Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia
Simposium Nasional IATMI 2009
Bandung, 2-5 Desember 2009
Makalah Profesional
IATMI 09 – 035
Low permeability reservoir rock characterization through integrated core – log –
test study: An important role of core petrography study
By Hadi Prasetyo
1, Junita Trivianty Musu
2and Bambang Widarsono
21
BPMIGAS,
2R and D for Oil and Gas Technology “LEMIGAS”
Abstract
Integrating petrographic core information into combined core petrophysics, log, and well test data for understanding facies and environmental deposition in rock characterization has proved itself useful to improving quality and reliability of the required conclusions.
This integrated approach has specifically shown its use in the cases of complex reservoirs such ones characterized as low-permeability sandstone reservoirs. It is in this spirit that this paper demonstrates how this virtually cost efficient analysis provides preliminary recommendations for the exploitation of such reservoirs.
As case study, two types of producing reservoirs (Bekasap, Bangko, Pematang, and Tanjung formations) have been taken. The first type is strongly controlled by depositional environment. It is found in the upper part of Bekasap and Bangko formations (1900 – 2300 ft-ss), deposited in estuarine system, and made of very fine to fine grained sand with low to moderate bioturbation. This mostly feldspathic and lithic greywackes have permeability of up to 200 mD. The second type is strongly dominated by diagenesis process and is mainly found in the Upper Pematang and Tanjung formations (6200 – 7400 ft-ss). This reservoir type is characterized by its coarse-grained and conglomeratic sandstones resulted from fan-delta and braided channel depositional system. Diagenetic events such as compaction, recrystallization of matrix into microcrystalline clay minerals, precipitation of authigenic minerals in pore
system are also well identified from the performed petrographic analysis. This is dominated by sublitharenite and litharenite sandstones exhibit horizontal permeability of up to several dozens mD.
The two producing reservoir types have undergone carefully planned exploitation and stimulation operations, and the horizontal drilling and fracturing job for the type-1 and type-2 reservoirs, respectively, are acknowledged as two success stories of their own.
These successes would not prevail without application of well integrated core – log – well test approaches in reservoir characterization, in which information from core petrography plays an important contribution.
Pendahuluan
Produksi minyak dan kondensat Indonesia mencapai puncaknya pada tahun 1977 dan 1995 yang menghasilkan 1,5-juta barel per-hari. Pada saat ini produksi minyak Indonesia berada pada fase penurunan (declined) dengan rata-rata laju produksi per-hari adalah sekitar 950-ribu barel. Salah satu upaya peningkatanya adalah dengan optimalisasi produksi pada reservoir permeabilitas rendah, untuk itu diperlukan pembelajaran karakterisasi batuan reservoirnya.
Makalah ini mendokumentasikan pentingnya peran studi petrografi yang dikombinasikan dengan data
core-log-test dalam melakukan karakterisasi batuan
awal untuk strategi pengembangan maupun optimalisasi produksi. Melalui studi petrografi dapat dievaluasi hubungan antara fasies pengendapan, komposisi dan geometri sistem pori batuan, diagenesis serta kualitas reservoir sehingga dihasilkan pemahaman yang baik dan dapat dijadikan suatu model pada batuan reservoir lainnya dengan karakter yang relatif sama. Selanjutnya, dapat ditingkatkan pemahaman kerjasama antara para ahli geologi dan ahli teknik perminyakan.
Sebagai studi kasus adalah reservoir batupasir permeabilitas rendah dari Formasi Tanjung (Cekungan Barito) dan Pematang serta bagian atas Formasi-Formasi Bekasap dan Bangko di Cekungan Sumatera Tengah.
Konsep-konsep prinsip
Bebarapa ahli telah menjelaskan bagaimana faktor geologi mengkontrol derajat kualitas dan kemampuan produksi dari suatu batuan reservoir. Davies (1986) menjelaskan bahwa faktor geologi, baik skala mikro, meso maupun makro akan mengkontrol kemampuan produksi suatu reservoir batupasir. Faktor-faktor tersebut terdiri dari empat order geologic controls dan satu fundamental control. Geologic controls meliputi tektonik, struktur, lingkungan pengendapan, diagenesis sampai pada skala mikro yaitu tekstur serta geometri sistem pori. Sedangkan fundamental controls yaitu porositas, permeabilitas dan saturasi merupakan salah satu faktor yang secara langsung mempengaruhi laju produksi (Gambar-01).
Petijohn et al., 1973 (di dalam Syed A., 1981) mempelajari hubungan antara sifat batuan terhadap kualitas reservoir pada batuan klastik yaitu harga porositas dan terutama permeabilitas sangat dipengaruhi oleh tekstur dan struktur sedimen. Tekstur, meliputi ukuran butir, sortasi, kekompakan, dan kemas dari komponen penyusun batuan reservoir. Sedangkan struktur sedimen diantaranya adalah bioturbasi, silang-siur, laminasi, dan gelembur-gelombang.
Pittman (1977), berdasarkan studi petrografi, telah dapat memberikan penjelasan hubungan antara sistem / tipe porositas batuan terhadap kualitas reservoir, problema analisis log dan komplesi sumur (Gambar-02). Syed A. (1981), Stonecipher et al. (1984), dan Civan (2007) juga menjelaskan bahwa salah satu faktor yang mempengaruhi perkembangan kualitas reservoir batupasir adalah lingkungan pengendapan yaitu tempat dimana batuan tersebut diendapkan.
Cade et al. (1994) juga berpendapat bahwa ukuran butir dan sortasi batupasir juga mengkontrol perkembangan permeabilitas. Semakin besar ukuran butir dan semakin baik sortasi akan meningkatkan nilai permeabilitas. Evans et al. (1997) juga menjelaskan hubungan antara tipe dan ukuran porositas, ukuran butir, sortasi serta diagenesis terhadap perkembangan porositas dan permeabilitas seperti diilustrasikan pada
Gambar-03.
Metode analisis
Analisis sayatan tipis petrografi termasuk
scanning electron microscope (SEM) dan difraksi sinar-X
(XRD) atas perconto batuan inti-bor sebagai metode utama yang dipakai, kemudian hasilnya dikombinasikan dengan data deskripsi megaskopis batuan reservoir, log dan test sumur. Analisis petrografi merupakan salah satu metode analisis yang akurat dan relatif cepat dengan biaya yang kompetitif serta hasilnya dapat diaplikasikan baik di bidang geologi maupun teknik reservoir / produksi.
Karakterisisasi batuan reservoir
Berdasarkan sifat fisik, batupasir formasi Bekasap dan Bangko dapat dibedakan menjadi dua, yaitu bagian atas dan bawah. Selanjutnya, bagian atasnya yang merupakan batuan reservoir permeabilitas rendah yang terutama disebabkan oleh faktor lingkungan pengendapan, disebut reservoir tipe-1.
Pada umumnya, bagian bawah kedua formasi Bekasap dan Bangko mempunyai ketebalan bervariasi 10-20 ft, tersusun oleh fasies batupasir silang-siur dan batupasir masif dengan sedikit struktur bioturbasi, berbutir sedang dan konglomeratan. Bagian dasarnya memperlihatkan batas tegas / erosi dan bertendensi mengahalus ke arah atas. Nilai rata-rata rekaman log sinar-gamma adalah 58 API dengan resistivitas 80 ohm serta 60 API dengan resistivitas 30-60 ohm. Namun demikian, dari log cased hole resistivity formation
(CHRF) nilai resistivitasnya 20 ohm. Hal ini sebagai
indikasi interval depleted oil. Berdasarkan hasil analisis log dan routine-core didapatkan harga kandungan serpih, Vshale sekitar 18% dan permeabilitas-horisontal mencapai
1900 mD. Data plot porositas vs. Permeabilitas memperlihatkan pola arah (trend) yang lebih tinggi (garis merah) dibandingkan bagian atasnya (Gambar-04). Data produksinya dari sumur vertikal dapat
menghasilkan minyak dengan laju rata-rata mencapai beberapa ratus barel per-hari.
Sedangkan bagian atas kedua formasi tersebut mempunyai ketebalan mencapai 40 ft, didominasi oleh batupasir bioturbasi dengan ukuran butir halus-sangat
halus, serta karakter log sinar gamma 60-90API dengan
resistivitas 8-12 ohm. Hasil analisis log dan routine-core
menunjukan nilai Vshale sebesar 24-42% dan harga
permeabilitas bervariasi dari puluhan sampai 550 mD. Harga resistivitas berdasarkan log CHRF adalah relatif sama dengan awalnya. Hal ini menunjukan indikasi adanya interval unswept-oil. Data plot porositas vs. permeabilitas memperlihatkan arah (trend) yang lebih rendah (garis biru) dibandingkan bagian bawahnya (Gambar-04). Data test produksi sumur vertikal pada bagian atas menghasilkan laju rata-rata beberapa puluh barel per-hari. Secara umum dan ekonomis, di Formasi Bekasap dan Bangko, pemboran sumur horisontal dapat menghasilkan laju produksi 10 kali sumur vertikal .
Selanjutnya hasil analisis integrasi petrografi dengan diskripsi megaskopis batuan inti-bor dan analisis
routine-core memperlihatkan bahwa perkembangan
kualitas reservoir pada reservoir tipe-1 lebih dikontrol oleh faktor lingkungan pengendapan. Hal ini seperti ditunjukkan oleh Gambar-05 yang memperlihatkan bahwa perkembangan permeabilitas sangat dipengaruhi oleh ukuran butir dan struktur sedimen bioturbasi, yaitu mengahalusnya ukuran butir dan meningkatnya intensitas bioturbasi akan menurunkan permeabilitas. Kemudian seperti diperlihatkan oleh Gambar-06 membuktikan bahwa nilai permeabilitas juga sangat dikontrol oleh jumlah kandungan masadasar dan kehadiran struktur sedimen. Meningkatnya kandungan masadasar dan intensitas bioturbasi akan menurunkan harga permeabilitas.
Contoh studi kasus yang lain, yaitu reservoir tipe-2, adalah reservoir permeabilitas rendah dari formasi Pematang dan Tanjung. Rendahnya nilai permeabilitas (beberapa mD sampai 30 mD) lebih dikontrol oleh faktor diagenesis, selain juga oleh faktor lingkungan pengendapan. Secara umum, batuan reservoir dari kedua formasi tersebut disusun oleh konglomerat, batupasir konglomeratan, dan batupasir berbutir kasar-sangat kasar, yang mempunyai nilai
gamma ray (GR) 20 - 30 API dengan resistivitas bervariasi dalam 10-20 ohm. Plot porositas vs. permeabilitas cenderung mempunyai harga korelasi yang relatif rendah (polanya relatif menyebar /
Gambar-07). Perkembangannya secara vertikal merupakan
kumpulan parasekuen yang menghalus ke arah atas.
Hasil analsis petrografi memperlihatkan bahwa penurunan porositas dan terutama permeabilitas pada reservoir tipe-2 juga dipengaruhi oleh proses diagenesis, yaitu: (a) kompaksi, yang dibuktikan oleh dominasi hadirnya kontak antar butir tipe planar dan semi-suture serta bahkan tipe suture juga teramati, dan (b) sementasi oleh mineral kaolinite, illite dan zeolite (Gambar-07, -08).
Data operasional lapangan menunjukan bahwa usaha optimalisasi produksi pada reservoir permeabilitas rendah yang disebabkan oleh proses diagenesis adalah dengan melakukan stimulasi rekah buatan (fracturing
job). Secara umum dan ekonomis, di Formasi Pematang
dan Tanjung, pada beberapa sumur, stimulasi rekah buatan dapat meningkatkan laju produksi .
Diskusi
Dengan mempelajari prinsip-prinsip dasar tersebut di atas dan hasil karakterisasi batuan reservoir pada skala mikro dan meso terlihat adanya hubungan antara sifat fisik batuan reservoir terhadap produksi maupun strategi / teknologi yang diperlukan untuk peningkatan / optimalisasi laju produksi, khususnya pada batuan reservoir dengan permeabilitas rendah.
Faktor-faktor yang mempengaruhi rendahnya permeabilitas perlu diidentifikasi, yaitu apakah dipengaruhi oleh lingkungan pengendapan atau proses diagenesis atau kombinasi keduanya. Berdasarkan contoh kasus seperti dijelaskan di atas, untuk sementara terlihat adanya hubungan antara faktor penyebab perkembangan kualitas reservoir dengan strategi / teknologi yang digunakan untuk optimalisasi produksi.
Berdasarkan hasil pemboran dan data produksi pada contoh kasus kedua tipe reservoar tersebut, terlihat hubungan bahwa optimalisasi produksi pada reservoir permeabilitas rendah yang disebabkan oleh faktor lingkungan pengendapan, cenderung diperlukan pemboran horizontal, sedangkan pada reservoir permeabilitas rendah dikontrol oleh proses diagenesis, diperlukan usaha stimulasi rekah buatan.
Kesimpulan
Berdasarkan pembelajaran contoh kasus seperti dijelaskan di atas dapat disimpulkan sebagai berikut: (a) metode analisis petrografi mempunyai peranan yang penting untuk karaterisasi batuan reservoir, (b) hasil analisis petrografi dapat memberikan rekomendasi awal terhadap strategi / teknologi peningkatan / optimalisasi
produksi, (c) hasil analisis petrografi dapat digunakan baik di bidang geologi maupun teknik reservoir / produksi, (d) di dalam eksplorasi-pengembangan-produksi minyak-gas bumi diperlukan kerjasama yang harmonis antara disiplin geoscience dan teknik reservoir / produksi, dan (e) kesimpulan awal, optimalisasi produksi pada reservoir permeabilitas rendah karena lingkungan pengendapan diperlukan pemboran horisontal, sedangkan yang disebabkan oleh diagenesis diperlukan stimulasi rekah buatan.
Ucapan terima kasih
Penulis mengucapkan terima kasih kepada Manajemen BPMIGAS atas diijinkannya presentasi makalah ini. Ucapan terima kasih juga disampaikan kepada KKKS Chevron Pacific Indonesia, Pertamina EP dan EMP Malacca Strait atas dukungan data selama preparasi makalah ini.
Daftar Pustaka
• Cade, C.A., I.J.Evans, and S.L.Bryant, 1994, Analysis of permeability controls – a new approach: Clay Minerals, v.29, p.491-501.
• Civan, Faruk, 2007, Formation Damage –
Fundamentals, Modeling, Assessment, and Mitigation, 2nd edition, Gulf Professional
Publishing, USA, 1114p.
• Davies, D.K., 1986. Sandstone Reservoir, with
emphasis on Clay, Stimulation and Formation Evaluation, a three days course, Jakarta, 385p.
• Evans, J., Cade, C., and Bryant, S., 1997, A
Geological Approach to Permeability Prediction in Clastic Reservoir, in Kupecz, J.A., Gluyas,
J.G., and Bloch, S., eds., Reservoir Quality
Prediction in Sandstones and Carbonates;
AAPG Memoir 69, p.91-101.
• Pittman, E.D., 1982, Problems Related to Clay
Mineral in Reservoir Sandstone, in Oil Field
Development Techniques, AAPG Memoir No.28, p.237-244.
• Syed A. Ali, 1981, Sandstone Diagenesis:
Application to Hydrocarbon Exploration and Production, Gulf Science & Technology
Company, Pittsburgh, Pennsylvana.
POROSITAS PERMEABILITAS SATURASI
FUNDAMENTAL CONTROLS FIRST ORDER GEOLOGIC CONTROLS SECOND ORDER GEOLOGIC CONTROLS THIRD ORDER GEOLOGIC CONTROLS FOURTH ORDER GEOLOGIC CONTROLS GEOMETRI PORI
UKURAN PORETHROAT, UKURAN POREBODY,
FRACTURING, SURFACE ROUGHNESS KOMPOSISI LITOLOGI, MINERALOGI BUTIRAN-MATRIK-SEMEN TEKSTUR UKURAN BUTIR, SORTASI, KEKOMPAKAN, KEMAS LINGKUNGAN
PENGENDAPAN DIAGENESIS STRUKTUR
KERANGKA TEKTONIK
TECTONO SEDIMENTARY
Gambar-01: Faktor-faktor geologi yang mempengaruhi
kemampuan produksi (Davies, 1986).
Gambar-02: Hubungan tipe pori dengan kualitas reservoir,
P E R M E A B IL IT Y POROSITY IN C R E A S IN G V IS IB L E P O R O S IT Y IN C R E A S IN G G R A IN S IZ E INCREASING MICROPOROSITY
0 5 10 15 20 25 30 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 C la y m a tr ix -p e tr o g ra fi ( % ) He-Perm. hz (mD)
PLOT Kh vs. Clay matrix
Cross-bedded sandstone
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Gr a in S iz e (m m ) He-Hz.Perm. (mD)
Well-83: PLOT Kh vs. Grain Size
Highly bioturbated sandstone
Gambar-05: Hubungan antara permeabilitas dan lingkungan
pengendapan yaitu ukuran butir dan struktur sedimen bioturbasi, memperlihatkan semakin besar ukuran butir dan intensitas bioturbasi yang menurun, nilai permeabilitas akan meningkat. Batupasir berbutir sangat halus - halus (0,10-0,16mm) dengan bioturbasi intensitas tinggi mempunyai permeabilitas puluhan - 200 mD, sedangkan yang berbutir halus (0,20mm) dengan bioturbasi intensitas rendah, harga permeabilitas mencapai 600 mD. Sebaliknya batupasir berbutir sedang (0,22-0,26mm) dengan struktur silang-siur mempunyai permeabilitas mencapai 3000 mD.
Gambar-03: Faktor-faktor yang berpengaruh pada
perkembangan porositas dan permebilitas dari suatu reservoir batupasir (Evans et al, 1997).
Gambar-06: Hubungan antara jumlah clay matrix /
masadasar dan kehadiran struktur bioturbasi terhadap permeabilitas. Meningkatnya kandungan masadasar (> 20%) dan intensitas bioturbasi, harga permeabilitas akan turun mencapai 50 mD. Sedangkan batupasir dengan masadasar 5-10% dan intensitas bioturbasinya rendah, permeabilitas = 200-500 mD. Batupasir struktur silang-siur dengan masadasar <5%, permeabilitas mencapai 1900
Gambar-08: Foto SEM yang memperlihatkan
pertumbuhan semen zeolit yang memnyebabkan permeabilitas rendah pada batupasir-konglomerat Formasi Tanjung .
Subarkose, medium-coarse grain, conglomeratic, <10% clay matrix, permeability = 452 mD.
B10 B12 B18 B20 B30 2150 2200 1950' SD (BKSP FM) 2020' SD 0.001 0.010 0.100 1.000 10.000 100.000 1,000.000 10,000.000 0 5 10 15 20 25 30 Porosity, % Hz .P ermeab il it y, mD Core photograph of sandstone, brown, medium grain, f ining upward trend, slightly bioturbated, conglomeratic, and locally calcite cemented. Core photo of sandstone, grey, v.f ine – f ine grain , highly bioturbated, f ining upward trend, locally calcite cemented, and increasing upward of glauconite content.
Feldspathic greywacke, very fine to fine grain, 19% clay m atrix, permeability = 10 mD. Porosity vs. Hz-permeability Plot
Porosity (%) H z -p e rm e a b il ity (m D ) 2207’-2210’ 2154’-2157’ Thin-section photomicrograhs Upper Lower .
Thin section photomicrograph
Scanning Electron Micrograph
Gambar-04: Visualisasi karakterisasi batupasir Formasi Bekasap yang bagian atas mempunyai permeabilitas
rendah, memperlihatkan dua pola plot porositas vs. permeabilitas yang pada dasarnya mencerminkan nilai permeabilitas yang berbeda. Hal ini dikontrol oleh perbedaan ukuran butir, struktur sedimen dan kandungan masadasar / clay matrix sebagai hasil dari lingkungan pengendapan .
Gambar-07: Visualisasi karakterisasi batupasir-konglomerat Formasi Pematang dengan permeabilitas rendah,
memperlihatkan dua plot porositas vs. permeabilitas yang polanya relatif menyebar. Hal ini disebabkan oleh proses diagenesis yaitu: kompaksi yang ditandai oleh kontak antar butir tipe planar & semi-suture (foto kanan atas) dan sementasi oleh kaolinit (foto kanan bawah).
