BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN V.1 Penentuan Zona Reservoar dan Zona Produksi Penentuan zona reservoir dilakukan dengan menggunakan cut-off volume serpih (VSH) dan porositas efektif (PHIE) pada zona target. Dengan melakukan crossplot antara volume serpih dengan porositas efektif maka didapatkan nilai cutoff yang digunakan untuk membedakan zona sand dan zona non-sand dari nilai cut-off Vshale, serta zona tight sand dan zona non-tight sand dari nilai cut-off PHIE. Nilai cut-off volume serpih ditentukan dengan melihat batas titik data volume serpih ketika nilai porositas efektifnya sama dengan 0, dan nilai cut-off porositas efektif ditentukan dengan melihat batas titik data ketika nilai volume serpihnya sama dengan 0. Sedangkan untuk penentuan zona produksi ditentukan dari crossplot nilai Saturasi air efektif (SWE) dan Porositas efektif pada zona target. V.2. Reservoir Lumping Reservoir Lumping dilakukan untuk membedakan pay atau interval nonpay dengan cara mengimplementasikan nilai cut-off dan posisi kontak fluida. Penentuan
Reservoir lumping dilakukan berdasarkan nilai cut-off yang telah
diperoleh sebesar untuk Vsh = 0.45, Porositas Efektif = 0.15, dan Saturasi Air Efektif= 0.6. Berdasarkan terminologi reservoar, ketebalan suatu formasi dibagi menjadi gross thickness, net thickness, dan net pay thicknes. Gross thickness merupakan ketebalan total pada sumur, termasuk batuan berpori dan tidak berpori. Net thickness merupakan bagian dari gross thickness yang hanya meliputi batuan berpori. Net pay thickness merupakan bagian dari Net pay thickness yang terindikasi hidrokarbon dan ditentukan berdasarkan nilai cut-off dari saturasi air efektif. Hasil lumping selanjutnya dapat dipetakan untuk mengestimasi kandungan awal isi minyak di tempat dan disajikan pada Tabel 5.1.
65
66
Zona reservoar didominasi oleh lapisan batupasir tebal dengan sisipan lapisan serpih tipis yang terletak pada kedalaman 400-700 feet (MD). Dari pembacaan data log 8 sumur didapatkan 4 zona reservoar yang kemudian dinamakan sebagai zona A,B,C, dan D. Ketebalan zona reservoar pada tiap-tiap sumur di Lapangan “Khas” memiliki variasi yang kecil di setiap sumurnya (0-6 feet), sedangkan untuk ketebalan tiap zona reservoar adalah Zona A dengan ketebalan 45-55 feet pada tiap sumur, Zona B 49-72 feet, Zona C 52-76 feet, dan Zona D 46-87 feet dengan perkecualian pada Zona D di sumur KHAS 6 yang memiliki ketebalan 18 feet dikarenakan keteaku biyen duwe rbatasan data log yang kurang dalam. Ketebalan zona produksi (Net Pay Thickness) ditentukan berdasarkan nilai cut-off volume serpih, porositas efektif, dan saturasi air efektif. Berdasarkan tabel reservoir lumping, Zona B merupakan reservoar yang memiliki kisaran net pay thickness yang paling tebal, yaitu 25.5-53.5 feet dengan ketebalan tertinggi terletak pada sumur KHAS 1. Sedangkan kisaran net pay thickness untuk Zona A berupa 0-38 feet, Zona C 7-60.5 feet, Zona D 0-24 feet. Pada sumur KHAS 1 dan KHAS 7, Reservoar Zona D memiliki ketebalan 72 feet dan 76 feet tetapi nilai cut-off saturasi air efektifnya terlalu tinggi sehingga zona tersebut tidak dikategorikan sebagai zona produksi, begitu pula dengan Zona A pada sumur KHAS 3. Hasil selengkapnya dapat diperiksa pada Tabel 5.1. dan Gambar 5.1 s/d 5.8. Dari reservoir lumping dapat dibuat peta persebaran net pay reservoir menggunakan interpolasi dari data sumur. Peta yang dibuat menunjukkan persebaran reservoar yang diyakini mengandung hidrokarbon dengan nilai saturasi air yang lebih kecil dari 0.6. Peta net pay reservoir ditunjukkan pada Gambar 5.9.
67
Tabel 5.1 Hasil reservoir lumping pada sumur KHAS1-8
SUMU R
ZONA
KEDALAMAN (Feet) MD TOP
KHAS 1
KHAS 2
KHAS 3
KHAS 4
KHAS 5
KHAS 6
KHAS 7
KHAS 8
A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona A B C D Semua Zona
507 552 622 690
BOTTOM 552 622 690 762
507 416 462 532 583
Cut-off Swe
GROSS THICKNESS
NET PAY THICKNESS
Feet
Feet
VSH Frak si 0.04 0.12 0.12
PHI E Frak si 0.23 0.23 0.19
SWE Frak si 0.49 0.34 0.36
45 70 68 72
13 53.5 3 0
762 462 532 583 670
255 46 70 51 87
69.5 23.5 41 37 24
0.09 0.04 0.16 0.19 0.22
0.21 0.18 0.20 0.18 0.18
0.40 0.41 0.22 0.26 0.50
416 521 554 630 694
670 554 630 694 712
254 33 76 64 18
125.5 8 38 36.5 2
0.15 0.15 0.24 0.14 0.21
0.18 0.18 0.19 0.18 0.19
0.35 0.50 0.33 0.52 0.54
521 466 521 570 646
712 521 570 646 725
191 55 49 76 79
84.5 38 36 60.5 17
0.19 0.05 0.09 0.15 0.09
0.19 0.18 0.19 0.20 0.26
0.47 0.42 0.22 0.25 0.54
466 466 519 584 642
725 519 584 642 714
259 53 65 58 72
151.5 20 38.5 8 19.5
0.09 0.07 0.17 0.29 0.20
0.21 0.23 0.23 0.19 0.19
0.36 0.38 0.29 0.32 0.49
466 423 473 530 605
714 473 530 605 681
248 50 57 75 76
86 27 38 31.5 18
0.18 0.08 0.23 0.25 0.28
0.21 0.27 0.21 0.19 0.17
0.37 0.30 0.29 0.29 0.38
423 478 532 604 668
681 532 604 668 744
258 54 72 64 76
114.5 10 25.5 10 0
0.21 0.09 0.10 0.14
0.21 0.19 0.18 0.18
0.32 0.36 0.31 0.56
478 486 538 600 652
744 538 600 652 698
266 52 62 52 46
45.5 3 36.5 19.5 13
0.11 0.16 0.20 0.34 0.23
0.18 0.24 0.22 0.19 0.21
0.41 0.50 0.27 0.44 0.41
486
698
212
72
0.23
0.22
0.40
68
•
'
I I
II ZONA A
ZONA B
ZONA C
ZONA D 73 7
"'
... Gambar 5.1. Hasil analisis sumur KHAS 1
69
' ZONA A
ZONA B
ZONA C
ZONA D
Gambar 5.2. Hasil analisis sumur KHAS 2
•
r----,1
. ZONA A ZONA B
ZONA C
•
11 ZONA D
Gambar 5.3. Hasil analisis sumur KHAS 3
70
•
' ..
.11•'
~~
--
I
ZONA A
I
ZONA B ~
ZONA C
-
r
ZONA D
Gambar 5.4. Hasil analisis sumur KHAS 4
• ZONA A
- I ZONA B
-
~
--
~
I
ZONA C
-~ ;RI I
ZONA D
Gambar 5.5. Hasil analisis sumur KHAS 5
71
• ZONA ZON A
ZONA ZON B
ZONA ZON C
ZONA ZON D
Gambar 5.6. Hasil analisis sumur KHAS 6
-
•
'
' I
11 ZONA A
ZONA B
ZONA C
ZONA D
Gambar 5.7. Hasil analisis sumur KHAS 7
72
•
'
• I
II
ZONA A
ZONA B
=~I I ! ZONA C
: 1-1 ·I
ZONA D
Gambar 5.8. Hasil analisis sumur KHAS 8
......"' ••
•• ..••..."',
......
.... ..•,. ,. .. ••
Gambar 5.9. Peta Net Pay Reservoir
73
V.3. Interpretasi Seismik Pada Lapangan “Khas” berkembang struktur antiklin yang terpotong oleh sesar naik di bagian selatannya. Antiklin asimetris berarah Barat Laut-Tenggara. Selain sesar naik utama yang berarah Barat Laut-Tenggara ditemui beberapa sesar orde kedua yang berarah Timur Laut-Barat Daya. Struktur yang berkembang pada Lapangan “Khas” ditunjukkan pada Gambar 5.10. dan 5.11. Atribut seismik RMS amplitudo dapat digunakan untuk menganalisis keberadaan reservoar yang ditunjukkan oleh nilai amplitudo yang relatif tinggi disebabkan oleh kontras nilai kecepatan dan densitas yang lebih besar dibandingkan dengan nilai pada zona non-reservoar. Pada penelitian ini zona reservoar ditunjukkan oleh nilai amplitudo yang berada di kisaran harga tinggi (>1.0) yang ditunjukkan dengan warna kuning hingga merah pada peta RMS amplitudo yang ditunjukkan pada gambar 5.12.
I I
I I
-" Gambar 5.10. Close-up posisi sumur KHAS pada Top Bekasap dan Top Pematang/Bottom Bekasap pada peta domain waktu
74
__ ·-·--
,,,
~ ~
. ••
Gambar 5.11. Close-up lokasi sumur KHAS pada Top Bekasap dan Top Pematang/Bottom Bekasap pada peta domain kedalaman
I 1' .
..t.
...
~
- ..
~
Gambar 5.12. Overlay peta RMS amplitudo dengan posisi sumur berdasarkan window Top Bekasap hingga Top Pematang
75
V.4. Penentuan Sumur Pengembangan Penentuan sumur pengembangan dilakukan berdasarkan hasil dari analisis petrofisika dan seismik. Dari analisis petrofisika didapatkan kedalaman daerah reservoar dan kisaran parameter reservoar, sedangkan dari analisis seismik didapatkan peta struktur dan peta persebaran reservoar. Pertimbangan letak sumur pengembangan dilakukan berdasarkan beberapa analisis yang telah dilakukan, pada peta struktur kedalaman untuk horizon Top Bekasap terlihat adanya area kosong di antara sumur KHAS 5 dan KHAS 2 yang memungkinkan sebagai sumur pengembangan berdasarkan posisinya yang berada pada puncak struktur antiklin. Pada peta RMS amplitudo posisi sumur pengembangan yang memungkinkan ditunjukkan pada area dengan amplitudo tinggi dan pada peta net pay ditunjukkan pada daerah yang memiliki ketebalan reservoar yang tebal. Selain itu juga memperhitungkan posisi OWC (Oil Water Contact) pada kedalaman 438 feet yang diperoleh dari data marked log pada sumur KHAS 1 dan ditunjukkan pada Gambar 5.13. Pertimbangan lainnya adalah dengan
berdasarkan radius
sumur pengurasan dari Pertamina sebesar 150 meter.
Gambar 5.13. Posisi oil water contact berdasarkan data marked log pada sumur KHAS 1
76
Didapatkan empat titik potensial sumur pengembangan pada Lapangan “Khas” berdasarkan analisis yang telah dilakukan. Empat sumur pengembangan kemudian diberi nama sumur KHAS9 s/d KHAS12. Posisi sumur pengembangan KHAS9 hingga KHAS12 diperlihatkan pada gambar 5.14.
i
-
.... .._
......
-,
-.
-s
B
~
i i
~
s KHAS10
~
s
•
~ KHAS9
•i
i i i
te
KHAS11
KHAS12
\
s !
"°"'
"""•
l~
••• o
...,.. '°°"' ..,...
-- -
§
•a
! ~
......
:00 »O ~ 11.!101'
Sumur eksisting Sumur pengembangan
0
Gambar 5.14. Posisi sumur pengembangan (KHAS9-12) pada close-up peta struktur kedalaman Top Bekasap
