Sebaran reservoar batugamping dan perhitungan cadangan hidrokarbon Lapangan “Kapur”, Jawa Barat
Bambang Triwibowo
Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta Jl. SWK 104 (Lingkar Utara) Condongcatur 55283, Indonesia
Abstract
Limestone reservoir of Baturaja Formation is the objective study. The limestone reservoir lye in Ciputat sub-basin Nortwest Java. Vertical and lateral distribution of this reservoir based on 18 wells and 16 seismic lines data, also from the cutting data. The result of subsurface well analysis and picking seismic showed a dome-anticlinal clossure with N-S trend. Gross thickness of the limestones hydrocarbon reservoir abaout 10-100 meters, thinning to the west and east. The reservoir net thickness about 8-80 meters.
Averages of porosity and water saturation from modeling petrophysic give a number 0.12 for porosity and Sw = 0.22. The well test give an oil water contact of the reservoir at 1750 m SSTVD and the Factor Volume Formation 1.5. Bulk volume calculation from geological modeling = 114,936 acrefeet, net volume 66,271 acrefeet, por volume = 7,893 acrefeet, and net to gross 0.58. Volumetric calculation of oil in place of Kapur Field = 32.03 MMBBL.
Abstrak
Obyek telitian berupa reservoar hidrokarbon batugamping Formasi Baturaja yang terletak di sub-cekungan Ciputat Jawa Barat Utara. Distribusi batuan reservoar secara vertikal dan lateral didasarkan atas data 18 sumur pemboran dan 16 lintasan seismik, serta didukung data cutting. Berdasarkan hasil analisis sumur, korelasi antar sumur dan pemetaan bawah permukaan yang dipandu hasil picking horizon pada lintasan seismik, sebaran reservoir ini merupakan bentukan kubah antiklin dengan arah relatif Utara-Selatan. Ketebalan kasar batuan pembawa minyak ini berkisar antara 10 sd. 100 meter, menipis ke arah barat dan timur, sedangkan ketebalan bersih reservoir berkisar anatar 8 sd. 80 meter.
Pemodelan petrofisik dilakukan untuk menghitung parameter petrofisik terutama untuk sebaran porositas efektif (Øe) dan sebaran saturasi air (Sw). Rerata harga Ø sebesar 0,12 dan rerata harga Sw sebesar 0,22. Dari data test sumur diketahui batas air dan minyak pada kedalaman -1750 meter SSTVD, sedangkan faktor volume formasi (FVF/Boi) mempunyai nilai 1,5. Pemodelan geologi menghasilkan volume batuan reservoir sebesar 114.936 acrefeet, net volume 66.271 acrefeet, volume pori 7.893 acrefeet, dan net to gross 0,58. Hasil perhitungan volumetrik cadangan minyak ditempat (oil in place) pada Lapangan Kapur sebesar 32.03 MMBBL (juta barrel).
Kata-kata kunci: reservoar, batugamping, volumetrik, cadangan
PENDAHULUAN Latar Belakang
Keberadaan cadangan minyak bumi yang semakin menipis seiring dengan perkembangan industri yang semakin cepat, telah menyebabkan banyak perusahaan yang bergerak di industri perminyakan mencoba untuk mencari daerah-daerah baru yang memiliki potensi dan cadangan minyak dan gas bumi.
Cekungan Jawa Barat Utara merupakan salah satu cekungan hidrokarbon yang potensial di Indonesia.
P.T. PERTAMINA EP Region Jawa merupakan salah satu own operation PERTAMINA yang memberikan kontribusi cukup besar terhadap perolehan produksi bagi negara. Sampai saat ini kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di Jawa Bagian Barat terus dilakukan untuk menambah cadangan dan meningkatkan produksi hidrokarbon.
Formasi Baturaja yang sebagian besar tersusun oleh litologi batugamping klastik maupun batugamping terumbu telah terbukti merupakan salah satu batuan reservoar minyak dan gas bumi, selain litologi batupasir Formasi Jatibarang dan Formasi
Talangakar. Selain itu, Formasi Baturaja merupakan salah satu reservoir yang diunggulkan dalam produksi hidrokarbon terutama produksi gas pada area konsesi P.T. PERTAMINA EP Region Jawa.
Data log dan data seismik dua dimensi (2D) sangat membantu di dalam proses penggambaran kondisi bawah permukaan, data log sumur memberikan gambaran geologi secara vertikal dengan resolusi tinggi. Di sisi lain, data seismik 2D dirasakan lebih unggul karena mempunyai ketepatan yang lebih besar untuk mengetahui kemenerusan secara lateral dan penetrasi ke dalam bumi yang jauh lebih dalam.
Berdasarkan data inilah identifikasi struktur, geometri, dan penyebaran reservoar batugamping dilakukan. Hasil identifikasi ini akan membantu dalam program eksplorasi minyak dan gas bumi, yakni dalam perhitungan cadangan hidrokarbon yang lebih rinci, baik yang berada di dalam perangkap struktur maupun perangkap stratigrafi reservoar batugamping yang terdapat di Formasi Baturaja, Cekungan Jawa Barat Utara.
Tujuan
Tujuan yang ingin dicapai dari penelitian ini adalah : Memetakan penyebaran dan parameter petrofisik reservoar batugamping, Formasi Baturaja, Lapangan Kapur yang meliputi : peta struktur kedalaman top lapisan, peta struktur kedalaman bottom lapisan, peta ketebalan kotor lapisan, peta ketebalan bersih lapisan dan peta ketebalan hidrokarbon, berdasarkan data log dan data seismik 2D. Menghitung besar cadangan hidrokarbon secara volumetrik.
Lokasi
Lokasi penelitian terletak di Lapangan Kapur yang berada di wilayah konsesi P.T. PERTAMINA EP Region Jawa. Secara umum lapangan ini berada dalam Cekungan Jawa Barat Utara (Gambar 1).
METODE PENELITIAN
Penelitian yang dilakukan berupa pengolahan dan analisis data log, data cutting dan data seismik 2D di studio karena seluruh data telah disediakan oleh PT.
PERTAMINA EP Region Jawa, Cirebon. Metode yang dilakukan dalam perhitungan cadangan ini adalah metode volumetrik dan pengintegrasian data log, data cutting serta data seismik untuk mengetahui geologi bawah permukaan. Parameter petrofisik berupa saturasi air, porositas, resistivitas (Sw, Φ, Rt), sedangkan volume reservoar dengan cara pemetaan bawah permukaan (meliputi peta depth structure, net isopach dan net pay).
Beberapa tahapan yang dilakukan pada penelitian ini adalah :
1. Korelasi antar sumur dengan melihat kenampakan pola kurva log yang memiliki bentuk dan ciri khas yang relatif sama dibantu data seismik (data yang digunakan adalah 18 data log sumur dan 16 penampang seismik 2D).
2. Pengikatan data sumur terhadap data seismik sebagai dasar dalam melakukan picking horison.
3. Penentuan lokasi area prospek hidrokarbon dilihat dari peta bawah permukaan dan penyebaran reservoar baik secara lateral maupun secara vertikal.
4. Perhitungan volumetrik cadangan hidrokarbon.
HASIL DAN PEMBAHASAN Stratigrafi Daerah Telitian
Stratigrafi Jawa Barat Utara berturut-turut dari tua ke muda adalah sebagai berikut (Gambar 2) : Batuan Dasar, batuan dasar Pre-Tersier di Cekungan Jawa Barat Utara mewakili lempeng benua (Sundaland).
Batuan dasar ini terdiri batuan metamorfosa dan batuan beku dengan umur Kapur aatau lebih tua.
Formasi Jatibarang, formasi ini terbentuk di lingkungan darat sampai lakustrin. Terbentuk oleh dominasi volkanik klastik dan klastik lakustrin dengan komposisi volkanik Andesit dan campuran tuff dengan sedimen asal batuan dasar. Formasi Talangakar, formasi ini terbentuk pada kala Oligosen sampai Miosen awal. Didominasi oleh sedimen non marine, seperti batupasir fluviatil, lempung dan batubara. Bagian atas Formasi ini terbentuk batuan karbonat yang merupakan batuan sumber (source rock) hidrokarbon yang sudah matang.
Gambar 1. Lokasi daerah penelitian yang menjadi pokok bahasan.
G
LAUT JAWA
LAUT JAWA
10 KM 0
SKALA
SAMUDERA INDONESIA
TELUK JAKARTA
JAKARTA
KAB.BEK ASI
KAB.KARAWA
NG INDRAMAYU
KAB.BOG OR
KAB.CIANJ UR
KAB.SUBA NG CIKAMPEK DKI.JAKAR
TA
CIREBO N
Daerah
Penelitian
Formasi Baturaja, dengan naiknya muka air laut terbentuk batuan karbonat yang berupa reefal carbonates. Saat proses transgresif terus berlangsung, reefal carbonates ini tumbuh pada daerah basemen yang tinggi sehingga membentuk komplek fringing reef. Batuan karbonat ini merupakan salah satu reservoar yang menghasilkan hidrokarbon minyak dan gas. Formasi ini terbentuk awal Miosen-Miosen tengah. Formasi Cibulakan Atas, formasi ini didominasi oleh sedimen laut dangkal yang terdiri dari lempung, batugamping klastik dan batupasir glaukonit dan lapisan batugamping yang tipis dan setempat. Karbonat build-up berkembang setempat-setempat pada beberapa daerah. Reefal karbonat ini dikenal sebagai Mid Main Carbonate Formasi Cibulakan Atas.
Karbonat ini terdiri dari litologi wackestone–
packstone dengan butiran penyusun utama merupakan kumpulan koral, bentos, bivalves, fragmen echinodermata, alga merah dan sedikit kuarsa dan glaukonit. Karbonat build-up ini berkembang pada Miosen Tengah. Build-up ini merupakan salah satu reservoar yang ekonomis
selain reservoar sedimen klastik pada Formasi Cibulakan Atas. Formasi Parigi, terbentuk pada lingkungan laut dangkal. Karbonat build-up masih mendominasi di formasi ini, dengan komposisi kombinasi antara packstone, wackestone dan grainstone. Formasi Cisubuh, formasi ini secara keseluruhan merupakan batulempung asal laut dan batulanau serta lapisan tipis batupasir. Formasi ini diyakini sebagai batuan penutup yang efektif di Cekungan Jawa Barat Utara, diendapkan waktu Miosen Akhir sampai Plistosen.
Struktur Geologi
Lapangan Kapur merupakan struktur kubah antiklin yang membujur pada arah Utara-Selatan dan Barat- Timur. Pada struktur kubah antiklin ini berkembang patahan-patahan normal yang relatif berarah Utara- Selatan. Jadi Struktur antiklin dan patahan normal adalah struktur–struktur yang mengontrol kondisi geologi daerah ini.
Gambar 2. Stratigrafi Lapangan Kapur.
Analisa Sumur
Reservoir Batugamping Formasi Baturaja Lapangan Kapur terdapat 18 data log sumur, yaitu log pada sumur Sumur K-0l, K-02, K-03, K -04, K- 05, K-06, K-07, K-08, K-09, K-10, K-11, K-12, K- 13, K-14, K-15, K-16, K-17, dan K-18 (Gambar 3).
Interpretasi litologi bawah permukaan menggunakan informasi yang saling mendukung misalnya data cutting, seismik dan wireline log. Analisa data log akan menghasilkan interpretasi litologi yang akan mewakili pada masing-masing sumur. Untuk interpretasi litologi menggunakan dua jenis data yang mampu memberikan gambaran litologi yaitu data wireline log (primer) dan data cutting (sekunder). Lapisan BRF mempunyai pola log GR yang bernilai rendah dan SP semakin menjauhi SBL (shale base line) dengan nilai resistivitas sangat tinggi, hal ini menandakan bahwa litologi yang terdapat pada lapisan ini adalah batugamping (Gambar 4 & 5).
Gambar 3. Sebaran Sumur di Daerah Telitian.
Secara umum Formasi Baturaja di daerah telitian disusun oleh litologi batugamping, berdasarkan data log dan cutting. Dari bagian bawah berturut-turut dijumpai batugamping masif, di atasnya terdapat batugamping dengan sisipan serpih dan batulempung
serta dolomit, di bagian paling atas diketemukan batulempung dengan sisipan batugamping dengan tebal sekitar 10-90 meter. Berdasarkan data test sumur, hanya bagian atas yang mengandung hidrokarbon.
Gambar 4. Tampilan Log Sumur K-14, GR, r & Pemodelan Petrofisika
Data log yang digunakan terdiri dari log sinar gamma, log SP, log tahanan jenis, log densitas dan log netron. Karena keterbatasan data cutting maka data log ini cukup memegang peranan untuk menentukan litologi dan fluida hidrokarbon yang terkandung dalam reservoar secara kualitatif, sifat fisik reservoar dan geometri reservoar secara kuantitatif.
Gambar 5. Hasil Modeling Petrofisik Sumur K-13 Hasil analisa petrofisik secara vertikal dari masing- masing sumur, terutama porositas dan saturasi air, disebarkan secara lateral dengan dipandu atribut seismik ke seluruh daerah telitian. Gambar 5.
merupakan salah satu contoh pemodelan petrofisik.
Korelasi Sumur
Gambar 6. Korelasi Struktur Sumur K-18, K-12, K- 16, dan K-14
Korelasi struktur dilakukan dengan menghubungkan masing-masing sumur dengan acuan lapisan penunjuk (datum) berupa kedalaman. Datum ini berfungsi sebagai marker dalam menginterpretasikan kondisi struktur bawah permukaan saat ini. Korelasi struktur ini dilakukan untuk mengetahui bagaimana struktur yang berkembang dilihat dari ada atau tidaknya lapisan yang menghilang atau menipis serta terjadi atau tidaknya perulangan. Korelasi struktur dilakukan pada seluruh sumur di Lapangan Kapur, pada lintasan korelasi U-S nampak adanya penipisan lapisan ke arah utara (Gambar 6). Sedangkan pada korelasi B-T, terlihat penipisan lapisan ke arah timur (Gambar 7). Namun perlu diingat bahwa korelasi ini
terbatas antar sumur dan belum mencakup seluruh daerah telitian. Peta Bawah Permukaan dan Pemodelan Properti Reservoar
Gambar 7. Korelasi Struktur Sumur K-07, K-05, K- 04, K-11, dan K-15.
Gambar 8. Peta Puncak Struktur Formasi Baturaja Top stuktur Formasi Baturaja berada pada kedalaman 1600-2100 m SSTVD, memperlihatkan struktur kubah antiklin memanjang U-S. Bagian timur merupakan dalaman yang dibatasi dengan sesar berarah U-S. Tinggian di blok utara sekitar sumur K-18, K12, K-13 dan K-14 (Gambar 8).
Gambar 9, memperlihatkan variasi Ketebalan kasar (Gross Isopach) resevoar batugamping yang berkisar antara 10-90 meter. Selanjutnya ketebalan bersih (Net Isopach) dapat dilihat pada Gambar 10.
Nampak sebarannya yang mirip dengan Gross Isopach kisarannya sedikit lebih kecil, antara 8-80 meter. Peta Net To Gross (NTG), merupakan perbandingan antara net dan gross isopach, harganya berkisar antara 0,2-0,8, reratanya sebesar 0,58
(Gambar 11). Berdasarkan data test sumur diketahui batas minyak air (OWC) di lapangan ini pada kedalaman -1750 m SSTVD, apabila batas ini di overlay dengan peta top struktur reservoar, hasilnya berupa peta kontak fluida (Gambar 12). Terlihat sumur-sumur yang berisi minyak hanyalah sumur- sumur K-18, K-12, K-13, k-14, k-05 dan K-07.
Hasil modeling petrofisik sumur-sumur yang ada, dalam hal ini yang dihitung adalah parameter porositas (Ø) dan saturasi air (Sw), diperoleh nilai keduanya (Ø & Sw) secara vertikal pada masing- masing sumur. Selanjutnya harga tersebut
disebarkan secara lateral dengan dipandu atribut seimik dan diperoleh peta iso-porositas (Gambar 13) serta peta iso-Sw (Gambar 14).
Pelaksanaannya dilakukan dengan software geologi model, yang menghitung untuk masing-masing grid volume beserta parameternya sehingga hasilnya diharapkan akan lebih akurat. Hasil perhitungan volumetrik cadangan minyak ditempat (oil in place) pada Lapangan Kapur sebesar 32.03 MMBBL (juta barrel).
Gambar 9. Peta Gross Isopach Reservoar BRF
Gambar 10. Peta Net Isopach Reservoar BRF
Gambar 11. Peta Net To Gross Reservoar BRF
Gambar 12. Peta Kontak Fluida (-1750 m)
Gambar 13. Peta Iso-porositas Reservoar BRF
Gambar 14. Peta Iso-Saturasi Air Reservoar BRF
KESIMPULAN
• Perangkap pada reservoar batugamping Formasi Baturaja berbentuk kubah antiklin dengan arah relatif Utara-Selatan.
• Ketebalan kasar batuan pembawa minyak ini berkisar antara 10 sd. 100 meter, menipis ke arah barat dan timur, sedangkan ketebalan bersihnya antara 8 sd. 80 meter.
• Rerata harga Ø sebesar 0,12 dan rerata harga Sw sebesar 0,22.
• Dari data test sumur diketahui batas air dan minyak pada kedalaman -1750 meter SSTVD, sedangkan faktor volume formasi (FVF/Boi) mempunyai nilai 1,5.
• Pemodelan geologi menghasilkan volume batuan reservoar sebesar 114.936 acrefeet, net volume 66.271 acrefeet, volume pori 7.893 acrefeet, dan net to gross 0,58.
• Hasil perhitungan volumetrik cadangan minyak ditempat (oil in place) pada Lapangan Kapur sebesar 32.03 MMBBL (juta barrel).
DAFTAR PUSTAKA
Arpandi, D., Patmosukismo, S., 1975, The Cibulakan Formation as One of the Most Prospective Stratigraphic Units in the Northwest Java Basinal Area, IPA Proceeding, Vol 4th Annual Convention, Jakarta.
Badley, M.E., 1985, Practical Seismic Interpretation, Prentice Hall.
Galloway, W.E., 1989, Genetic Stratigraphic Sequence in Basin Analysis I: Architecture and Genesis of Flooding-Surface Bounded Depositional Units: AAPG Bulletin, Vol. 73. hal 125-142.
Galloway, W.E., D.K. Hodbay, 1996, Terrigenous Clastic Depositional System, Springer-Verlag Berlin Heidelberg New York.
Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Service, Edisi Ke-8, Jakarta.
Heidrick, T., dan K. Aulia, 1993, A Structural and Tectonic Model of the Coastal Plains Block, Central Sumatera Basin, Indonesia. Procceding IPA, 21th Annual Convention.
Kempt, G., S.Minifie, D. Rutlay dan J. Stanton, 1997. Indonesia Petroleoum System Study Central Sumatera Basin, Santos Asia Pacific Pty. Ltd., tidak dipublikasikan.
Koesoemadinata, R.P.. Sequence Stratigraphy Pergeseran Paradigma Dalam Ilmu Geologi, Procceding of 25th Annual Convention of the Indonesian Assosiation of Geologist.
Martodjojo, S., 2003, Evolusi Cekungan Bogor, Penerbit ITB, Indonesia.
Mertosono, S., Nayoan, G.A.S., 1974, Proceeding of the Indonesian Petroleum Association 3rd Annual Convention, America
Mitchum, R.M.,1997, Seismic Stratigraphy and Global Changes of Sea Level ; dalam C.E. Payton, Seismic Stratigraphy-Application to Hydrocarbon Exploration, AAPG Memoir 26, hal 205-212.
Puslitbang Lemigas. 1996, Karakterisasi Reservoir Batuan Karbonat. Lemigas, Jakarta
Reminton. C.H., Nasir. H., 1986, Potensi Hidrokarbon Pada Batuan Karbonat Miosen Jawa Barat Utara. PIT IAGI XV, Yogyakarta.
Schlumberger, 1974, Log Interpretation Principles Applications. Schlumberger Educational Services, Houston, Texas.
Selley, R.C., 1970, Ancient Sedimentary Environment, 2nd edition. Chapman and Hall, London.
Serra, O. dan Sulplice, L., 1975, Sedimentological Analysis of Sand Shale series from Well Logs, SPWLA 16th Ann. Symp. Trans., Paper W
Van Wagoner, J.C., R.M. Mitchum, K.M. Campion, V.D. Rahmanian, 1990, Siliciclastic Sequence Stratigraphy in Well Logs, Cores and Outcrops:
Concepts for High-Resolution Correlation of Time and Facies. The American Assosiation of Petroleoum Geologist, Tulsa , Oklahoma.
Walker, R.G. dan James, N.P., 1992, Facies Models, Geological Assosiation of Canada.
