PEMODELAN RESERVOIR BATUPASIR A, FORMASI
MENGGALA DAN PENGARUH HETEROGENITAS
TERHADAP OOIP, LAPANGAN RINDANG,
CEKUNGAN SUMATRA TENGAH
TUGAS AKHIR B
Diajukan Sebagai Syarat dalam Mencapai Kelulusan Strata Satu (S-1) di Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian,
Institut Teknologi Bandung
Oleh :
MAYA ANGGIANA 120 06 020
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
2010
i LEMBAR PENGESAHAN
PEMODELAN RESERVOIR BATUPASIR A, FORMASI MENGGALA DAN PENGARUH HETEROGENITAS TERHADAP OOIP, LAPANGAN RINDANG,
CEKUNGAN SUMATRA TENGAH
Diajukan Sebagai Syarat untuk Kelulusan Sarjana Strata Satu (S1) di Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian
Institut Teknologi Bandung
Penulis Maya Anggiana NIM. 120 06 020 Menyetujui, Pembimbing I Pembimbing II
Dr. Ir. Dardji Noeradi Budi Rahim Permana, ST NIP. 19561211 198403 1 002 PT Chevron Pacific Indonesia
ii
Sari
Lapangan Rindang merupakan salah satu lapangan penghasil minyak yang terletak di Cekungan Sumatra Tengah dan dioperasikan oleh PT Chevron Pacific Indonesia sejak tahun 1993. Lapangan Rindang memiliki beberapa reservoir target penghasil minyak, salah satunya adalah reservoir Batupasir A (Formasi Menggala) yang berumur Miosen Awal. Produksi yang dihasilkan pada target ini dianggap marginal secara ekonomi sehingga penelitian ini bertujuan untuk melakukan redefinisi geometri dan kualitas reservoir berdasarkan seismik 3D dan mengetahui volume cadangan minyak berdasarkan analisa petrofisika yang dilakukan.
Penelitian ini menggunakan data sumur berupa data log dan batuan inti. Kombinasi dari beberapa data tersebut diharapkan dapat mendefinisikan properti batuan guna menentukan lingkungan pengendapan yang berdampak pada geometri dan kualitas reservoir pada interval penelitian.
Berdasarkan hasil interpretasi batuan inti dan elektrofasies, interval penelitian berada pada daerah transisi khususnya pada fasies estuarine channel yang tercermin pada peta isopach yang dihasilkan. Kemudian hasil dari analisa petrofisika menunjukkan bahwa pada interval penelitian memiliki volume shale 16-59%, porositas efektif sebesar 1-15%, saturasi air total 45-90%, dan saturasi air irreducible sebesar 28-98%. Pengaruh heterogenitas cukup signifikan dalam perhitungan volume hidrokarbon seperti yang ditunjukkan antara lain oleh aplikasi perbedaan OWC pada setiap sumur dan penentuan daerah tutupan dengan hasil sebesar 18 MMSTB dari saturasi air total dan 23 MMSTB dari saturasi air irreducible.
iii
Abstract
Rindang field is one of oil field in the Central Sumatra Basin and has operated by PT Chevron Pacific Indonesia since 1993. Rindang Field has some reservoir target which produced oil, one of them is Sandstone A reservoir (Menggala Formation) in Early Miocene age. This interval have a marginal production economically so this research purposed to redefine geometry and quality of reservoir based on 3D seismic interpretation and knowing volume of oil in place based on petrophysics analysis.
This research use an core and log data as a primary data. Combination of those data hopefully can define rock properties to determine depositional environment which affect geometry and quality reservoir of research target.
Based on core and electrofacies interpretation, research target was located on transision area especially estuarine channel facies which can be observed on isopach map. Then the result of petrophysics analysis shown that on research target has volume of shale 16-59%, effective porosity 1-15%, total water saturation 45-90%, and irreducible water saturation 28-98%. The influenced of reservoir heterogenity is quite significant in hydrocarbon volume calculation such as the differences of OWC for each well and determining closure area which the results is 18 MMSTB for total water saturation input and 23 MMSTB for irreducible water saturation.
iv
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada Allah SWT atas berkat dan rahmat-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan makalah Tugas Akhir ini yang berjudul “Pemodelan Reservoir Batupasir A, Formasi Menggala dan Pengaruh Heterogenitas Terhadap OOIP pada Lapangan Rindang, Cekungan Sumatra Tengah”. Makalah ini penulis selesaikan dalam rangka memenuhi tugas akhir sebagai salah satu syarat untuk mencapai gelar sarjana strata satu di Program Studi Teknik Geologi, Institut Teknologi Bandung.
Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan yang terdapat dalam penyelesaian makalah ini. Penulis mgnucapkan terima kasih sebesar-besarnya kepada pihak-pihak yang telah membantu dan mendukung dalam penyelesaian tugas akhir ini antara lain kepada:
1. Orang tua, Adek Febby, dan Adek Gilang yang selalu mendukung penulis. 2. Bapak Dardji Noeradi, sebagai pembimbing yang telah banyak memberi ilmu
dan waktu luang kepada penulis.
3. Mas Budi Rahim Permana, sebagai pembimbing di PT CPI yang sangat banyak memberi arahan dan pengetahuan yang sangat bermanfaat serta seluruh tim Bekasap AMT Duri, TS Geology Lab Rumbai, HR Rumbai.
4. Yasinto sindhu atas perhatian, semangat ,dan dukungan yang sangat membantu penulis.
5. Teman-teman sebimbingan, Fanji, Loli, Esti yang telah saling menyemangati dan Yudha yang sudah lulus duluan, serta cewek-cewek GL 06, Anja, Yuyun, Fina, Andini, Peya, Cira yang selalu kompak.
6. Teman-teman GEA dan seluruh teman-teman yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu yang telah menemani penulis selama masa perkuliahan sebagai mahasiswa ITB.
Penulis menantikan saran dan kritik dari segala pihak dan semoga tugas akhir ini dapat bermanfaat bagi pembaca sebagai salah satu sumber ilmu pengetahuan.
Bandung, 28 September 2010 Penulis,
Maya Anggiana 120 06 020
v
DAFTAR
ISI
Hal. HALAMAN JUDUL LEMBAR PENGESAHAN ... i SARI ... ii ABSTRACT ... iii KATA PENGANTAR ... iv DAFTAR ISI ... vDAFTAR GAMBAR ... viii
DAFTAR TABEL ... xi
BAB I PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang... 1
1.2 Maksud dan Tujuan ... 2
1.3 Batasan Masalah ... 2
1.4 Metode Pengumpulan Data ... 2
1.5 Metodologi Penelitian ... 2
1.6 Sistematika Penulisan... 4
BAB II GEOLOGI DAERAH PENELITIAN ... 5
2.1 Geologi Regional ... 5
2.1.1 Fisiografi Regional ... 5
vi 2.1.2.1 Periode Deformasi F0 ... 6 2.1.2.2 Periode Deformasi F1 ... 7 2.1.2.3 Periode Deformasi F2 ... 7 2.1.2.4 Periode Deformasi F3 ... 7 2.1.3 Stratigrafi Regional ... 8 2.1.3.1 Sedimentasi Pre-rift... 9 2.1.3.2 Sedimentasi Syn-rift... 10 2.1.3.3 Sedimentasi Post-rift ... 10 2.1.3.4 Sedimentasi Syn-kompresi ... 12
2.2 Geologi Daerah Lapangan Penelitian ... 12
2.2.1 Lokasi Lapangan Rindang ... 12
2.2.2 Struktur Geologi Lapangan Rindang ... 13
2.2.3 Stratigrafi Lapangan Rindang ... 16
BAB III PEMODELAN RESERVOIR ... 18
3.1 Data ... 18
3.1.1 Data Log Sumur ... 19
3.1.2 Data Inti Bor ... 19
3.2 Korelasi ... 24
3.3 Analisis Petrofisika ... 25
3.3.1 Pre-Kalkulasi ... 26
3.3.2 Koreksi Log ... 28
3.3.2.1 Log Gamma Ray ... 29
vii
3.3.2.3 Log Densitas ... 32
3.3.3 Properti Petrofisika Reservoir ... 33
3.3.3.1 Perhitungan Volume Shale ... 33
3.3.3.2 Perhitungan Porositas ... 34
3.3.3.3 Perhitungan Permeabilitas ... 37
3.3.3.4 Perhitungan Saturasi Air ... 38
3.3.3.5 Perhitungan Saturasi Air Irreducible ... 41
3.4 Pemetaan Reservoir ... 42
3.4.1 Peta Struktur Kedalaman ... 42
3.4.2 Pemetaan Geometri Reservoir ... 43
3.4.3 Pemetaan Properti Reservoir ... 44
3.4.3.1 Pemetaan Vshale, Porositas Efektif, dan Permeabilitas ... 45
3.4.3.2 Pemetaan Saturasi Air Total dan Saturasi Air irreducible ... 47
3.5 Perhitungan Volume Minyak di Tempat (OOIP) ... 50
BAB IV KESIMPULAN ... 54
DAFTAR PUSTAKA 55
viii
DAFTAR GAMBAR
Hal.
Gambar 1.1 Diagram Alir Penelitian ... 3
Gambar 2.1 Peta Regional Cekungan Sumatra Tengah ... 5
Gambar 2.2 Perkembangan tektonik Tersier Cekungan Sumatra Tengah ... 6
Gambar 2.3 Kolom tektonostratigrafi Cekungan Sumatra Tengah ... 8
Gambar 2.4 Peta lokasi Lapangan Rindang ... 13
Gambar 2.5 Cekungan Paleogen Sumatra Tengah ... 14
Gambar 2.6 Kerangka struktur F2 dan F3 Cekungan Sumatra Tengah ... 15
Gambar 2.7 Peta struktur kedalaman top Batupasir A... 15
Gambar 2.8 Stratigrafi Lapangan Rindang pada Sumur RND-2... 17
Gambar 3.1 Peta dasar Lapangan Rindang yang menunjukkan posisi sumur dengan data inti bor ... 18 Gambar 3.2 Posisi Kedalaman data inti bor pada log sumur RND-2 ... 20
Gambar 3.3 Analisis elektrofasies ... 21
Gambar 3.4 Model lingkungan pengendapan open estuary ... 22
Gambar 3.5 Interpretasi lingkungan pengendapan berdasarkan analisis data sumur 23 Gambar 3.6 Korelasi yang melewati ketiga sumur RND berarah NW-SE ... 24
Gambar 3.7 Diagram alir analisis petrofisika ... 25
Gambar 3.8 Grafik suhu dan tekanan terhadap kedalaman ... 27
ix
Gambar 3.10 Log gamma ray sebelum dan sesudah dilakukan koreksi ... 29
Gambar 3.11 Hasil proses normalisasi log gamma ray ... 30
Gambar 3.12 Hasil pengkonversian log neutron ... 31
Gambar 3.13 Log neutron sebelum dan setelah dikoreksi ... 31
Gambar 3.14 Log densitas sebelum dan setelah dikoreksi ... 32
Gambar 3.15 Log volume shale ... 34
Gambar 3.16 Histogram porositas inti bor dan porositas log densitas ... 35
Gambar 3.17 Grafik silang antara porositas inti bor dan porositas log densitas ... 36
Gambar 3.18 Log Porositas dari log densitas dan inti bor ... 36
Gambar 3.19 Grafik porositas dan permeabilitas dari SCAL ... 38
Gambar 3.20 Grafik nilai resistivitas terhadap kedalaman pada tiap formasi ... 40
Gambar 3.21 Perbandingan hasil metode saturasi air dari metode Simandoux dan inti bor ... 41 Gambar 3.22 Grafik Permeabilitas dan Swirr dari SCAL ... 42
Gambar 3.23 Peta struktur kedalaman top batupasir A ... 43
Gambar 3.24 Peta isopach lapisan batupasir A ... 44
Gambar 3.25 Scaling-up dan layering pada pemodelan reservoir ... 45
Gambar 3.26 Peta distribusi volume shale ... 46
Gambar 3.27 Peta distribusi porositas efektif ... 46
Gambar 3.28 Peta distribusi permeabilitas ... 47
Gambar 3.29 Grafik hubungan antara Sw dan kedalaman ... 48
x
Gambar 3.31 Peta distribusi saturasi air irreducible ... 49
Gambar 3.32 Batas air minyak (OWC) dengan asumsi reservoir homogen dan reservoir heterogen ...
50
xi
DAFTAR TABEL
Hal. Tabel 3.1 Data log yang dimiliki oleh masing-masing sumur... 19 Tabel 3.2 Data dasar pengeboran ... 26 Tabel 3.3 Hasil perhitungan OOIP... 53
