur horizontal. Asumsi spill point ini
dikarenakan batas OWC (oil water contact) atau GWC (gas water contact) belum
diketahui. Hasil estimasi sumber daya minyak dihitung dalam million stock tank barrels
(MMSTB).
Dari pendekatan persamaan di atas, selanjutnya dimodifikasi untuk memperoleh persamaan sumber daya minyak bumi baru (Persamaan-3), yaitu:
93
(Persamaan-3)
Dimana:
N : Sumber Daya Minyak (MMSTB) BV : Bulk volume
Φ : Porositas Sw : Saturasi air
Boi : Formation volume factor untuk minyak (1,1)
7758 : Faktor tetapan untuk minyak dari acre-ft NTG : Net to Gross ratio
Setelah nilai petrofisik dan BV diketahui, berikutnya dilakukan perhitungan volumetrik sumber daya awal hidrokarbon yang ada pada masing-masing prospek yang telah teridentifikasi dengan menggunakan Simulasi Montecarlo. Metode ini dikenal pula dengan istilah lain yaitu sampling statistik yang dipopulerkan oleh para pioneer bidang
tersebut yaitu Stanislaw Marcin Ulam, Enrico Ferni, John von Neumann, dan Nicholas Metropolis. Simulasi ini berasal dari sebuah nama kasino terkemuka di Monako dimana merupakan penggunaan keacakan dan sifat pengulangan proses mirip dengan aktivitas yang dilakukan pada sebuah kasino. Hasil perhitungan sumber daya dengan metode Simulasi Montecarlo ini berupa suatu nilai persentil. Dengan asumsi bahwa P10 merupakan perhitungan sumber daya hidrokarbon yang minimum, sedangkan asumsi P50 merupakan perhitungan sumber daya hidrokarbon yang paling sering muncul ( most-likely) dalam simulasi ini, dan P90 merupakam perhitungan sumber daya hidrokarbon
yang paling maksimum.
Hasil tersebut tergantung pada tingkat kepercayaan pada parameter-parameter data yang digunakan. Hasil perhitungan sumber daya masing-masing prospek tanpa resiko dengan menggunakan Simulasi Montecarlo dapat dilihat pada Tabel 4.7. Contoh hasil Simulasi Montecarlo pada masing-masing prospek di interval penelitian (Gambar 4.15 dan Lampiran 32-37):
94
Gambar 4.15. Hasil Simulasi Montecarlo pada Prospek-1.
Berdasarkan hasil perhitungan sumber daya minyak dengan Simulasi Montecarlo maka, dapat ditunjukkan bahwa total sumber daya minyak dari masing-masing prospek di Daerah Osram pada persentil 50 (P50) ialah 12,44 MMSTB.
95
Tabel 4.7. Hasil kalkulasi sumber daya minyak tanpa faktor resiko dengan menggunakan Simulasi Montcarlo.
Prospek Perangkap Tipe ClosureTinggi
(ft) Luas (acre) Bulk Volume (acre-ft)
Porositas Saturasi Air Net to Gross
Boi
Sumber Daya (MMSTB)
Min Paling Mung
kin Max Min
Paling Mung
kin Max Min
Paling Mung kin Max P10 P50 P90 Prospek-1 3 way dip fault dependent 64 119,157 3154,79 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,6 1,33 2,15 Prospek-2 3 way dip fault dependent 34 83,4787 1091,32 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,21 0,46 0,73 Prospek-3 3 way dip fault dependent 42 498,996 5296,34 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 1 2,27 3,62 Prospek-4 3 way dip fault dependent 34 483,577 6368,59 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 1,22 2,68 4,3 Prospek-5 3 way dip fault dependent 24 253,678 3124,13 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,6 1,33 2,13 Prospek-6 3 way dip fault dependent 19 21,4683 154,054 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,03 0,07 0,11 Prospek-7 3 way dip fault dependent 68 412,404 9989,68 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 1,93 4,3 6,89
96 4.5PEMERINGKATAN PROSPEK (PROSPECT RANKING)
Probabilitas suatu sumur untuk menemukan hidrokarbon berkisar dari 1,0 (hidrokarbon pasti hadir) hinga 0,0 (hidrokarbon pasti tidak hadir). Setelah melakukan perhitungan sumber daya pada seluruh prospek, langkah berikutnya melakukan pembobotan terhadap masing-masing prospek berdasarkan analisis sistem petroleum sebelumnya. Berdasarkan analisis sistem petroleum sebelumnya, terdapat lima parameter yang mesti hadir untuk menentukan probabilitas sukses dari suatu prospek yang mengandung minyak atau gas, yaitu:
Batuan induk dan migrasi (source rock and migration)
Probabilitas sukses batuan induk dan migrasi ini berdasarkan jarak jalur migrasi hidrokarbon dari batuan induk yang hadir menuju prospek. Pembobotan berdasarkan jarak migrasi (Tabel 4.6), sebagai berikut:
Tabel 4.8. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan induk dan migrasi.
Jarak Jalur Migrasi Harga Pembobotan Prospek berada di area kitchen
(migrasi vertikal dominan) 0,9
Prospek berada tidak di area kitchen
(migrasi lateral dan migrasi vertikal) 0,8
Batuan Reservoir (reservoir rock)
Probabilitas sukses reservoir ini dilihat berdasarkan ketebalan lapisan reservoir. Pembobotan tebalnya lapisan reservoir (Tabel 4.7), sebagai berikut:
Tabel 4.9. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan reservoir.
Ketebalan Batuan Harga Pembobotan
Tipis 0,7
Sedang 0,8
97
Perangkap (trap)
Probabilitas sukses berdasarkan jenis tipe perangkap yang hadir pada interval penelitian. Pembobotan berdasarkan jenis perangkap struktur(Tabel 4.8), sebagai berikut:
Tabel 4.10. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari perangkap.
Jenis Perangkap Harga Pembobotan
Dissected anticline 0,5
3 way dips and fault dependent 0,7
4 way dips anticline 0,9
Batuan tudung (seal/cap rock)
Probabilitas sukses berdasarkan ketebalan batuan tudung di atas interval penelitian. Pembobotan berdasarkan ketebalan batuan tudung (Tabel 4.9), sebagai berikut:
Tabel 4.11. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan tudung.
Ketebalan Batuan Harga Pembobotan
Tipis 0,7
Sedang 0,8
Tebal 0,9
Oleh karena itu, daripada menilai secara subjektif probabilitas suatu prospek pencarian minyak atau gas dalam skala 1,0 hingga 0,0, probabilitas masing-masing kondisi yang dipenuhi dapat ditaksir, dan keseluruhan probabilitas dapat diketahui dari masing-masing produk:
Probabilitas suatu prospek mengandung minyak atau gas = (p1 x p2 x p3 x p4)
Keterangan:
98
p2 : Probabilitas berdasarkan batuan reservoir p3 : Probabilitas berdasarkan batuan perangkap p4 : Probabilitas berdasarkan batuan tudung
Besar sumber daya dengan faktor resiko (risk resources) merupakan hasil
perkalian antara parameter-parameter probability of success dikalikan dengan besar
sumber daya tanpa resiko, sebagai berikut:
Risk Resources = (p1*p2*p3*p4* unrisk resources)
Berdasarkan hasil perhitungan sumber daya resiko (Tabel 4.12), dapat diketahui bahwa urutanan peringkat prospek dari yang tertinggi menuju ke yang terendah ialah Prospek-7, Prospek-4, Prospek-2, Prospek-3, Prospek-1, Prospek-5, dan Prospek-6. Besar total sumber daya minyak dengan faktor resiko pada Daerah Osram sebesar 5,27 MMSTB.
99
Tabel 4.12. Hasil perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan faktor resiko
Prospek
Unrisk Resources
(MMSTB)
Parameter Probability of Success (PS)
PS Risk Resources (MMSTB) Peringkat Prospek Batuan Induk dan Migrasi (p1) Reservoir (p2) Perangkap (p3) Batuan Tudung (p4) P50 P50 Prospek-1 1,33 0,9 0,8 0,7 0,9 0,454 0,60 5 Prospek-2 0,46 0,9 0,8 0,7 0,9 0,454 0,90 3 Prospek-3 2,27 0,9 0,7 0,7 0,8 0,353 0,80 4 Prospek-4 2,68 0,9 0,7 0,7 0,8 0,353 0,95 2 Prospek-5 1,33 0,9 0,7 0,7 0,8 0,353 0,47 6 Prospek-6 0,07 0,8 0,9 0,7 0,7 0,353 0,03 7 Prospek-7 4,3 0,8 0,9 0,7 0,7 0,353 1,52 1 Total 12,44 Total 5,27
