6
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1. Geologi Regional
Blok Offshore North West Java (ONWJ) merupakan blok yang sudah beroperasi sejak tahun 1967. Blok ini sekarang pengoperasiannya dipegang oleh Pertamina Hulu Energi (2009), sebelumnya blok ini dioperasikan oleh British Petroleum (BP) dan Atlantic Richfield Indonesia Inc. (ARII). Blok ONWJ terletak di sepanjang utara laut Jawa, memanjang dari wilayah Jawa Barat sampai Jawa Tengah.
Sub cekungan yang terdapat pada Cekungan Jawa Barat Utara antara lain Sub Cekungan Ciputat, Sub Cekungan Pasir Putih, Sub Cekungan Jatibarang, dan Sub Cekungan Arjuna. Daerah penelitian merupakan bagian dari Cekungan Jawa Barat Utara (North West Java Basin), yaitu lebih tepatnya berada pada Sub Cekungan Arjuna bagian tengah (Central Arjuna). Sub Cekungan Arjuna berada pada bagian tengah dari Cekungan Jawa Barat Utara yang letaknya ± 90 km ke arah timur laut dari kota Jakarta. Sub Cekungan ini merupakan satu dari seri cekungan di ujung selatan lempeng mikro Sunda yang berupa sistem setengah graben/half graben (Gresko dkk, 1995). Sub Cekungan Arjuna dibagi menjadi 3 bagian, yaitu bagian utara, tengah, dan selatan (Gresko dkk, 1995). Pembagian dari Sub Cekungan Arjuna bisa dilihat pada Gambar 2.1. Masing-masing bagian mempunyai luas ± 700 km2 dan paling sedikit terdiri dari satu sistem setengah graben.
7 Gambar 2.1. Lokasi Sub Cekungan Arjuna pada Cekungan Jawa Barat Utara
(Noble dkk, 1997)
2.1.1. Sejarah Tektonik dan Kerangka Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara Terdapat lima even tektonik yang mempengaruhi perkembangan struktur dan juga stratigrafi di Cekungan Jawa Barat Utara (Gresko dkk, 1995), antara lain :
1. Pre Rift (Kapur Akhir-Awal Eosen)
Subduksi dan perkembangan busur meratus menghasilkan metamorfisme regional pada passive margin dataran Sunda. Terjadi deformasi, pengangkatan, erosi, dan pembekuan magma dalam kurun Paleosen pada seluruh bagian di Arjuna (Gresko dkk, 1995).
8 2. Syn-Rift I (Eosen)
Lempeng Hindia bertumbukan dengan lempeng Eurasia menyebabkan dextral wrenching pada bagian selatan Paparan Sunda. Periode ini merupakan episode ekstensional yang mengawali terjadinya rifting. Terdapat dua arah patahan yang mempengaruhi perkembangan fase Rift I ini, berarah U 600 B sampai U 400 B dan berarah utara-selatan dengan arah ekstensional U 300 - 700 T.
Endapan pada fase ini merupakan Formasi Jatibarang yang terdiri dari sedimen asal daratan yang berumur Awal Oligosen terendapkan di atas basement dan berada di bawah ketidakselarasan. Terdiri dari endapan lakustrin dan vulkaniklastik yang terisolasi pada sistem half graben. Endapan vulkanik pada Formasi Jatibarang terdiri dari vulkaniklastik andesitik dan tuf (Gresko dkk, 1995).
3. Syn-Rift II (Oligosen)
Pada Awal Oligosen, vulkanisme dan rifting I berhenti di wilayah Arjuna. Periode ini berlainan dengan even tumbukan di busur depan Jawa dan Sumatera. Fase tumbukan ini menyebabkan reorientasi dari arah kompresi regional yang menghasilkan beberapa pengangkatan regional dan erosi sepanjang bagian selatan Paparan Sunda. Terjadi rifting kembali pada akhir Awal Oligosen yang berhubungan dengan pergerakan lateral blok Indocina dan membukanya Laut Cina Selatan.
Pada Akhir Oligosen terjadi penghentian pergerakan sistem patahan pada semenanjung Malay dan Thailand, selanjutnya terjadi pengangkatan yang menyebabkan pergantian arah provenance dari sekitar punggung cekungan menjadi arah regional dari utara Paparan Sunda.
Sedimen pada fase ini merupakan endapan sedimen Formasi Talang Akar Bagian Bawah yang terendapkan di atas Formasi Jatibarang. Litologi pada Formasi Talang akar bagian bawah terdiri dari konglomerat masif dan
9 batupasir sedang-kasar, batulempung lakustrin dan paleosols. Kemudian endapan ini disebut dengan Anggota Kontinental Formasi Talang Akar (Ponto, 1998).
4. Post-Rift ( Oligosen Akhir - Miosen Awal)
Berhentinya pemekaran pada Laut Cina Selatan disebabkan tumbukan antara fragmen Gondwana (Australia Timur/Papua) dengan batas timur Paparan Sunda. Pada Oligosen Akhir, terendapakan Formasi Talang Akar Bagian Atas yang terendapakan di atas Formasi Talang Akar Bagian Bawah dan terendapkan pada bagian atasnya oleh batuan karbonat dari Formasi Baturaja. Anggota ini terdiri dari perselingan batupasir halus-sedang, batulempung, batulanau, batubara, dan batugamping yang terendapkan pada kondisi umum transgresif.
Batupasir pada Anggota Deltaik Formasi Talang Akar umumnya terpilah lebih baik dan berbutir lebih halus daripada anggota Kontinental Formasi Talang Akar. Terdapat pula endapan batubara dengan jumlah yang cukup banyak pada bagian bawah dan berkurang ke arah atas seiring perubahan setting pengendapan menuju marine Talang Akar. Pada Miosen Awal terendapkan Formasi Baturaja yang terdiri dari batuan karbonat selaras di atas Formasi Talang Akar Bagian Atas (Gresko dkk, 1995).
5. Inversi (Miosen Tengah – Miosen Akhir)
Barat laut Australia bertumbukan dengan Palung Sunda yang mengakibatkan terjadinya rezim kompresi pada cekungan Arjuna. Endapan yang dihasilkan pada fase ini, terdiri dari Formasi Cibulakan dan Formasi Cisubuh.
10 2.1.2. Stratigrafi Regional
Secara keseluruhan terdapat enam unit Formasi yang terdapat pada daerah penelitian. Formasi ini berkisar dari Oligocene-Resent dan terendapkan pada lingkungan non marin, marginal marin dan laut dangkal. Kolom stratigrafi dari Cekungan Jawa Barat Utara dapat dilihat pada Gambar 2.2. Formasi-formasi tersebut dari tua ke muda antara lain:
1. Basement
Basement terdiri dari batuan metamorfik (metaquartzite).
2. Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar merupakan unit sedimen tertua yang berumur Oligosen-Awal Miosen. Formasi Talang Akar ini terdiri dari dua bagian antara lain Formasi Talang Akar Atas dan Formasi Talang Akar Bawah. Formasi Talang Akar Atas terdiri dari batulempung, batugamping dengan sedikit lapisan-lapisan tipis batubara. Formasi Talang Akar Bawah terdiri dari batulempung karbonat, batupasir, bitumen, dan batubara antrasit. Pada bagian bawahnya terdapat batupasir konglomeratik dan batulempung non-kalkareous.
Batulempung pada formasi ini berwarna kecoklatan-abu-abu, lanauan, secara lokal bergradasi menjadi bataulanau, non-calcareous, dan terdapat jejak burrow setempat. Batupasir berkisar sangat kasar-konglomeratik setempat, menyudut membundar tanggung, lanauan, dan bermatriks non-calcareous. Pada batupasir juga terdapat sebagian kecil lamina-lamina batubara dan struktur sedimen gradded bedding. Porositas pada batupasir beragam dari baik-buruk. Sementara batugamping pada Formasi Talang Akar Bagian Atas berwarna krem-putih, terkristalisasi, sebagian terdolomitisasi dan terdapat foram besar.
Secara umum berdasarkan data biostratigrafi diketahui bahwa Formasi Talang Akar Bagian Atas terendapkan pada lingkungan inner
sublitoral-11
outer litoral dan Formasi Talang Akar Bagian Bawah terendapkan pada lingkungan litoral-continental supralitoral (Bishop, 2000).
3. Formasi Baturaja
Formasi ini terbentuk pada Miosen Bawah, terdiri dari batugamping masif, terekristalisasi sedang-kuat dan sebagian mengalami dolomitisasi. Berwarna putih-krem, tersusun atas nodul-nodul rijang dan jarang terdapat foram besar, tersementasi sedang dan memiliki matriks kristalin. Batugamping formasi ini memiliki porositas buruk. Formasi Baturaja terendapkan pada lingkungan marin khususnya inner sublitoral (Bishop, 2000).
4. Formasi Cibulakan Atas
Berumur Miosen Tengah sampai Miosen Akhir, interval formasi ini adalah pada bagian bawah batugamping Formasi Parigi sampai bagian atas Formasi Baturaja. Formasi Cibulakan Atas terdiri dari batulempung dan batupasir dengan lapisan tipis batugamping. Batulempung berwarna abu-abu hijau calcareous-non-calcareous, dibeberapa bagian batulempung ini bergradasi menjadi batulanau seiring dengan bertambahnya kedalaman.
Batupasir pada Interval Main berbutir halus-kasar dan terpilah buruk, terdapat glaukonit dibeberapa bagian dan berporositas sedang-baik. Semakin ke arah bawah batupasirnya menjadi lebih berbutir halus, terpilah lebih baik, glaukonitik, dan tersusun atas runtuhan cangkang dan bersifat calcareous. Sedimentasi pada formasi ini terjadi pada laut terbuka (inner-middle sublitoral) (Bishop, 2000).
12 5. Formasi Parigi
Formasi Parigi terbentuk pada Miosen Atas, terdiri dari batugamping masif yang tersusun atas cangkang serta batulempung yang terendapkan di atasnya. Batugamping dari Formasi Parigi ini berwarna putih-krem, dapat diremas, bertekstur packstone-grainstone yang terkristalisasi, tersusun atas glaukonit, foraminifera besar, runtuhan cangkang dan koral. Sementara batulempung yang ada sama dengan litologi yang terdapat di Formasi Cisubuh namun secara umum tersusun atas material cangkang dan fauna bentonik. Batugamping Formasi Parigi secara keseluruhan terbentuk pada lingkungan laut (inner-middle sublitoral) (Bishop, 2000).
6. Formasi Cisubuh dan Sedimen Resen
Formasi ini terbentuk pada Miosen Atas - Resent, terdiri dari batulempung dan batulanau dengan lapisan tipis batupasir dan batugamping dolomitik. Batulempung berwarna abu-abu-kehijauan-cokelat keabuan, karbonan, lanauan, dan bergradasi menjadi batulanau. Batulempung ini juga tersusun atas glaukonit dan runtuhan cangkang. Sementara batupasir yang ada berbutir halus-sedang, tersusun atas kuarsa, fragmen litik, dan material piroklastik. Pada bagian paling atas terdapat sedimen Recent, yang terdiri dari batulempung, kuarsa alluvial dan sedimen vulkaniklastik (Bishop, 2000)
13 Gambar 2.2. Kolom Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Noble dkk, 1997)
14 2.1.3. Sistem Petroleum Cekungan Jawa Barat Utara
Sistem petroleum pada cekungan Jawa Barat Utara berasal dari tujuh sub cekungan, yaitu sub cekungan Jatibarang, sub cekungan Cipunegara/E-15 Graben, sub cekungan Kepuh, sub cekungan Pasir Bungur, sub cekungan Ciputat, sub cekungan Arjuna Selatan, dan sub cekungan Arjuna Tengah (Noble dkk, 1997).
1. Batuan Sumber (Source Rock)
Terdapat tiga tipe penting batuan sumber pada cekungan Jawa Barat Utara, yaitu: serpih rawa (lacustrine shales) pada tipe ini sebagian besar cenderung menghasilkan minyak (mainly oil prone), batubara-batubara dan serpih-serpih yang berasal dari delta (fluvio deltaic coals and shales) pada tipe ini cenderung menghasilkan minyak dan gas (oil and gas prone), batulempung-batulempung laut (marine claystones) pada tipe ini cenderung banyak terdapat bakteri gas (bacterial gas). Studi-studi geokimia dari minyak-minyak mentah menemukan pada lapangan-lapangan di darat (onshore Java fields) dan lapangan-lapangan-lapangan-lapangan di laut (offshore Arjuna fields) menunjukkan batuan sumber paling utama terdapat pada tipe batubara-batubara (coals) dan serpih-serpih (shales) yang berasal dari delta (fluvio-deltaic) pada Formasi Talang Akar Bagian Atas (Bishop, 2000). Batuan sumber pada cekungan Jawa Barat Utara berasal dari Formasi Talang Akar yang terendapkan pada lingkungan delta dengan hasil pengendapan berupa batubara dan serpih (shale).
2. Jalur Migrasi (Migration Pathways)
Jalur migrasi pada cekungan Jawa Barat Utara berasal dari tujuh sistem yang berada pada bagian darat (onshore) dan bagian lepas pantai (offshore). Ketujuh sistem tersebut adalah sistem Jatibarang, sistem Cipunegara/E-15, sistem Pasir Bungur, sistem Kepuh, sistem Ciputat,
15 sistem Arjuna Selatan, dan sistem Arjuna Tengah. Batuan-batuan sumber Talang Akar merupakan batuan sumber yang penting dan berbagai reservoir secara horizontal diisi dari sumber Talang Akar (Noble dkk, 1997).
3. Batuan Reservoir (Reservoir Rocks)
Semua formasi yang ada di cekungan Jawa Barat Utara mulai dari Formasi Jatibarang sampai Formasi Parigi mempunyai interval lapisan yang bagus untuk menjadi batuan reservoir.
4. Tipe-tipe Perangkap (Trap Styles)
Model struktur dan mekanisme perangkap sangat mirip di semua sistem petroleum cekungan Jawa Barat Utara. Struktur utama mencirikan kubah antiklin yang lebar dan perangkap pembelokan (tilted fault block traps). Karbonat tumbuh (carbonat buildups) dalam Formasi Batu Raja, interval Main, dan interval Parigi juga menjadi perangkap-perangkap yang bagus. Perangkap stratigrafi juga ditemukan ketika bagian pasir menumpang (onlap) dan dasar dari batuan dasar tinggi (drape basement highs). Perangkap-perangkap itu terbatas pada Interval Talang Akar. Walaupun stratigrafi pinchouts dari bagian reservoir juga ditemukan (Noble dkk, 1997).
16 2.2. Geologi Lapangan DTE
Lapangan DTE merupakan lapangan hidrokarbon yang berada pada Sub Cekungan Arjuna bagian tengah. Secara geografis, lapangan ini terletak pada daerah lepas pantai barat laut Jawa, sekitar 161 km dari kota Jakarta ke arah timur laut. Lapangan DTE berbatasan dengan lapangan FI di sebelah timur, Lapangan FN di sebelah tenggara, dan Lapangan E di sebelah barat.
Struktur geologi yang berkembang pada lapangan DTE ini merupakan struktur sesar, yang terdiri dari dua sesar turun mayor yang mengapit daerah penelitian. Struktur sesar turun ini berarah timur laut (lebih ke utara) dengan kemiringan bidang sesar ke arah barat daya (lebih ke barat).
Stratigrafi pada lapangan DTE mempunyai susunan yang hampir sama dengan stratigrafi regional cekungan Jawa Barat Utara, hanya saja pada Lapangan DTE ini Formasi Jatibarang tidak ditemukan. Lapangan DTE tersusun atas lima formasi, yaitu dari tua ke muda :
a. Formasi Talang Akar (Eosen-Oligosen)
b. Formasi Baturaja (Oligosen Akhir-Miosen Awal) c. Formasi Cibulakan Atas (Miosen Tengah)
d. Formasi Parigi (Miosen Akhir)
e. Formasi Cisubuh (Miosen Akhir-Pliosen)
Ketidakhadiran Formasi Jatibarang pada daerah penelitian diakibatkan pada saat pengendapan Formasi Jatibarang, batuan dasar pada daerah ini merupakan tinggian.
Sedangkan sistem Petroleum yang menyusun Lapangan DTE terdiri atas : 1. Batuan Sumber (Source Rocks)
Batuan sumber pada lapangan DTE berasal dari Formasi Talang Akar deltaik. Batuan sumber tersebut berasal dari batuan berumur Oligosen yang terendapkan pada lingkungan delta dengan hasil pengendapan berupa
17 batubara dan serpih. Endapan batubara dan serpih inilah yang utama berperan sebagai batuan sumber pada lapangan DTE. Tipe batuan sumber ini cenderung menghasilkan minyak dan gas (oil and gas prone).
2. Jalur Migrasi (Migration Pathways)
Jalur migrasi yang mengisi hidrokarbon pada reservoir lapangan DTE merupakan sistem Cipunegara E-15. Hidrokarbon bermigrasi dari batuan sumber ke batuan reservoir pada lapangan DTE secara horizontal dengan arah utara – selatan.
Gambar 2.3. Jalur Migrasi Sistem Cipunegara-E15 pada Lapangan DTE (Noble dkk, 1997)
18 3. Batuan Reservoir (Reservoir Rocks)
Batuan reservoir pada lapangan DTE terdiri dari batupasir dan batugamping yang berselang-seling dengan keberadaan batulempung. Sedangkan batuan reservoir dari zona DTE-22B tersusun atas batupasir. Batupasir yang menyusun zona reservoir DTE-22B merupakan batupasir tebal yang berasal dari Interval Main Formasi Cibulakan Atas. Batupasir tebal ini diketahui menyimpan potensi hidrokarbon dalam jumlah yang cukup besar.
Gambar 2.4. Kolom Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara dan Contoh Log Sumur DTEA-1, sebagai perbandingan (mod. from Nobel dkk, 1997)
19 4. Tipe Perangkap (Trap Styles)
Tipe perangkap yang terdapat pada lapangan DTE berupa perangkap struktur, yaitu tilted fault block traps. Perangkap ini merupakan perangkap struktur sesar turun yang miring ke arah utara-selatan (PHE ONWJ internal report, 1981).
Gambar 2.5. Tipe Perangkap pada Cekungan Jawa Barat Utara (Noble dkk, 1997)
5. Batuan Penutup (Cap Rock)
Batuan penutup pada lapangan DTE berupa batulempung berumur Miosen. Batulempung ini berperan sebagai batuan penutup dan diketahui berselang-seling dengan batupasir yang merupakan batuan reservoir.
20 2.3. Sistem Petroleum
Menurut Harsono (1997) minyak dan gas bumi merupakan senyawa hidrokarbon, berasal dari bahan organik dalam batuan induk yang mengalami proses pematangan. Adanya akumulasi minyak dan gas bumi di bawah permukaan memerlukan beberapa syarat yang dikenal sebagai petroleum system yaitu batuan induk (source rock) yang matang, batuan reservoir (reservoir rock) yang porous dan permeable, perangkap (trap), batuan penutup (cap rock) yang impermeable, serta waktu migrasi (proper timing of migration) yang memungkinkan minyak dan gas bumi bermigrasi dan terjebak dalam perangkap (trapping mechanism).
Gambar 2.6. Petroleum System (www.earthscienceworld.org)
Berikut penjelasan mengenai masing-masing sistem petroleum: a. Batuan Induk (Source Rock)
Batuan induk adalah batuan sedimen yang sedang, akan, atau telah menghasilkan hidrokarbon. Batuan induk ini adalah sumber daripada hidrokarbon, sehingga tanpa adanya batuan induk ini tidak akan ada hidrokarbon yang terbentuk. Batuan induk ini memerlukan beberapa syarat untuk dapat menghasilkan hidrokarbon, antara lain tercapainya kondisi
21 kematangan termal dan tersusun atas material organik yang cukup tinggi.
Batuan induk tersusun dari material organik yang berasal dari darat (terestrial) atau asal laut (marine). Batuan yang dapat dijadikan sebagai batuan induk adalah batuan sedimen klastik halus seperti batulempung, serpih dan napal. Material organik yang terdapat pada batulempung antara 1-2%. Batulempung yang tersusun atas material organik kurang dari itu tidak dapat menjadi batuan hidrokarbon.
b. Migrasi Hidrokarbon
Migrasi merupakan proses berpindahnya minyak atau gas bumi yang terbentuk dari batuan induk ke batuan penyimpan sampai dimana minyak dan gas bumi tidak dapat berpindah lagi. Sebagian besar hidrokarbon bermigrasi menuju permukaan sebagai rembesan minyak, sebagian lagi terhenti migrasinya karena adanya perangkap hidrokarbon. Migrasi petroleum dibagi ke dalam dua tahap. Tahap migrasi primer adalah pada saat fluida hidrokarbon berpindah dari batuan sumber hingga mencapai ke batuan yang permeabel. Tahap migrasi sekunder adalah ketika fluida bergerak dari batuan permeabel hingga terperangkap di bawah lapisan impermeabel (Koesoemadinata, 1980).
22 Gambar 2.7. Migrasi primer dan sekunder (Koesoemadinata, 1980)
Waktu migrasi amat menentukan dalam suatu petroleum system. Adanya waktu migrasi yang tidak tepat dalam suatu petroleum system, akan mengakibatkan tidak adanya akumulasi hidrokarbon terbentuk pada suatu reservoir. Sebagai contoh, pada saat batuan induk telah mencapai suatu kematangan termal tertentu dan menghasilkan hidrokarbon sedangkan perangkap dan sistem tersebut belum terbentuk, maka hidrokarbon yang dihasilkan akan mengalir hilang dan tidak akan membentuk akumulasi hidrokarbon.
c. Batuan Reservoir
Batuan reservoir adalah wadah permukaan yang diisi dan dijenuhi oleh minyak dan gas bumi. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan untuk menyimpan dan melepaskan minyak bumi. Dalam hal ini batuan reservoir harus menyandang dua sifat fisik penting, yaitu harus mempunyai porositas yang memberikan
23 kemampuan untuk menyimpan, dan juga kelulusan atau permeabilitas. Jadi secara singkat dapat disebut bahwa batuan reservoir harus berongga-rongga atau berpori-pori yang berhubungan.
Batuan reservoir adalah batuan sedimen yang umunya mempunyai butiran kasar dan porous dengan permeabilitas yang tinggi, sehingga hidrokarbon dapat terakumulasi dan mengalir di dalamnya. Batuan yang paling banyak dijumpai adalah batupasir dikarenakan porositas dan permeabilitasnya yang tinggi. Batuan karbonat juga merupakan batuan reservoir yang baik dikarenakan adanya pori-pori dan rongga yang besar pada batuan ini.
d. Perangkap reservoir (Reservoir Trap)
Perangkap adalah suatu kondisi ketika hidrokarbon tidak dapat mengalir keluar dan terjebak di dalam batuan reservoir. Fungsi dan perangkap ini adalah untuk menampung adanya aliran hidrokarbon dan mengakumulasinya pada perangkap tersebut. Tanpa adanya perangkap, hidrokarbon akan mengalir hilang dan tidak akan terjadi suatu akumulasi hidrokarbon. Perangkap merupakan bentuk geometri struktur atau lapisan sedemikian rupa sehingga tubuh reservoir terkurung atau tersekat oleh batuan yang impermeabel (batuan penyekat). Jadi seolah-oleh minyak tercebak atau tersangkut pada batuan reservoir, tidak bisa lepas atau bermigrasi lebih lanjut.
Perangkap atau trap diklasifikasikan ke dalam tiga jenis perangkap, meskipun ada beberapa ahli menetapkan klasifikasi perangkap berdasarkan faktor lain. Jenis perangkap tersebut yaitu perangkap struktur, perangkap stratigrafi, dan perangkap kombinasi struktur – stratigrafi (Levorsen 1957, dalam Koesoemadinata, 1980).
e. Batuan penutup (Cap Rock)
Batuan penutup adalah batuan yang memiliki permeabilitas dan porositas yang rendah, sehingga menghambat adanya petroleum dalam
24 reservoir untuk bermigrasi. Batuan penutup merupakan suatu batuan sedimen yang kedap air sehingga minyak dan gas bumi yang ada di dalam reservoir tidak dapat keluar lagi. Batuan penutup yang umum adalah serpih (shale) dan batuan evaporit.
2.4. Well Logging
Well logging merupakan salah satu metode dalam eksplorasi minyak bumi yang dilakukan pada kegiatan pemboran. Dari kegiatan logging ini akan didapat informasi-informasi mengenai sifat fisik batuan, sehingga dapat diperkirakan keterdapatan hidrokarbon pada suatu reservoir.
Parameter- parameter fisika batuan utama yang diukur meliputi temperatur, tahan jenis, densitas, porositas, permeabilitas dan sebagainya. Sifat-sifat fisik batuan tersebut tergambar dalam bentuk kurva-kurva log.
Log merupakan suatu grafik kedalaman, dari satu set data yang menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur. (Harsono, 1997).
a. Log Spontaneous Potential (SP)
Menurut Harsono (1997) log SP (Spontaneous Potential) merupakan hasil dari pengukuran beda potensial arus searah antara elektroda di dalam lubang bor dengan elektroda di permukaan. Beda potensial ini terjadi karena adanya perbedaan elektrokimia antara air formasi dengan lumpur pengeboran. Beda potensial inilah yang kemudian direkam dalam bentuk log. Pada daerah yang mengandung shale (shaly sections), nilai SP maksimum akan berdefleksi ke kanan dan dapat digunakan sebagai shale base-line.
Log ini selalu diletakkan di sebelah kiri kolom kedalaman bersama-sama dengan log GR. Satuannya yaitu milivolt (mV). Defleksi positif ataupun negatif terjadi karena adanya beda potensial dari arus listrik
25 alami yang ada pada batuan yang ditimbulkan oleh perbedaan salinitas (konsentrasi NaCl) yang ada di dalam formasi dan lumpur pengeboran.
SP logs merupakan indikator yang baik untuk litologi di daerah batupasir permeabel dan terisi air, akan tetapi SP logs tidak dapat sepenuhnya membedakan litologi-litologi seperti batupasir tersemen kuat (tightly cemented sandstone) dengan minyak yang mengandung bitumen (bitumen-saturated oil). Jika formasi di bawah permukaan mengandung lebih banyak fresh water dibanding saline water, defeksi SP akan melonjak atau bahkan membalik dan normal, tergantung salinitas dari lumpur pengeboran.
Log SP hanya dapat menunjukkan lapisan permeable, namun tidak dapat mengukur harga absolut dari permeabilitas maupun porositas dari suatu formasi.
b. Log Gamma Ray
Gamma ray log merupakan log yang digunakan untuk mengukur emisi dari gamma ray alam pada berbagai lapisan pada sumur pemboran (Harsono,1997). Pengukuran ini berhubungan dengan komposisi isotop radiogenic dari potassium, uranium dan thorium. Pada batuan sedimen unsur-unsur radioaktif banyak terkonsentrasi pada shale/clay, maka log GR sangat berguna untuk mengetahui besar kecilnya keterdapatan shale pada lapisan permeabel. Radioaktivitas batuan yang diukur oleh gamma tool adalah fungsi langsung dari keterdapatan lempung dan juga ukuran butir serta energi pengendapan. Meningkatnya komposisi lempung menandakan menurunnya energi pengendapan, begitu pula sebaliknya.
Gamma Ray memiliki satuan GAPI (Gamma American Petroleum Institute). Skala kurva GAPI biasanya berkisar antara 0-150 (tergantung karakteristik dari defleksi kurva gamma ray pada lapisan). Dengan menarik garis GR yang mempunyai harga minimum dan garis maksimum
26 pada suatu penampang log, maka kurva GR yang jatuh antara kedua garis tersebut merupakan indikasi adanya lapisan shaly.
Pembacaan log GR tidaklah selalu ideal dan terdapat beberapa pengecualian. Tubuh batupasir yang memiliki glaukonit dan mika, atau keterdapatan yang rendah akan potassium feldspar pada shale akan memberikan pengecualian pada pembacaannya. Batupasir yang seharusnya memberikan pembacaan Gamma Ray rendah akan dapat memberikan pembacaan bernilai tinggi bila terdapat glaukonit dan mika yang kaya akan potassium.
Log SP dan log sinar gamma terutama digunakan untuk membedakan antara batuan reservoir dan non reservoir. Selain itu juga penting di dalam pekerjaan korelasi dan evaluasi keterdapatan serpih di dalam suatu formasi. Penentuan zona permeabel dan non permeabel ini didasarkan pada volume shale (Vshale). Secara umum zona permeabel akan ditunjukkan oleh jumlah Vshale yang lebih sedikit dibandingkan zona non permeabel. Pada Gambar 3.2 menunjukkan defleksi log gamma ray pada beberapa litologi.
27 Gambar 2.8. Defleksi log gamma ray pada beberapa litologi (Dewan,1983)
c. Log Resistivitas
Menurut Harsono (1997) resistivity log atau log tahanan jenis resistivitas merupakan log yang mengukur tahanan dari fluida dalam pori-pori batuan terhadap aliran elektrik. Sifat menghantar listrik pada batuan merupakan fungsi dari air yang mengisi pori-pori batuan. Log resistivitas digunakan untuk evaluasi fluida di dalam formasi. Pada sumur-sumur tua yang hanya menggunakan sedikit jenis log, log resisitivitas sangat berguna untuk picking bagian top dan bottom dari formasi, dan untuk korelasi sumur.
Batuan berpori yang dijenuhi air tawar mempunyai resistivitas tinggi, oleh karena itu log ini dapat digunakan untuk memisahkan serpih dari batupasir dan batugamping. Ketika suatu formasi dibor, air lumpur pemboran akan masuk ke dalam formasi dan dinding lubang bor sehingga membentuk tiga zona yaitu zona terinvasi (flushed/ invaded zone), zona
28 transisi (mixed zone) dan zona tak terinvasi (uninvaded zone). Pada Gambar 3.3 menunjukkan pembagian dari ketiga zona ini.
Gambar 2.9. Model formasi, pembagian zona dan simbol-simbol parameter (mod. Ridder, 1996)
d. Log Densitas
Log Densitas adalah kurva yang menunjukkan besarnya densitas bulk density (ρr) dari batuan yang ditembus lubang bor. Log densitas mengukur densitas semu formasi menggunakan sumber radioaktif yang ditembakkan ke formasi dengan sinar gamma yang tinggi dan mengukur jumlah sinar gamma rendah yang kembali ke detektor. Prinsip metode ini adalah mencatat harga bulk density (ρb) berdasarkan jumlah pencacahan sinar gamma yang diterima oleh detektor, yang merupakan fungsi atau indikasi dari rapat massa elektron formasi batuan. Sinar gamma dengan kecepatan tinggi ini akan menumbuk elektron-elektron di dalam formasi
29 dan setiap bertumbukan sinar gamma akan kehilangan energinya. Banyaknya energi yang hilang ini menunjukkan densitas elektron di dalam formasi dan dianggap mewakili dari densitas formasi. Energi yang hilang akibat tumbukan inilah yang akan dibaca oleh sensor.
Kegunaan dari log densitas adalah dapat menghitung densitas, menghitung porositas, dan menentukan keterdapatan fluida (cross plot dengan log neutron).Pada penampilan log, kurva densitas diskala secara langsung dalam g/cc. Jika alatnya dikerjakan tersendiri, skala dari kurva RHOB biasanya 2-3 g/cc. Tetapi biasanya alat densitas dikerjakan bersama-sama dengan alat neutron, maka skalanya diatur menjadi 1.95 – 2.95 g/cc, hal ini dilakukan untuk memudahkan pembacaan porositas karena tanggapan alat densitas dan neutron akan sama pada lapisan gamping kandung air (Harsono, 1997).
e. Log Neutron
Menurut Harsono (1997) log neutron merupakan log yang berfungsi untuk menentukan besarnya porositas suatu bataun. Prinsip dasar dari log ini adalah memancarkan neutron secara terus menerus dan konstan pada suatu lapisan batuan. Neutron Porosity log tidaklah mengukur porositas sesungguhnya dari batuan, melainkan yang diukur adalah komposisi hidrogen yang terdapat pada pori-pori batuan.
Secara sederhana, semakin berpori batuan semakin banyak komposisi hidrogen dan semakin tinggi indeks hidrogen. Sehingga, serpih yang banyak memiliki hidrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yang tinggi pula. Untuk mengantisipasi uncertainty tersebut, maka pada prakteknya, interpretasi porositas dapat dilakukan dengan mengelaborasikan log densitas.
Penggabungan antara neutron porosity log dan density porosity log sangat bermanfaat untuk mendeteksi zona gas dalam reservoir. Hal ini
30 ditandai dengan pemisahan yang besar pada rekaman log dengan posisi neutron logs di sebelah kanan dari density logs. Formasi yang mengandung gas akan mempunyai porositas netron yang rendah dibanding dengan formasi yang mengandung minyak atau air. Hal ini dikarenakan densitas hidrogen yang rendah pada gas.
f. Log Sonik
Log sonic hampir sama dengan log densitas dan log neutron, digunakan untuk menentukan harga porositas batuan, mengukur kecepatan gelombang suara di dalam batuan. Kecepatan ini tergantung pada litologi, jumlah ruang pori yang saling berhubungan, Jenis fluida yang ada dalam pori. Log ini sangat berguna untuk memisahkan lapisan dengan kecepatan yang sangat rendah seperti batubara atau poorly cemented sandstone.
Menurut Harsono (1997) log sonic adalah log yang menggambarkan waktu kecepatan suara yang dikirimkan/dipancarkan kedalam formasi sehingga pantulan suara yang kembali diterima oleh receiver. Waktu yang diperlukan gelombang suara untuk sampai ke receiver disebut interval transit time atau t. Besar atau kecilnya t yang melalui suatu formasi tergantung dari jenis batuan dan besarnya porositas batuan serta isi komposisi penyusun dalam batuan.
31 2.5. Interpretasi Lingkungan Pengendapan Berdasarkan Bentuk Kurva Log
Lingkungan pengendapan adalah suatu area di permukaan bumi yang secara fisik, kimia dan biologi berbeda dari area di sekitarnya (Selley, 1985). Suatu lingkungan pengendapan memungkinkan sebagai tempat terjadinya erosi, kesetimbangan/ equilibrium (non deposisi dan non erosi) dan deposisi (Selley, 1985). Suatu interval pola log tertentu mencerminkan suatu siklus pengendapan tertentu di suatu lingkungan pengendapan (Serra, 1989). Contohnya log GR (Gamma Ray) dan log SP (Spontaneous Potential) yang mencerminkan variasi dalam suatu suksesi ukuran besar butir (Selley, 1978; dalam Waker & James, 1992). Dari data log sumur dapat dikenali beberapa bentuk dasar yang dapat dipergunakan untuk menentukan fasies pengendapan suatu tubuh sedimen. Bentuk-bentuk dasar tersebut adalah blocky (cylindrical), serrated (irregular), bell shape, funnel shape, symetrical dan asymetrical.
1. Pola Blocky
Blocky merupakan bentuk dasar yang menunjukkan homogenitas batuan. Bentuk ini diasosiasikan dengan endapan sedimen eolian, dune, braided channel, carbonate shelf, reef, atau submarine channel fill.
2. Pola Serrated
Bentuk serrated dianggap sebagai bentuk yang mempresentasikan heterogenitas batuan. Bentuk serrated di asosiasikan dengan endapan sedimen flood plain, carbonate slope, canyon fill, alluvial plain. Umumnya mengindikasikan perlapisan tipis-tipis antara sedimen kasar dan halus. Endapan tipis berbutir kasar mungkin herupa crevasse splay, overbank deposit dalam laguna, turbidit dalam endapan laut dalam atau lapisan yang teracak-acak.
32 3. Pola Bell
Bentuk bell selalu diasosiasikan sebagai gradasi butir menghalus ke atas. Bentuk ini diasosiasikan sebagai endapan fluvial point bar, tidal point bar, transgressive shelf sand, submarine channel atau endapan turbidit.
4. Pola Funnel
Bentuk funnel merupakan kebalikan dari bentuk bell yang diasosiasikan sebagai gradasi butir mengkasar ke atas. Bentuk ini dapat dihasilkan dari endapan delta front (distributary mouth bar), crevasse splay, beach, barrier beach, shoreface, prograding self sand ataupun submarine fan lobe.
33 2.6. Karakteristik Reservoir
Reservoir adalah bagian dari kerak bumi yang berisi minyak dengan gas murni (Koesoemadinata, 1980) dan reservoar juga dapat dikatakan sebagai wadah atau tempat terakumulasinya minyak dan gas bumi di bawah permukaan bumi (Levorsen, 1958; dalam Koesoemadinata, 1980).
Kualitas dari suatu reservoir ditentukan oleh kapasitas penyimpanan hidrokarbon dan kemampuan untuk melewatkan fluida tersebut. Hal ini secara langsung berhubungan dengan porositas efektif dan ukuran reservoir (geometrinya) serta permeabilitas batuan. Porositas efektif adalah persentase volume dari pori-pori yang berhubungan dalam batuan. Permeabilitas pada batuan diukur dari kemampuan batuan untuk melewatkan fluida. Permeabilitas adalah fungsi dari ukuran, bentuk dan distribusi saluran pori-pori batuan, jenis dan jumlah kehadiran fluida, tingkat aliran fluida dan perbedaan tekanan sepanjang aliran. Pada batuan klastik, walaupun hubungan porositas dan permeabilitas bervariasi namun pada umumnya makin tinggi suatu porositas maka akan semakin tinggi pula permeabilitasnya. Penggolongan porositas berdasar nilainya dapat dilihat pada Tabel 3.1.
Tabel 2.1. Klasifikasi nilai porositas (Koesoemadinata, 1980)
Nilai (%) Kategori 0-5 5-10 10-15 15-20 20-25 >25 Tidak berarti Jelek Cukup Baik Sangat baik Istimewa
34 2.7. Cadangan Hidrokarbon
Dalam industri migas, reserves didefinisikan sebagai sebagai jumlah minyak, gas alam, dan zat ikutan (solution gas, kondensat, gas alam cair dan belerang) yang dapat diproduksi dari suatu reservoir dan bernilai ekonomis pada masa yang akan datang.
Reserves memiliki pengertian yang berbeda dengan resources, reserves merupakan bagian dari reseources. Resources adalah jumlah keseluruhan minyak, gas, dan zat ikutan (related substances) yang diperkirakan dari suatu reservoir pada waktu tertentu, telah dapat diproduksikan ditambah dengan perkiraan cadangan yang akan datang (future initial volumes in place).
Oil reserve atau cadangan minyak adalah jumlah minyak yang ada yang dapat dihasilkan atau diproduksikan ke permukaan secara komersial untuk harga minyak dan ongkos operasi sesuai dengan teknologi yang ada pada saat ini.
2.7.1. Cadangan di Tempat (Initial Oil in Place)
Initial oil in place mempunyai pengertian jumlah minyak mula-mula yang menempati sebuah reservoir, tidak ada kaitannnya dengan kelakuan reservoir tersebut atau dapat juga diartikan sebagai jumah minyak atau gas dalam suatu reservoir yang dihitung secara volumetris berdasarkan data geologi serta pemboran, atau material balance berdasarkan data sifat-fisik fluida dan batuan reservoir produksi serta ulah/kelakukan reservoir, atau dapat juga dengan cara perhitungan simulasi reservoir (Wahyono, 2008).
Istilah cadangan mempunyai beberapa pengertian, sebagai berikut :
1. Initial Oil in Place, jumlah total minyak yang mula-mula ada didalam suatu reservoir sebelum reservoir tersebut diproduksikan.
2. Ultimate Recovery, yaitu jumlah hidrokarbon yang dapat diproduksikan sampai dengan batas ekonomisnya.
35 3. Recovery Factor, angka perbandingan antara hidrokarbon yang dapat diproduksi (recovery reserve) dengan jumlah minyak mula-mula di dalam suatu reservoir.
Ada beberapa metode yang dapat digunakan dalam menghitung cadangan hidrokarbon, salah satunya adalah metode volumetrik. Metode volumetrik adalah metode perkiraan cadangan yang umum digunakan pada tahap awal dari suatu lapangan minyak maupun gas. Untuk perhitungan cadangan secara volumetris diperlukan peta isopach, yaitu peta yang menggambarkan ketebalan lapisan yang sama. Peta ini digunakan untuk menentukan volume batuan total (bulk volume). Setelah bulk volume reservoir dihitung, maka dapat ditentukan besarnya IOIP (initial oil in place), dengan persamaan sebagai berikut :
Boi
Sw
Vb
N
7758
1
………(2.1) Keterangan :Vb = volume batuan reservoir yang berisi hidrokarbon (acre feet) Boi = faktor volume formasi minyak (bbl/scf)
= porositas (fraksi)
Sw = saturasi air formasi (fraksi) N = initial/original oil in place (stb)
2.7.2. Cadangan Sisa (Remaining Reserves)
Cadangan sisa merupakan cadangan yang masih tersisa pada suatu reservoir dan mungkin masih bisa terproduksi sesuai dengan teknologi pada saat itu. Menurut Wahyono (2008), cadangan sisa/remaining reserves dapat terbagi menjadi dua macam, yaitu:
36 1. Cadangan terbukti (proven reserves)
Cadangan terbukti adalah jumlah fluida hidrokarbon yang dapat diproduksikan yang jumlahnya dapat dibuktikan dengan derajat kepastian yang tinggi.
2. Cadangan potensial (probable & possible reserves)
Cadangan potensial merupakan cadangan yang berdasarkan pada peta geologi dan masih memerlukan penelitian dengan pemboran lebih lanjut
Gambar 2.11. Skema Klasifikasi Cadangan (Wahyono, 2008)
Sedangkan untuk perhitungan cadangan sisa (remaining reserves) dapat dilakukan dengan menggunakan persamaan :
……….(2.2)
Keterangan :
URF = Ultimate Recovery Factor (fraksi) OOIP = Original Oil in Place (stb)
Cum Prod. = Cumulative Production (stb) Initial Reserves
Cumulative Production Remaining Reserves
Sales Inventory Proved
Reserves s Probable Reserves Developed Producing Undeveloped Possible Reserves s
Remaining Reserves = (URF x OOIP) – Cum Prod.
37 2.8. Hipotesis
Hipotesis merupakan anggapan sementara yang masih harus dibuktikan kebenarannya dalam penelitian. Setelah melakukan kajian pustaka terhadap kondisi geologi regional, data produksi terdahulu, serta dasar teori yang berkaitan dengan penelitian, maka terdapat beberapa hipotesis yang ingin dibuktikan, yaitu sebagai berikut:
1. Berdasarkan data regional dapat diperkirakan zona reservoir DTE-22B tersusun oleh litologi batuan sedimen klastik.
2. Berdasarkan data produksi terdahulu dapat diperkirakan zona reservoir DTE-22B merupakan reservoir yang baik, jika memiliki nilai porositas lebih dari 15% dan saturasi air di bawah 50%.
3. Berdasarkan data geologi regional diperkirakan arah pengendapan sedimen berasal dari arah utara-selatan dan diketahui pula terdapat perangkap struktur yang melewati zona reservoir ini.
4. Berdasarkan penelitian terdahulu diperkirakan zona reservoir DTE-22B merupakan reservoir hidrokarbon yang berpotensi menghasilkan cadangan hidrokarbon.
