KARAKTERISASI RESERVOIR TERPADU ANALISA SEISMIK DAN HASIL UJI SUMUR DALAM MEMODELKAN RESERVOIR REKAH ALAMI VULKANIK JATIBARANG
SEBAGAI DASAR ACUAN RENCANA LANJUT PENGEMBANGAN LAPANGAN Oleh : Andrie Haribowo / Reservoir Engineering PERTAMINA DOH-JBB
Pendahuluan
Struktur Jatibarang terletak kurang lebih 126 km ke arah Timur Laut kota Bandung atau 35 km sebelah Barat Daya kota Cirebon, merupakan salah satu struktur penghasil hidrokarbon PERTAMINA Daerah Oparasi Hulu Jawa Bagian Barat dimana secara administratif termasuk dalam pemerintahan kabupaten Indramayu. JA KAR TA TB N -1R D LM B C IL A M A YA S K D -1PM S B J R W N J -1 P E G AD EN P A S IR J AD I J AT IN EG AR A S U B AN G J AT IB AR AN G K AN D AN G H U R R AN D E G A N CIR EB O N BA ND UN G J a w a S e a 0 2 5 1 00 km s N JA W A IS LA ND Ja tiba ra ng
Gambar 1. Peta Lokasi dan Stratigrafi Lap. JTB
Hasil analisa perilaku produksi dan tekanan dari sumur-sumur yang berproduksi dari formasi produktif vulkanik jatibarang menyimpulkan bahwa distribusi zona produksi reservoir kajian sangat terkait dengan pembentukan dan penyebaran rekahan (fracture) disamping efektivitas penyebaran / perkembangan dari unit siklus dan fasies di seluruh areal struktur. Hal tersebut didukung pula oleh hasil analisa seismik yang mengaplikasi Trace attribute instantaneous frequency untuk menemukan indikasi intensitas rekahan yang berkembang di sekitar suatu patahan sebagai media konduktivitas antar kompartmen hingga membentuk suatu ‘flow unit’. Low Instantaneous frequency mengindi-kasikan adanya intens fracture zone, dan sebaliknya untuk high instantaneous frequency. pemilihan model dimaksud juga diperkuat oleh hasil interpretasi / analisa ‘uji transient tekanan’ dari sumur-sumur yang berlokasi dekat Dengan patahan-patahan utama dari struktur ini, yang mana kebanyakan memberikan gambaran ‘reservoir boundary’ dengan tipe ‘Leaky Fault’. Geologi Regional
Struktur Jatibarang recara regional terletak pada Sub Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Utara. Sejarah tektonik cekungan ini tidak dapat dipisahkan dari sejarah
tektonik global Asia Selatan, Asia Tenggara dan Australia. Pembentukan dan perkembangan cekungan – cekungan Tersier di dalam dan sekitar Lempeng Sunda, dikontrol dan dipengaruhi oleh terjadinya tumbukan (collision) antara Lempeng (benua) India dengan bagian tepi selatan dari Lempeng (benua) Eurasia. Gejala tektonik yang terjadi pada awal Eosen itu, mengawali pembentukan cekungan-cekungan di Sumatera, Jawa, Malaysia, Thailand, dan Kalimantan.
Gambar 2. Peta Struktur kedalaman Top ‘V’ Jatibarang Geologi Struktur
Cekungan Jawa Barat Utara terpotong sebagai blok-blok akibat patahan-patahan yang berarah umum Utara-Selatan. Patahan-patahan ini memegang peranan penting dalam perkembangan sub cekungan dan kontrol sedimentasi (Suyanto,1977). Cekungan Jawa Barat Utara terdiri atas 3 sub cekungan yaitu sub cekungan Ciputat, Pasir Putih dan Jatibarang diantaranya terdapat tinggian- tinggian Tanggerang, Rengasdengklok dan Pamanukan.
Stratigrafi
Urut-urutan litologi dari cekungan Cekungan Jawa Barat Utara ini dari tua ke muda, sebagai berikut :
Batuan Dasar ;
Terdiri dari batuan beku dan batuan metamorf. Pada daerah Jatibarang batuan dasar ini terdiri dari metasedimen dan tidak didapati hidrokarbon. Kelompok ini berumur Pre Tersier hingga Awal Paleosen.
Formasi Jatibarang
Satuan ini merupakan endapan early synrift, terutama dijumpai di bagian tengah dan timur dari Cekungan Jawa Barat Utara. Formasi ini berkembang sangat baik di daerah studi (Struktur Jatibarang). Pada bagian barat cekungan ini (daerah Tambun-Rengasdengklok), formasi Jatibarang tidak dijumpai (sangat tipis). Formasi ini terdiri dari tufa, breksi, aglomerat dan konglomerat atas. Formasi ini diendapkan pada fasies fluvial/non marine-marine.
Formasi Talangakar
Pada fase synrift berikutnya diendapkan Formasi Talangakar. Litologi formasi ini diawali oleh perselingan sedimen batupasir dengan serpih non marin dan diakhiri oleh perselingan antara batugamping, serpih dan batupasir dalam fasies marin. Ketebalan Formasi ini sangat bervariasi dari beberapa meter di Tinggian Rengasengklok sampai 254 m di tinggian Tambun - Tangerang hingga diperkirakan lebih dari 1500 m pada pusat Dalaman Ciputat.
Formasi Baturaja
Pengendapan Formasi Baturaja yang terdiri dari batugamping, baik yang berupa paparan maupun yang berkembang sebagai reef buildup menandai fase post rift yang secara regional menutupi seluruh sedimen klastik Formasi Talangakar di Cekungan Jawa Barat Utara. Perkembangan batugamping terumbu umumnya dijumpai pada daerah tinggian. Pada sub Cekungan Jatibarang diperkirakan Formasi Baturaja yang tidak berkembang cukup baik.
Formasi Cibulakan Atas
Formasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan batupasir dan batugamping. yang umumnya merupakan batugamping klastik serta batugamping terumbu yang berkembang secara setempat-setempat. Batugamping terumbu ini dikenali sebagai Mid Main Carbonate (MMC).
Formasi Parigi
Formasi Parigi terdiri dari batugamping klastik maupun batugamping terumbu. Pengendapan batugamping ini melampar ke seluruh Cekungan Jawa Barat Utara dan pada umumnya berkembang sebagai batugamping terumbu. Yang menumpang secara selaras di atas Formasi Cibulakan Atas. Formasi Parigi Pada daerah Jatibarang berkembang cukup baik.
Formasi Cisubuh
Di atas Formasi Parigi diendapkan sedimen klastik serpih, batulempung, batupasir dan di tempat yang sangat terbatas diendapkan juga batugamping tipis yang dikenal sebagai Formasi Cisubuh. Seri sedimentasi ini sekaligus mengakhiri proses sedimentasi di Cekungan Jawa Barat Utara.
Interpretasi dan Pemodelan Geologi
Identifikasi fasies volkanik dan volkaniklastik formasi jatibarang dilakukan dengan mengacu data petrofisika(logging) dengan membuat cross plot log NPHI dan RHOB pada Interval prospek dari setiap sumur. Hasil cross plot diinterpretasi dengan melakukan modifikasi daftar interpretasi litologi milik ‘Schlumberger’ yang selama ini lazim digunakan pada batuan sedimen.
Hasil cross plot diinterpretasikan dengan menentukan ‘cluster’ atau ‘area’ pada hasil ‘plotting’ yang diartikan kelompok ploting tersebut memiliki kesamaan nilai pada kedua variabel. Dari hasil Cross Plot semua sumur yang ada dapat ditentukan empat ‘cluster data’ atau ‘area’ yang masing-masing menggambar-kan fasies-fasies yang berbeda, yaitu :
1. V1 : Tuff / Lithictuff; yang memiliki kisaran log RHOB : 2.4 – 2.6; dan NPHI: 0.07 – 0.2 2. V2 : Lithictuff / Aglomerat yang memiliki
kisaran nilai log RHOB : 2.0 - 2.5; dan NPHI: 0.2 – 0.4
3. V3 : Detrital / Ruble (epiclastic), yang memiliki kisaran nilai log RHOB : 2.0 – 2.45; dan NPHI: 0.1 – 0.3
4. V4 : Andesit / Basalt Lava: yang memiliki kisaran nilai log RHOB >2.5; NPHI <0.2
Penerapan hasil interpretasi cross plot dari setiap sumur pada penampang komposit sumurnya memperlihatkan terdapat siklus pengendapan endapan volkaniklastik yang ditandai perulangan fasies dan kelompok fasies. Yang dapat diinterpretasikan sebagai siklus
endapan volkaniklastik yang setiap sikusnya selalu diakhiri oleh terendapkannya epiklastik.
Dengan fakta tersebut dan penerapan model konseptual tentang geometri yang mungkin, volume material terendapkan, permukaan pengendapan, perubahan fasies dan adanya permukaan erosional (ketidakselarasan) maka dapat disimpulkan bahwa setidaknya terdapat 5 siklus pengendapan volkaniklastik pada perkembangan Formasi Jatibarang ini. Interpretasi seismik
Penelusuran Horizon seismic dilakukan dengan menggunakan data seismik standar
(amplitude), check shot/Well Velocity Survey
dan data VSP sumur yang ada. Horizon yang ditelusuri pada awal interpretasi adalah Top Parigi, Upper Cibulakan , Top dan Intra
Volcanic Jatibarang serta perkiraan basement.
Hasilnya digunakan untuk proses seismic Inversi (acoustic impedance section) yang selanjutnya digunakan untuk interpretasi detil lapisan Volcanic Jatibarang.
Penelusuran seismic detil dengan data hasil seismic inversion (acoustic impedance) diawali dengan penentuan marker
(parasequence set) dengan kontrol data sumur.
Marker/Horizon seismic yang ditelusuri mewakili satu satuan volcano stratigraphi/cycle. Pada marker yang sama dapat memperlihatkan litologi (impedansi) yang berbeda, perubahan ini di Interpretasikan sebagai adanya suatu perubahan fasies secara lateral dan adanya ketidak menerusan suatu Cycle pada Volkanik Jatibarang (erotional / facies change).
Pemetaan StrukturWaktu dan kedalaman
Pemetaan struktur waktu puncak Formasi Jatibarang menunjukkan pola struktur utama di Lapangan Jatibarang adalah relatif utara-selatan. Pola tinggian dikontrol oleh sesar geser yang merupakan rejuvenasi dari sesar normal yang telah ada sebelumnya. Diantara dua sesar utama tersebut terdapat beberapa sesar dari orde yang lebih kecil yang cukup intensif dan dapat membentuk zona-zona fracture. Pola peta kontur waktu menunjukkan pola tinggian di bagian tengah dan mendalam ke utara dan barat. Pembuatan peta kedalaman Formasi Jatibarang dilakukan dengan menggunakan data kontur waktu dan menggunakan data checkshoot yang ada serta dengan kontrol data sumur di struktur Jatibarang sebagai data utama. Peta
kedalaman dibuat sebagai suatu Horizon yang menerus, dan dengan konsep Cycle - Volcano
Stratigraphy dimana Cycle tersebut dapat tidak
menerus, dilakukan penelusuran batas cycle yang dinyatakan dalam batas facies. Hal ini dapat diamati terutama pada Cycle 5,4 dan 3. Pemetaan Acoustic Impedance
Pemetaan accoustic impedance dilakukan untuk mengetahui perubahan fasies dan reservoar zona produksi Lapangan Jatibarang. Pendekatan yang dilakukan untuk pemetaan akustik impedance diintegrasikan dengan data volcano stratigraphy dilakukan pada beberapa sumur sebagai marker. Pemetaan Acoustic Impedance dihasilkan dengan melakukan CSA (Compute Seismic Amplitude) dari dua horizon (Horizon – horizon Computation) dan horizon ke kedalaman tertentu sebagai batas (Horizon–Z Computation) dari muda ke tua (stratigrafi dari atas ke bawah) sebagai berikut :
Gambar.5 : Peta Horizon dan AI Ke-5 Siklus Fasies Reservoir Kajian
Karakterisasi Dan Simulasi Reservoir
Karakterisasi Reservoir
Dalam pengelolaan reservoir konvensional tujuan dari kajian-kajian geologi, geofisika dan teknik reservoir sering dipandang sebagai hal yang terpisah, padahal kenyataannya proses karakterisasi reservoir memerlukan pendakatan dalam berbagai skala dan bidang keilmuan. . Resolusi pengukuran data geologi, geofisika dan teknik reservoir itu sendiri memiliki kisaran yang sangat luas. Misalnya resolusi vertikal log mencapai skala sentimeteran, resolusi lateral-vertikal seismik mencapai 10-100 meter, dan sekala uji transient tekanan dapat mencakup skala radius pengurasan sumur / reservoir.
4.1.1. Sejarah Tekanan
Data tekanan reservoir dihasilkan dari sejumlah bottomhole pressure survey (BHP) pada sumur-sumur yang dikomplesi pada zona produktif vulkanik jatibarang sejak tahun 1973, sebagian merupakan data data uji penutupan sumur (PBU) sebagian dari Drawdown /flow after flow test dan yang lain merupakan hasil survey gradient tekanan statik / Alir dasar sumur.
Gambar.7: Sejarah Tekanan reservoir Vulk. JTB
Analisa / interpretasi sejarah tekanan reservoir vulkanik Jatibarang (plot tekanan vs waktu) sepintas terlihat menyebar, namun jika dicermati lebih lanjut ternyata pada sejarah tekanan reservoir tersebut teridentifikasi pola-pola (trend-trend) yang terlihat mengelompok dan memiliki korelasi terhadap waktu produksinya. Hasil interpretasinya mengidentifikan sedikitnya terdapat 5 sistem / flow unit yang terlihat tidak berhubungaan antara satu dengan lainnya. Analisa Uji Transient Tekanan
Dari 170 buah sumur yang menebus reservoir vulkanik jatibarang terinventarisasi 21 sumur yang memiliki data PBU test dengan lama waktu penutupan bervariasi anatar 4 – 72 jam. kemudian pada data-data test tersebut dilakukan analisa dan interpretasi ulang menggunakan perangkat lunak komersial PTA ‘Well Test-200’ (dari Geoquest). Analisa dilakukan berdasarkan 3 metoda (pressure plot) yaitu linier plot, horner plot (Pws vs tp+dt/dt) serta Pressure derivatif.
Sumur-sumur kajian merupakan sumur-sumur kunci yang memiliki posisi yang relatif dekat dengan patahan-patahan yang ada serta yang berada didaerah batas terluar (outer reservoir boundary). Berdasarkan hasil analisa ‘pressure transient test’ dari sumur-sumur kajian didapatkan gambaran / informasi untuk dua periode rambat tekanan (flow regim) yang relatif sama yaitu constan wellbore stroge untuk early time (ETR) dan dual porosity untuk Middle
Time (Infinite Acting Radial Flow). Sedangkan untuk periode yang berada dibelakangnya (Late time) dijumpai banyak sekali variasi diantaranya konstan pressure, leaky fault dan sebagian lagi tidak mencapai periode / flow regim ini disebabkan pendeknya / kurang mencukupinya waktu uji yang digunakan. Namun secara umum didapatkan informasi bahwa kualitas / kondisi reservoir vulkanik Jatibarang ini sangat kuat dipengaruhi oleh rekahan-rekahan hingga menyebabkan blok-blok patahan yang ada teridentifikasi konduit (leaky fault).
Dari analisa / interpretasi ‘pressure history’ dan pressure transient test analysis (PTA) didapatkan gambaran model reservoir yang lebih dikontrol oleh silkus fasies (5 cycle) serta perkembangan dan intesitas dari rekahan-rekahan (fracture) yang ada.
Seismik attribute Instaneus Frequensi
Hasil analisa sesimik attribute instaneous Frequensi dari beberapa lintasan yang di anggap mewakili kodisi reservoir dapat dilihat pada gambar 4.1.3.1 dan 4.1.3.2.
Gambar Peta Instaneous Frequensi Dari masing2 Cycle
Pemodelan Reservoir
Pemodelan reservoir merupakan penggunaan model fisik maupun matematika yang dianggap dapat merepresentasikan perilaku suatu sistem reservoir. Adapaun tujuan dari pemodelan reservoir adalah untuk memperkirakan kinerja reservoir terhadap berbagai kondisi / perlilaku produksi. Lebih lanjut bentuk dan kondisi reservoir termasuk heterogintas reservoir secara detail dapat dmasukan kedalam model yang bersangkutan. Dalam implementasinya suatu areal reservoir dapat dibagi menjadi unit-unit blok grid (cells) dengan bentuk, kondisi serta posisi yang disesuaikan dengan koordinat dan heterogenitas reservoir yang direpresentasikan-nya. Dengan demikian setiap cells yang ada diharapkan dapat mewakili kondisi reservoir secara detail.
Berdasarkan integrasi data hasil analisa terpadu analisa seismik dan uji sumur didapatkan gambaran reservoir vulkanik jatibarang yang relatif lebih sederhana dibandingkan model G&G dasar semula yang begitu kompleksnya, dimana sedikitnya terdapat 300 kopartemen dengan sifat-sifat karakteristik reservoir yang berbeda .
Model reservoir hasil penyederhanaan ini terdiri dari 5 flow unit. Jadi zonasi produksi pada reservoir objektif lebih dikontrol oleh distribusi dan perkembangan dari siklus fasies di seluruh areal struktur jatibarang. Fakta analisa seismik maupun uji tekanan mendukung gambaran bocornya kompartemenisasi oleh rekahan-rekahan yang berkembang disekitar patahan-patahan utama maupun patahan-patahan minor yang ada menyebabkan terjadinya hubungan / komunikasi antar blok-blok yang telah terbentuk lebih dulu.
Perbandingan spesifikasi antar model geologi-reservoir hasil penyederhanaan model geologi mula-mula disajikan dalam tabel 4.1.4.
Tabel-1. Perbandingan model geologi dan Reservoir
Regionisasi Model Geologi Model
Reservoir
Zonasi Arah Verikal 5 (cycle) 5 (cycle)
Sub zonasi vertikal 1 - 5 -
Arah Horizontal 12 (block) 6
OWC Tiap sub zonasi Tiap cycle
Dimensi Grid - 50 x 40 x 16
Gambar : Hasil penyederhanaan model geologi awal
Simulasi Reservoir
Dalam mensimulasikan reservoir ‘vulkanik Jatibarang’ penulis menggunakan perangkat lunak komersial ‘ECLIPSE-100’sebagai alat bantu utama disamping perangkat lunak bantuan lainnya (CPS-3, Stratlog, Seisex, well test-200, OFM, Mandat dll.).
4.2. 1. Persiapan Data
Persiapan data yang dilakukan untuk simulasi reservoir vulkanik Jatibarang dapat dikatagorikan tidak mengalami kesulitan yang cukup berarti dikarenakan data-data yang relatif lengkap yang berasal dari sumur-sumur yang relatif banyak (170 sumur yang menembus lapisan vulkanik) serta umur produksi yang relatif lama.
Karakteristik fluida reservoir yang digunakan dalam memodelkan reservoir vulkanik Jatibarang berasal dari analisa PVT pada 5 buah sample minyak dari 5 sumur yang berbeda yang dianggap mewakili fluida reservoir dari masing-masing zonasi produksi yang bersangkutan.
Griding
Model reservoir yang digunakan merupakan penyederhaan dari model geologi hasil kerja sama PERTAMINA DOH JBB - LPM ITB. Dimensi grid model yang digunakan adalah 50x40x16 dengan luasan grid (i x j) sebesar 136 x 135 meter. Gambar 1. 5 berikut merupakan gambaran 3 dimensi dari model grid reservoir vulkanik jatibarang dimana masing-masing fasies yang ada diwakili oleh warna perlapisan /grid cell yang berbeda satu sama lainnya.
Gambar 1. Griding model reservoir Vulkanik Jatibarang
Inisialisasi
Hasil Inisialisasi untuk menyelaraskan (matching) isi awal minyak ditempat memberikan gambaran OOIP dari model reservoir yang digunakan sebesar 83,890,419 SM3 (527.922MMSTB) atau lebih kecil 1.05 %
dari hasil perhitungan volumetrik sebesar 88,084,940 SM3 (554.392 MMSTB). OOIP matcing dari masing-masing cycle (5 cycle) dari model reservoir yang digunakan di tunjukan dalam tabel 3.
Tabel 3. Perbandingan OOIP Volumetrik - Simulasi
OOIP, SM3
Cycle Volumetrik Simulasi Perbedaan %
Cycle-5 4,464,631 4,484,631 Cycle-4 44,023,641 41,927,277 Cycle-3 8,973,566 8,546,253 Cycle-2 27,342,202 26,040,192 Cycle-1 3,036,669 2,892,066 Filed+ 83,890,419 83,890,419 0.5
Penyelarasan Sejarah Produksi dan Tekanan
Penyelarasan sejarah produksi dari reservoir
vulkanik Jatibarang dilakukan dalam skala sumur (individual well), skala unit flow (cycle) mapun skala besar lapangan. Data-data yang dijadikan ‘taget’ ‘history matching’ meliputi ; Laju aliran minyak (qo), gas (qg), Air (qw) dan Tekanan dasar sumur (P res.), hasilnya disajikan dalam Gambar berikut :
Gambar 3. Penyelarasan perilaku Produksi dan tekanan Reservoir Vulkanik Lapangan Jatibarang.
Peramalan Produksi (Prediction)
Peramalan perilaku produksi dan tekanan resevoir vulkanik Jatibarang dimasa yang akan datang terdiri dari 5 kasus (skenario) dengan mempertimbangan hasil studi G&G terdahulu, distribusi dari properties reservoir (porositas, permeabilitas, saturasi) serta tekanan reservoir.
Batasan-batasan yang digunakan dalam peramalan adalah laju produksi (economic limit) sebesar 20 bopd, tekanan reservoir rata-rata (BHP) = 1000 psia serta KA:97%. Secara rinci gambaran ke-lima kasus / skenario pengembangan lapangan tersebut adalah :
• Skenario-1 : Kondisi Existing (Base case) • Skenario-2 : BC + reparasi 19 smr existing • Skenario-3 : BC + 6 sumur side track • Skenario-4 : BC + infill 9 sumur • Skenario-6 : BC + 10 sumur deepening
Hasil peramalan perilaku serta kumulatif produksi dari ke-5 skenario pengembangan lapangan diatas ditunjukan oleh Gambar 5.5.
Gambar-7. Hasil RUN ke-5 Kasus Peramalan Produksi Skenario-1 (Base case)
Skenario-1 di jalankan berdasarkan kondisi dimana pengurasan reservoir dilakukan melalui sumur-sumur existing. Dengan skenario produksi ini sampai dengan tanggal 1 Januari 3030 akan didapatkan penambahan kumulatif produksi sebesar 1,572,818 sm3/d dengan faktor
perolehan (RF)= 24.67 prosen.
Skenario-2
Skenario-2 merupakan modifikasi dari skenario-1 (Base case) dengan penambahan pekerjan ‘work over’ terhadap 19 sumur existing.. Perbaikan sumur dilakukan bertahap (setiap bulannya 1 sumur) yang dimulai Januari 2004. Penambahan kumulatif produksi yang dihasilkan dari skenario-2 sebesar 8,364,718 sm3/d dan
RF= 32.7%
Skenario-3
Skenario-3 juga merupakan pengembangan dari ‘Base case’ dengan penambahan 6 sumur side track. Rekomendasi dan arah dari ke-6 sumur side track ini didasarkan / diarahkan pada areal distribusi sifat fisik batuan reservoir (porositas dan permeabilitas) yang berkembang dengan baik.. Tata waktu pemboran side track 3 sumur tiap satu tahun, dimulai Januari 2004. Penambahan kumulatif produksi adalah 7,550,524 sm3/d dengan RF= 31.79 prosen.
Skenario-4
Pada skenario-4 dilakukan penambahan 9 titik serap baru disamping mengandalkan produksi dari sumur-sumur existing. Rekomendasi dan lokasi dari ke-9 titik serap baru ini lebih didasarkan pada areal distribusi / perubahan saturasi fluida reservoir awal - akhir prediksi. Tata waktu pemboran penambahan 3 buah sumur tiap satu tahunnya, dimulai tanggal 1 Januari 2004. Penambahan kumulatif produksi yang dihasilkan sebesar 12,885,756 sm3/d dan
Skenario-5
Produksi minyak reservoir vulkanik Jatibarang pada Skenario-5 berasal dari kontribusi sumur-sumur existing (Base case) serta 10 sumur-sumur deepening atau yang lebih akrab / identik sebagai KUPL (kerja ulang pindah lapisan). Tata waktu pemboran sumur setiap tahunnya satu sumur, dimulai tanggal 1 Januari 2004, Penambahan kumulatif produksinya yang dihasilkan dari skenario ini sebesar 11,541,200 sm3/d dengan faktor perolehan (RF) = 36.55 %
Tabel 4.2.3. Kumulatif Produksi & RF dari ke-5 Skenario
Kesimpulan
Beberapa kesimpulan yang dapat ditarik dari hasil pemelajaran berdasarkan pendekatan terpadu analisa seismik, Uji transient Tekanan dan Simulasi reservoir Volkanik Jatibarang adalah sebagai berikut :
1. Pada reservoir vulkanik Jatibarang dijumpai 5 Cycle (unit siklus pengendapan vulkanik klastik) dengan 4 fasies yang berkembang yaitu : Tuff/lithictuff, Lithictuff/Aglomerat,
andesit/basalt lava dan Detrital/Ruble (epiclastic)
2. Analisa cross plot data attribute seismic dengan data sumuran menunjukkan adanya hubungan antara nilai impedansi seismik dan porositas dari data sumur kajian, sehingga nilai impedansi akustik ini dapat digunakan sebagai kontrol penyebaran porositas batuan volkanik Jatibarang.
3. Hasil analisa dan pengamatan terhadap peta anomali seismik dari data hasil pengolahan attribute instaneous frequensi menunjukkan adanya hubungan antara instantaneous frequency seismic dengan intensitas fracture pada reservoar Volkanik Jatibarang.
4. Hasil analisa uji sumur pada beberapa sumur objektif menunjukan kesamaan model dari dua periode depan dari transient tekanan
yang ada yaitu ‘wellbore storage dan skin’ untuk ‘Early time rigime’ dan ‘Dual
porosity’ untuk midddle time regime (MTR).
Sedangkan untuk late time regime (pseudo steady state) didapatkan gambaran yang bervariasi (tergantung sifat-sifat konduitisasi dari ‘reservoir boundary’ yang dijumpai) namun sebagian besar menunjukan kuatnya pengaruh (‘high intense‘) fracturasi dari batuan dari sehingga fault-fault yang ada teridentifikasi ‘leaky’ / ‘partially sealing’ 5. Hasil ‘Run’ simulasi reservoir yang telah
dilakukan menunjukan bahwa suatu rekomendasi / skenario pengembangan yang didasari analisa-analisa dengan pendekatan ‘terintegrasi’ memberikan gambaran kinerja produksi dan faktor perolehan (RF) yang relatif lebih baik dibandingkan dengan yang bersifat separatis.
Total Penambahan Faktor Perolehan
Skenario Kumulatif Produksi Kumulatif Produksi (RF)
SM3 SM3 (%) 1 20,694,280 1,572,818 24.67 2 27,486,180 8,364,718 32.76 3 26,671,986 7,550,524 31.79 4 32,007,218 12,885,756 38.15 5 30,662,662 11,541,200 36.55 Saran
• Upaya-upaya / perencanaan pengembangan lapangan dari suatu reservoir yang telah relatif matang (developed) sebaiknyanya dilandasi oleh kajian-kajian teritegrasi dari berbagai metoda terkait dengan memanfaatkan seluruh potensi data yang ada yang baik yang bersifat statik dan dinamik. DAFTAR PUSTAKA
1. Adi Harsono,”Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log”, Schlumberger , 1997.
2. Benyamin, “Aplikasi Evaluasi Petrofisik Pada Zona Unitisasi”,Proceeding IATMI V,1997.
3. Miftah Mazied, “Application of Sequence Stratigraphic Concepts and Depositional Model for Reservoir Mapping an Example from the Upper Cibulakan Formation in The L and LL Fields, Offshore Northwest Java”, Proceeding IPA XXVIII,2002.
4. R.Purwantoro,PJ.Butterworth, JG. kaldi, CD.Alkinson, “A Sequence Stratigraphic Model of The Upper Cibulakan Sandstone (Main Interval),Offshore North West Java Basin” Insights From U-11 Well, IPA 23 rd
Annual Convention, 2002.
5. Sukmono, Sigit, :“Seismic Reservoir Analysis”, Dept. Geophysical Engineering ITB, Bandung, 2002
