BAB III TINJAUAN PUSTAKA III.1
Stratigrafi dan Fasies Lapangan Bekasap
Secara garis besar karakter fasies pengendapan di Formasi Bekasap, Bangko dan Menggala memperlihatkan lingkungan shallow water of Incised valley tidal channel dan lingkungan estuarine dengan energi yang rendah sampai tinggi. Endapan delta front dan prodelta shale terbelah oleh adanya incised valley yang hanya meninggalkan lapisan siltstone yang tipis.
Gambar III.1. Skematik model fasies dan ilustrasi sistem pengendapan incised valley estuarian (Allen dan Posamentier, 1994. op. Cit. Denison, 1998). Seperti yang terlihat pada gambar III.1 dan III.2, endapan laut yang terlihat di Formasi bekasap merupakan bukti terjadinya peningkatan ruang akomodasi dan mundurnya delta, akan tetapi energi yang besar dari sistem fluvial masih terlihat di dasar Formasi Menggala. Adapun stratigrafi lapangan Bekasap merupakan suatu incised valley yang terisi sedimen klastik dari sistem low transgressive track yang didominasi oleh wave dan tidal. Selama proses transgresi ada dua sumber endapan di lapangan ini, yaitu yang pertama adalah sedimen fluvial dari tempat yang lebih tinggi, dan kedua berasal dari shelf dan garis pantai yang terbawa oleh ombak dan pasang-surut (Denison, 1998).
12
Gambar III.2. Skema longitudinal dan transversal dari incised valley yang didominasi wave dan tidal (Allen dan Posamentier, 1994. op. Cit. Denison, 1998).
Total ada tujuh fasies yang didefinisikan di lapangan Bekasap, dan 24 sistem lapisan ditetapkan untuk mendefinisikan lapisan yang produktif. Fasies pengendapan reservoir dari ketiga formasi di atas adalah: delta front, shoreface, tidally channel, estuarine channel, estuarine sand flats, estuarine margin mudflats dan transgressive lag facies. Tabel di bawah ini memperlihatkan fasies dan lapisan-lapisan di lapangan Bekasap
13
Tabel III.1. Fasies model lapangan Bekasap (Denison, 1998).
Formasi
Layer
Layer
Shale
Shale
D40 B10-12 B12-18 B18-20 B20-30
2020' Sand
B32-33
1950' Sand
Facies Association Shale Estuarine channel-fill
BEKASAP
B30-32
B33-33.5 2050_b1' Sand
2050_b2/b3' Sand
B33.5-34 B34-36 B36-40 B40-45 B45-48 B48-50
2050_b2/b3' Sand
MENGGALA
BANGKO
Shale
B50-60 B60-70
2250'_c1 Sand
B70-80
Shale
B80-90
2250'_c2 Sand
B90-100
Shale
B100-M10 M10-12 M12-13 M13-15 M15-18
2420' Sand
2420' Sand
M18-40
Shale Estuarine channel-fill Shale Estuarine channel-fill Shale Estuarine channel-fill Shale Tidal channel/bar-fill Shale Tidal channel/bar-fill Shale Tidal channel/bar-fill Shale Tidal channel/bar-fill Shale Estuarine channel-fill Shale Fluvio-tidal channel/bar-fill
Facies Code 0 1 2 3 0
Continuity Extensive/Local Extensive Extensive Local Extensive
4
Local
0
Extensive
4
Local
0 4 5 0
Local Extensive Extensive Local
6
Local
0
Local
6
Local
0
Extensive
6
Extensive
0
Extensive
6
Extensive
0 4 4 6 0
Extensive Extensive Local Extensive Extensive
7
Extensive
Fokus pengamatan tesis ini terletak pada lapisan pasir Bekasap 1950’. Lapisan ini sendiri terbagi menjadi tiga lapisan yang lebih detail, yaitu B10-B12, B12-B18 dan B18-B20, dengan karakteristik batuannya yang terang dan berwarna putih keabuan, berukuran butir butir kasar dan menghalus keatas sampai sangat halus, pemilahannya kurang bagus dengan tingkat bioturbasi yang tinggi. Ciri-ciri litologi diatas menunjukkan tipe parasikuen transgresif yang diendapkan di lingkungan pengendapan estuarine channel fill (Denison, 1998). Secara lateral distribusi lapisan lapisan B10-B12 dan B12-B18 tersebar meluas, sedangkan lapisan B18-B20 terdistribusi lokal. Lapisan pasir 1950’ terpisahkan dengan lapisan pasir di bawahnya oleh lapisan lempung B20-B30 yang tersebar meluas.
14
III.2
Konsep Permeabilitas Relatif
Permeabilitas efektif di semua fluida reservoir merupakan fungsi dari saturasi fluida di reservoir tersebut dan karakter kebasahan formasinya, permeabilitas efektif diketahui nilainya dari hasil penelitian batuan inti di laboratorium. Adapun permeabilitas absolut merupakan properti media berpori yang mengukur kapasitas suatu media untuk meloloskan fluida, ketika dua atau lebih fase fluida mengalir pada waktu yang sama, permeabilitas relatif tiap fase pada suatu titik saturasi merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif fase tersebut dengan permeabilitas absolut.
Gambar III.3. Kurva permeabilitas relatif (Ahmed, 2001).
15
Seperti yang terlihat pada gambar di atas ini, ketika fase pembasah dan bukan pembasah mengalir bersamaan di suatu lapisan reservoir, profil aliran tiap fase tersebut akan mengikuti suatu lintasan atau pola tertentu, dan distribusinya akan mengikuti karakteristik kebasahannya Fenomena lain yang penting dalam aliran fluida pada media berpori adalah konsep saturasi residual, ketika satu fluida immiscible bergerak untuk mendorong fluida yang lain, maka tidak mungkin saturasi fluida yang didorong itu menjadi nol, akan ada satu titik saturasi ketika fluida yang didorong itu berhenti berkurang, dan alirannya akan berhenti, titik saturasi itu disebut sebagai saturasi residual. Sebaliknya satu fluida juga harus memiliki saturasi minimum sebelum dapat bergerak dalam satu reservoir, saturasi itu disebut sebagai saturasi kritis. Dapat disimpulkan bahwa saturasi kritis diukur pada arah penambahan saturasi, sementara saturasi residual diukur pada arah pengurangan saturasi. Secara teoretis, besarnya saturasi kritis dan saturasi residual akan tergantung kepada properti reservoir tempat fluida tersebut, besarnya permeabilitas dan derajat kebasahan akan mengontrol besaran saturasi tersebut. Kedua tipe saturasi di atas merupakan hal yang sangat penting untuk diketahui, karena nilai saturasi tersebut akan menentukan perolehan maksimum dari suatu reservoir. Pada awalnya semua pori-pori reservoir terisi oleh air, kemudian terjadi proses drainase ketika minyak akan bermigrasi ke reservoir tersebut untuk mendesak air, dan saturasi air akan berkurang sampai saturasi air residual, sehingga ketika pertama kali reservoir ini ditemukan pori-pori batuan tersebut akan terisi oleh saturasi air residual dan saturasi minyak. Kebalikan dari proses drainase adalah proses imbibisi, ketika air sebagai fluida pendesak akan mendesak pori-pori batuan yang berisi saturasi air residual dan saturasi minyak, sampai suatu titik saturasi minyak residual.
16
