Bab I Pendahuluan
I.1 Maksud dan Tujuan Pemboran pertama kali di lapangan RantauBais di lakukan pada tahun 1940, akan tetapi tidak ditemukan potensi hidrokarbon pada sumur RantauBais#1 ini. Pada perkembangan selanjutnya diketahui bahwa lokasi sumur RantauBais#1 berada di luar cebakan hidrokarbon dari lapangan RantauBais. Secara ekonomis lapangan ini baru ditemukan pada tahun 1972 setelah dilakukan pengeboran sumur RantauBais#2 dan ditemukan potensi hidrokarbon pada Formasi Duri dan Bekasap. Meski demikian lapangan minyak RantauBais baru mulai berproduksi pada November 1982, dengan produksi awal sebesar 257 BOPD. Puncak produksi dari lapangan RantauBais dicapai pada bulan Januari tahun 2004 dengan tingkat produksi sebesar 2100 BOPD. Sampai saat ini, 48 sumur produksi telah di bor, dengan tiga sumur di antaranya merupakan sumur horisontal. Lapangan minyak RantauBais sendiri meliputi wilayah seluas sekitar 32 km2 (kurang lebih dengan panjang 8 km dan lebar 4 km).
Meski telah diproduksi selama lebih dari 25 tahun, tetapi jumlah kumulatif produksi minyak di lapangan RantauBais hanya sebesar 6,12 juta barel (per Desember 2006) atau setara tingkat perolehan sebesar 2,55% dari total kandungan minyak di lapangan ini yang mencapai 240 juta barel. Lapangan RantauBais merupakan lapangan minyak dengan tipe minyak berat dan metode pengambilan minyak baru dilakukan dengan metode primer yang diselingi dengan stimulasi uap menggunakan metode Huff & Puff. Tingkat perolehan minyak dari masing-masing sumur yang sangat beragam, menimbulkan pertanyaan tersendiri terhadap efektivitas dari perolehan minyak di lapangan ini.
Sehubungan dengan hal tersebut di atas maka studi ini bertujuan untuk meneliti secara lebih rinci reservoir Duri ”B2”, yang merupakan reservoir minyak utama di lapangan RantauBais bagian utara, berdasarkan konsep stratigrafi sikuen resolusi tinggi untuk melakukan karakterisasi reservoir. Maksud penulisan tesis ini adalah
1
untuk memenuhi persyaratan akademis pada Program Pascasarjana, Bidang Studi Petroleum Geoscience, Institut Teknologi Bandung.
I.2 Lokasi dan Objek Penelitian I.2.1 Lokasi Penelitian Lokasi penelitian mengambil tempat di lapangan minyak RantauBais, yang terletak di Kabupaten Bengkalis, Provinsi Riau. Lapangan minyak ini terletak sekitar 40 km arah utara lapangan minyak Duri (Gambar I.1). Seperti halnya lapangan minyak Duri, lapangan minyak RantauBais mempunyai minyak yang termasuk ke dalam jenis minyak berat (heavy oil).
Gambar I. 1. Lokasi lapangan konsesi PT CPI di Cekungan Sumatera Tengah. Lokasi penelitian adalah lapangan RantauBais, yang terletak sekitar 40 km lapangan minyak Duri.
2
Lapangan RantauBais secara imajiner dibagi menjadi tiga bagian, yaitu: utara, tengah dan selatan (Hazairin, 1999). Pembagian ini didasarkan pada kondisi struktur bawah permukaan dan stratigrafi lapangan RantauBais (Gambar I.2). Dua formasi dan tujuh reservoir batupasir diidentifikasi dari data sumur lapangan RantauBais. Di Formasi Duri terdapat lima reservoir batupasir yaitu Duri “A”, Duri “Upper B”, Duri “B2”, Duri “Lower B”, dan Duri “C”, sedangkan di Formasi Bekasap terdapat dua reservoir batupasir, yaitu Bekasap 900’ dan bekasap 930’. Gas dan minyak ditemukan di lapangan ini, dengan gas terkonsentrasi di reservoir batupasir Duri “A”, Duri “Upper B”, dan Bekasap 900’; sedangkan minyak ditemukan di reservoir batupasir Duri “B2”, Duri “Lower B” dan di dua reservoir di Formasi Bekasap. Reservoir batupasir Duri “C” secara umum berisi air, dengan variasi di beberapa tempat di temukan minyak dan gas. Kedalaman reservoir Formasi Duri dan Bekasap berkisar antara 500-950 kaki dari muka air laut (subsea). Tipikal log sumur lapangan RantauBais dapat dilihat pada Gambar I.3.
Gambar I. 2. Pembagian lapangan RantauBais menjadi tiga bagian: utara, tengah, dan selatan, yang dipisahkan oleh dua garis imajiner. Pembagian ini berdasarkan variasi stratigrafi dan struktur. Kontur adalah kontur ketebalan lapisan Duri “B2” (Hazairin, 1999).
3
Produksi lapangan minyak RantauBais saat ini sekitar 1100 barel minyak per hari, yang merupakan hasil dari perolehan minyak secara primer dengan diselingi oleh stimulasi uap (panas) melalui metode Huff&Puff. Pengambilan minyak dengan metode lebih lanjut (enhanced oil recovery) dengan menggunakan injeksi uap merupakan alternatif untuk pengembangan lapangan RantauBais di masa yang akan datang.
Gambar I. 3. Tipikal data log sumur lapangan RantuBais (sumur RantauBais#2), terdiri dari Formasi Duri, Bekasap, dan Formasi Bangko. Data log merupakan data log sinar gamma yang dicerminkan.
4
I.2.2 Objek Penelitian Penelitian ini akan difokuskan pada daerah bagian utara lapangan minyak RantauBais, dan yang menjadi objek penelitian adalah karakterisasi reservoir batupasir Duri “B2” (Gambar I.4). Reservoir batupasir Duri “B2”, dan sebagian kecil reservoir batupasir Duri “C” bagian atas, merupakan reservoir minyak di lapangan RantauBais bagian utara. Reservoir tersebut berada di kedalaman antara 600 – 750 kaki dari muka air laut (subsea). Ketebalan reservoir batupasir Duri “B2” di daerah ini sekitar 40 – 50 kaki, dengan ketebalan lapisan minyak berkisar antara 25 – 44 kaki.
Gambar I. 4. Tipikal data log sumur-sumur di lapangan RantauBais bagian utara dan tipikal data sumur di area tersebut. Objek penelitian adalah reservoir batupasir Duri “B2”.
I.3 Latar Belakang Masalah Reservoir batupasir Duri “B2”, bersama dengan sebagian reservoir batupasir Duri “C”, merupakan reservoir minyak yang ada di lapangan RantauBais bagian utara. Dengan jenis minyak yang masuk dalam kategori minyak berat, tingkat gravitasi minyak 17–22 GAPI, lapangan RantauBais baru mengandalkan produksinya dengan perolehan minyak secara primer dengan diselingi stimulai panas dengan
5
uap melalui metode Huff&Puff. Duapuluh sumur telah dibor di area ini, dengan tiga sumur dalam kondisi mati. Produksi lapangan RantauBais bagian utara saat ini mencapai 550 barel minyak per hari. Perkiraan jumlah minyak yang ada di area ini sebesar 57 juta barel, sedang akumulasi produksi minyak sampai saat ini sekitar 3,1 juta barel atau tingkat perolehan sekitar 5,5%. Laju penurunan produksi minyak lapangan RantauBais sekitar 5%-7% per tahun.
Rendahnya tingkat perolehan minyak ini menjadi satu alasan yang kuat untuk pengembangan lapangan RantauBais bagian utara dengan metode perolehan minyak tingkat lanjut. Salah satu metode yang telah dikaji adalah dengan metode injeksi uap. Untuk keperluan tinjauan pengembangan lapangan RantauBais, perlu dilakukan kajian lebih lanjut tentang kondisi geologinya, baik tentang kondisi struktur bawah permukaan maupun kondisi stratigrafinya.
Tingkat perolehan minyak secara akumulasi tiap sumur yang ada di lapangan RantauBais bagian utara mempunyai perbedaan yang sangat mencolok antara satu sumur dan sumur yang lain. Meskipun akumulasi perolehan tersebut telah dinormalisasikan terhadap waktu perolehan, mengingat waktu pemboran antara sumur berbeda-beda. Sumur paling tua di daerah ini adalah sumur RantauBais#7 yang dibor pada bulan Juli 1982, sedangkan sumur paling baru adalah sumur RantauBais#43 yang dibor pada bulan Mei 2004. Grafik pada Gambar I.5 menunjukkan tingkat perolehan kumulatif tiap sumur serta waktu perolehannya, sedangkan Tabel I.1 menunjukkan data perolehan tiap-tiap sumur yang telah dinormalisasikan terhadap waktu perolehannya, atau dengan kata lain merupakan rata-rata perolehan minyak tiap sumur pada tiap tahunnya.
6
Reserves (MBO)
900
90
800
80
700
70
600
60
500
50
400
40
300
30
200
20
100
10
RB043 (2 yrs)
RB042 (2 yrs)
RB041 (2.1 yrs)
RB035 (8.4 yrs)
RB033 (8.2 yrs)
RB032 (8.4 yrs)
RB031 (8.4 yrs)
RB030 (8.7 yrs)
RB029 (8.3 yrs)
RB028 (8.6 yrs)
RB027 (8.8 yrs)
RB025 (9.4 yrs)
RB022 (9.4 yrs)
RB015 (19.7 yrs)
RB014 (19.7 yrs)
0 RB008 (23.8 yrs)
0
Production (BOPD)
Remaining Reserves OCUM Oil Production
RantauBais Northern Area Performance
Gambar I. 5. Akumulasi produksi tiap sumur di lapangan RantauBais bagian utara, menunjukkan tingkat perolehan minyak masing-masing sumur dan cadangan yang diperkirakan masih ada.
Tabel I. 1. Tabel produksi rata-rata setiap tahun sumur di lapangan RantauBais bagian utara setelah dinormalisasi terhadap waktu perolehan. RABA00008-01 RABA00014-01 RABA00015-01 RABA00022-01 RABA00025-01 RABA00027-01 RABA00028-01 RABA00029-01 RABA00030-01 RABA00031-01 RABA00032-01 RABA00033-01 RABA00035-01 RABA00041-01 RABA00042-01 RABA00043-01
OCUM/YRS (MBO) 31.0 9.4 24.9 13.3 8.6 7.1 15.7 14.9 6.9 14.3 10.8 10.2 7.7 14.0 10.1 12.0
7
Tingkat perolehan kumulatif minyak ini juga telah dicoba untuk dibandingkan dengan data properti reservoir dari masing-masing sumur. Untuk jenis minyak berat (heavy oil), sering dikenal apa yang disebut dengan hydrocarbon pore thickness (HPT). HPT merupakan hasil perkalian antara unsur hidrokarbon, dalam hal ini adalah tingkat saturasi minyak (oil saturation/So), porositas reservoir (porosity/θ) dan ketebalan lapisan minyak (oilpay thickness/h). HPT digunakan sebagai parameter sederhana akan kualitas reservoir pada lapangan minyak dengan jenis minyak berat (heavy oil). Tabel I.2 adalah tabel harga HPT tiap sumur dan data akumulasi produksi yang telah dinormalisasikan terhadap waktu perolehan dan harga HPT tiap sumur. Dari tabel tersebut dapat disimpulkan bahwa tidak ditemukan hubungan yang berbanding lurus antara harga HPT dan tingkat perolehan minyak di sumur yang bersangkutan.
Tabel I. 2. Tabel nilai HPT dan akumulasi produksi minyak rata-rata per tahun per HPT dari sumur-sumur di lapangan RantauBais bagian utara. Koordinat X (m) Y (m)
Sumur
Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba# Raba#
7 8 14 15 22 23 24 25 27 28 29 30 31 32 33 35 39 40 41 42 43
732459.1 731314.6 730633.9 731463.5 731803.5 730443.9 731603.5 731734.5 730833.9 732004.7 730884.5 732038.8 731064.3 731143.3 732249.1 731383.6 731504.3 732465.4 731765.1 731678.2 731213.0
178753.5 179836.2 180039.4 179319.9 178939.9 179289.4 178269.9 180076.2 180699.4 179616.2 179576.0 178503.1 180236.2 179110.3 179173.1 178690.0 180476.5 179975.6 179370.1 179748.9 179599.1
8
HPT Total
Prod/HPT-Tahun (barel)
6.02
185.3
9.59
3231.8
4.47
2106.4
10.93
2280.0
5.86
2264.9
0.99 5.57
1536.5
2.30
3104.0
7.94
1970.7
2.46
6081.8
5.24
1324.5
2.40
5945.2
9.37
1155.0
7.85
1305.0
9.57
800.7
0.85 2.16 6.58
2133.8
6.56
1543.8
8.28
1454.5
Dalam analisis stratigrafi sikuen yang telah dilakukan sebelumnya, reservoir batupasir Duri ”B2” diinterpretasi sebagai satu tubuh batuan. Akan tetapi hal ini tidak mampu menjelaskan kompleksitas produksi yang terjadi di lapangan RantauBais bagian utara. Sumur-sumur yang ada di area ini mempunyai performa atau tingkat perolehan minyak yang berbeda-beda, meskipun mempunyai ketebalan lapisan minyak yang relatif sama dan waktu perolehan yang telah dinormalisasikan (Gambar I.5 dan Tabel I.1 dan I.2). Desain lubang sumur untuk produksi (completion design) untuk semua sumur yang ada juga relatif sama, yaitu dengan membuat lubang perforasi antara 70-80% dari ketebalan lapisan minyak. Diharapkan dengan analisis karakterisasi reservoir Duri ’B2’ akan dapat menjelaskan secara lebih tepat penyebab perbedaan performa sumur di atas.
I.4 Asumsi dan Hipotesis Berdasarkan permasalahan yang dijumpai, penulis mempunyai hipotesis bahwa reservoir Duri ”B2” di lapangan RantauBais bagian utara bukan merupakan satu tubuh reservoir namun terdiri dari beberapa reservoir yang dapat dipisahkan berdasarkan fasies sedimentasinya. Tingkat produksi yang berbeda-beda pada sumur-sumur yang memproduksi minyak dari satu reservoir Duri ”B2” ini memberikan analisis sementara bahwa pemakaian metode litostratigrafi yang digunakan sebelumnya masih belum memenuhi harapan terhadap pengelolaan reservoir secara optimal. Pemakaian metode stratigrafi sikuen resolusi tinggi pada reservoir Duri ”B2” merupakan suatu alternatif dalam upaya meningkatkan pemahaman terhadap reservoir tersebut. Didukung data evaluasi formasi, diharapkan akan diketahui karakterisasi reservoir dari masing-masing sumur produksi. Berdasarkan hipotesis yang telah disebutkan di atas maka ada terdapat beberapa asumsi yang dapat diambil. a. Stratigrafi sikuen resolusi tinggi dapat diaplikasikan pada sedimen laut dangkal (Allen, 1994).
9
b. Tubuh batupasir Duri “B2” yang akan dianalisis hanya terbatas pada reservoir Duri “B2” dan bagian atas reservoir Duri ”C” yang terdistribusi di lapangan RantauBais bagian utara. c. Data analisis inti batuan lima sumur, yaitu RantauBais#15, RantauBais#25, RantauBais#28, RantauBais#41, dan RantauBais#42, dianggap benar dan tidak dilakukan analisis ulang terhadap data tersebut. d. Data properti batuan menggunakan data yang telah tersedia. Tidak dilakukan analisis ulang terhadap data properti yang ada. Data properti untuk sumursumur baru dilakukan dengan menggunakan persamaan yang sama dengan persamaan yang diaplikasikan pada sumur-sumur sebelumnya.
I.5 Peneliti Sebelumnya Penelitian sebelumnya telah dilakukan secara integral pada tahun 1999 oleh Denison dan Pujiarko. Akan tetapi peneliti terdahulu tidak mendefinisikan reservoir Duri ”B2” secara detail dan mendefinisikannya sebagai satu tubuh batuan reservoir. Hal ini mungkin disebabkan karena terbatasnya data inti batuan yang digunakan untuk interpretasi, selain disebabkan kondisi inti batuan yang tidak segar (fresh) dan baik lagi ketika deskripsi inti batuan dilakukan. Dengan berbagai data yang ditampilkan dalam latar belakang dari penelitian ini, diperkirakan tubuh reservoir Duri ”B2” bukanlah berupa satu tubuh batuan tetapi merupakan amalgamasi dari beberapa lapisan reservoir.
Sejak tahun 1999 sampai dengan sekarang telah dibor lima sumur sisipan dengan dua diantaranya dilengkapi dengan pengambilan inti batuan. Dengan tambahan data sumur dan inti batuan, meskipun data inti batuan yang diambil tidak mencakup seluruh reservoir Duri ”B2”, diharapkan akan memberikan gambaran yang lebih lengkap akan kondisi stratigrafi dari lapisan reservoir Duri ”B2”, khususnya di lapangan RantauBais bagian utara.
I.6 Metodologi Penelitian Metodologi penelitian yang digunakan adalah metodologi yang menggunakan penalaran logika induksi dan deduksi. Secara umum metode yang digunakan
10
dalam penelitian ini adalah metode interpretasi data sumur baik inti batuan maupun log sumur yang didasarkan pada pendekatan stratigrafi sikuen resolusi tinggi reservoir Duri ”B2” di lapangan RantauBais bagian utara, sedangkan tahapan penelitian meliputi: 1.6.1. Studi literatur. Tahap ini meliputi studi dari beberapa pustaka mengenai tinjauan geologi regional Cekungan Sumatera Tengah dan daerah penelitian, konsep-konsep stratigrafi sikuen yang akan diterapkan dan teori dasar log sumur. Selain itu juga meliputi studi tentang penelitian yang telah dilakukan di lapangan RantauBais, baik yang secara menyeluruh maupun parsial pada bagian tertentu. 1.6.2. Pengumpulan data Tahap ini meliputi pengumpulan data baik data utama maupun data sekunder. 1.6.3. Analisis data. Analisis data dalam penelitian ini meliputi kegiatan-kegiatan seperti yang tertera pada diagram alir metode penelitian (Gambar I.7). Secara ringkas analisis data dapat diterangkan sebagai berikut: 1. Analisis Sedimentologi Batuan Inti Analisis sedimentologi batuan inti untuk menentukan litofasies, bidang batas sikuen secara vertikal, dan lingkungan pengendapan. 2. Analisis Sikuen Log Sumur Analisis ini untuk menentukan bidang batas stratigrafi sikuen, litofasies, serta geometri dari tubuh reservoir yang ada dengan cara korelasi log antar-sumur yang menggunakan metode stratigrafi sikuen resolusi tinggi pada orde ke-4, yakni dengan menggunakan korelasi parasequence (Gambar I.6). Selain itu digunakan juga data seismik untuk melihat pola penyebaran struktur reservoir.
11
Gambar I. 6. Sistematika korelasi rinci dengan menggunakan metode stratigrafi sikuen resolusi tinggi (modifikasi dari van Wagoner dkk., 1999).
3. Mempopulasikan Data Properti Batuan Mempopulasikan data properti batuan yang ada ke dalam kerangka korelasi sikuen yang diperoleh dari analisis sikuen log sumur. Data properti yang dipopulasikan meliputi data porositas dan nilai saturasi air dan/atau minyak. 4. Pemetaan Reservoir. Pemetaan reservoir yang dimaksud adalah pembuatan peta ketebalan (isopach map) dan peta penyebaran properti batuan untuk masing-masing selang (interval) pengendapan. 5. Analisis Karakter Reservoir. Analisis karakter reservoir berdasarkan kerangka korelasi sikuen dan pola penyebaran properti batuan untuk masing-masing selang (interval) pengendapan.
12
Gambar I. 7. Diagram alir metode penelitian. Data utama penelitian adalah data deskripsi inti batuan dan data lubang bor, sedang data lainnya dalah data pendukung dan merupakan data terproses.
I.7 Metode Perolehan Data Perolehan data dalam penelitian ini didasarkan atas: 1. Deskripsi batuan inti yang digunakan sebagai data utama. Karena penelitian ini hanya membahas reservoir Duri ”B2”, maka inti batuan yang akan dianalisis hanya terbatas pada reservoir tersebut. Didaerah penelitian terdapat lima sumur yang mempunyai data inti batuan, yaitu sumur RantauBais#15,
RantauBais#25,
RantauBais#128,
RantauBais#41,
dan
RantauBais#42. Analisis inti batuan terhadap tiga sumur pertama (sumur #15, #25 dan #28) telah dilakukan pada tahun 1999 oleh Denison dan Pujiarko, sedangkan dua sumur terakhir telah dianalisis oleh Denison dan penulis pada Januari 2007. Pada perkembangan selanjutnya, data analisis inti batuan dari dua sumur terakhir yang digunakan sebagai data inti, sedangkan data dari tiga sumur sebelumnya dijadikan sebagai data penunjang. Distribusi sumur dengan data inti sumur dapat dilihat pada Gambar I.8. Inti batuan tersedia dalam gudang inti
13
batuan PT CPI dan data analisis inti batuan tersedia dalam pusat data PT CPI. Hasil lengkap dari deskripsi inti batuan dapat dijumpai pada Lampiran A.
2. Log sumur sebagai data hasil pemrosesan. Log sumur yang akan dipakai berasal dari 20 sumur yang ada di lapangan RantauBais bagian utara. Jarak antar-sumur berkisar antara 300 m dan 500 m. Penyebaran sumur yang ada di lapangan RantauBais bagian utara dapat dilihat pada Gambar I.8 berikut. Data log sumur yang digunakan adalah data sinar gamma (data utama), resistivitas dan densitas (sebagai data pendukung). Data log sumur tersedia dalam pusat data PT CPI.
Gambar I. 8. Peta dasar yang memperlihatkan penyebaran data sumur yang dipakai dalam penelitian ini, termasuk lima sumur dengan data inti batuan. Nama sumur diwakili oleh nomor sumur.
14
3. Data Properti Batuan Data properti batuan digunakan sebagai data utama untuk karakterisasi reservoir. Data telah tersedia di pusat data PT CPI dan analisis dilakukan oleh Potter pada tahun 1999. Terhadap sumur-sumur yang dibor setelah tahun 1999, dilakukan pemrosesan data properti batuan dengan menggunakan persamaan yang sama dengan persamaan yang digunakan pada sumur-sumur sebelumnya. Persamaan yang digunakan dan sebagian data properti hasil perhitungan dapat dilihat pada Lapiran C.
4. Hasil interpretasi seismik sebagai data pendukung. Hasil interpretasi seismik yang merupakan data pendukung akan dipakai untuk melihat pola penyebaran dari reservoir Duri “B2”. Data seismik yang digunakan tersedia di pusat data PT CPI. Interpretasi data seismik dilakukan oleh penulis. Interpretasi data seismik bertujuan untuk melihat pola penyebaran reservoir batupasir Duri “B2” di lokasi penelitian.
15
