Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Cut-off Porositas, Volume shale, dan Saturasi Air untuk Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatra Selatan Bambang Triwibowo Jurusan Teknik Geologi FTM UPN “Veteran” Yogyakarta
Abstract The values of cut-off porosity (Φ), volume of shale (Vsh), and water saturation (Sw) from an oil/gas field or well require to be determined to know the netpay (h), this h parameter is later used as one of the important factor for the calculation of hydrocarbon reserves Analyze the cut-off conducted at well-O, C oil/gas field based on well log data, core data report and drill steam test data with qualitative, quantitative, petrophysic modelling, and crossed plot method. The result of the Φ, Vsh, and Sw oil reservoir cut-off successively 10%, 0,27 v/v, and 0.65 v/v, while the cut-off Φ, Vsh, and Sw for the gas reservoir are 9%, 0,32 v/v, and 0,71 v/v.
Sari Harga cut-off porositas (Φ), volume shale (Vsh), dan saturasi air (Sw) dari suatu sumur atau lapangan minyak/gas bumi perlu ditentukan untuk mengetahui besarnya netpay (h). Besaran h ini nantinya digunakan sebagai salah satu faktor penting untuk perhitungan cadangan hidrokarbon. Analisis cut-off dilakukan pada sumur O lapangan C berdasarkan data log, laporan inti batuan, dan data test sumuran dengan metode kualitatif, kuantitatif, pemodelan petrofisik, dan gambar silang. Hasilnya untuk reservoir minyak cut-off Φ, Vsh, dan Sw berturut-turut 10%, 0,27 v/v, dan 0.65 v/v. Sedangkan cut-off Φ, Vsh, dan Sw untuk reservoir gas 9%, 0,32 v/v, dan 0,71 v/v. Kata Kunci: cut-off, porositas, volume shale, saturasi air, cadangan.
Pendahuluan Eksplorasi, eksploitasi, pengembangan lapangan minyak/gas bumi, dan pengembangan lanjut lapangan minyak/gas bumi selalu melakukan perhitungan sumberdaya atau cadangan hidrokarbon. Salah satu faktor yang mempengaruhi perhitungan cadangan adalah volume bulk batuan reservoir. Volume bulk ini dihitung berdasarkan luasan reservoir dikalikan dengan ketebalannya. Yang dimaksud dengan ketebalan di sini adalah ketebalan netpay. Netpay adalah ketebalan reservoir yang mengandung hidrokarbon. Untuk menentukan netpay perlu dicari harga cut-off porositas (Φ), volume shale (Vsh), dan saturasi air (Sw).
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Berdasarkan harga-harga cut-off yang akan dicari inilah maka dapat diperoleh angka/ketebalan netpay dari gross reservoir. Untuk menentukan berapa harga cut-off masing-masing parameter petrofisik (Φ, Vsh, dan Sw) digunakan metode kualitatif, kuantitatif, petrofisik, dan statistik/gambar silang berdasarkan data log, inti batuan, dan data tes sumuran. Pendekatan untuk perhitungan ini mengacu kepada ketentuan yang dikeluarkan oleh BP. Migas (2008-2009), yang telah disosialisasikan di beberapa perguruan tinggi, lembaga penelitian dan perusahaan minyak. Pada kesempatan ini penulis bermaksud melakukan kajian perhitungan cut-off tersebut pada Lapangan C dengan berdasarkan data Sumur O yang berada di Cekungan Sumatra Selatan. Data Sumur O mencakup data log sumur, data inti batuan sumur, dan data tes sumuran. Tahapan kajian ini diawali dengan melakukan metode kualitatif, yakni menentukan kualitas data, interpretasi litologi, menentukan zona poros dan permeabel yang selanjutnya disebut zona reservoir. Tahap selanjutnya adalah menginterpretasi kandungan fluida di zona poros dan permeabel tersebut di mana terdapat zona air, zona minyak, dan gas. Berikutnya digunakan metode kuantitatif, berupa penentuan kedalaman zona reservoir dan diteruskan dengan pemodelan petrofisik pada zona reservoir tersebut. Tahap terakhir adalah menggunakan metode statistik dengan melakukan penggambaran silang beberapa parameter petrofisik untuk menentukan nilai cut-off. Hasil gambar silang ini dipadu dan dicek ulang dengan data analisa inti batuan (berdasarkan laporan yang ada) serta data tes sumuran.
Analisis Inti Batuan (core) Analisis inti batuan dilakukan untuk menentukan dan meyakinkan interpretasi litologi berdasarkan log serta mengetahui kualitas log khususnya log sinar gama, resisitivitas, neutron dan densitas. Analisis ini juga dilakukan untuk menentukan harga tortuositas (a), sementasi (m), dan eksponen saturasi (n) serta mengetahui hubungan antara porositas inti batuan dan permeabilitas (permeability transform). Hasil analisis inti batuan yang kemudian digunakan untuk pemodelan petrofisik antara lain: • Kualitas log sinar gamma, resistivitas, dan netron-densitas baik. • Harga tekstural parameter a=1, m= 1,82 dan n= 1,85. • Korelasi antara porositas dan permeabilitas cukup baik dengan 2 persamaan y = 1,0504x + 0,0116 dan R = 0,8123. • Water Resistivity : 0.3835 ohm-m @77 0F or 14,850 ppm NaCl.
Pemodelan Petrofisik Pemodelan petrofisik dilakukan pada batuan reservoir yang berdasarkan analisa kualitatif didominasi oleh batu pasir dengan beberapa sisipan serpih pada kedalaman 6830-6950 mD. Berdasarkan ciri litologinya, reservoir ini termasuk dalam formasi Talangakar bagian bawah. Secara kualitatif, dengan menggunakan metode pintas dikenali kandungan air pada kedalaman 6950-6915 mD, kandungan minyak pada kedalaman 6915-6870 mD, dan gas pada
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
kedalaman sumur 6860-6830 mD. Hasil pemodelan petrofisik dapat dilihat pada Gambar 1 dan secara vertikal harga-harga parameter petrofisik yang diperoleh, khususnya porositas, volume shale dan saturasi air disajikan pada Tabel 1. Ketiga parameter tersebut sangat penting peranannya, selain untuk menentukan cut-off, nantinya akan digunakan pula dalam perhitungan cadangan minyak/gas bumi secara volumetrik. Berikut ini adalah rumus perhitungan cadangan secara volumetrik. Untuk minyakbumi;
OOIP =
7758 Ah φ (1 − Sw ) Bo
Keterangan: OOIP A h Φ Sw Bo
: Original Oil In Place : luas area : tebal (netpay) : porositas : saturasi air : faktor volume formasi untuk minyak
Untuk gasbumi;
OGIP =
43560 Ah φ (1 − Sw )
Bg
Keterangan: OGIP A h Φ Sw Bg
: Original Gas In Place : luas area : tebal (netpay) : porositas : saturasi air : faktor volume formasi untuk gas
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
TVD FEET
GAPI
330
ELEVATION(TVD)
FEET
30
FEET
DEPTH
GR_1
LLD_1 0.2
OHMM
2000 0.45
LLM_1 0.2
OHMM
G/C3
2.95
NPHI_1 V/V
-0.15
PICKS.LITH
RHOB_1 1.95
dt 2000 140
US/F
PHIE_1
COAL_1 0
1 0.35
0
V/V
SWE_1 00
POR_1
VSH_1 40
V/V
1 35
%
V/V
CORE_SW_1 00
%
PERM_1 1 0.1
MD
10000
CORE_PERM_1 100 0.1
6820.06075.8-6026.1
6850 6100 -6050
S-1 6900
6150 -6100
6950
6970.06191.0-6141.3
Gambar 1. Hasil Pemodelan Petrofisik Sumur O Lapangan C
MD
100000
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Tabel 1. Tabulasi Hasil Perhitungan Petrofisik Reservoir TAF
MD 6830 6831 6832 6833 6834 6835 6836 6837 6838 6839 6840 6841 6842 6843 6844 6845 6846 6847 6848 6849 6850 6851 6852 6853 6854 6855 6856 6868 6869 6870 6871 6872 6873 6874 6875 6876 6877 6878 6879 6880 6881 6882 6883 6884 6885 6886 6887 6888 6889 6890 6891 6892 6893 6894 6895
CNL 0.1448 0.1404 0.1263 0.1106 0.0966 0.1066 0.1199 0.1045 0.1021 0.1045 0.1096 0.1306 0.1471 0.1482 0.1539 0.1231 0.1210 0.1338 0.1322 0.1317 0.1393 0.1399 0.1399 0.1482 0.1535 0.1426 0.1210 0.1692 0.1680 0.1545 0.1495 0.1345 0.1117 0.1076 0.1016 0.1382 0.1274 0.1231 0.1393 0.1644 0.1494 0.1532 0.1523 0.1395 0.1263 0.1349 0.1386 0.1318 0.1200 0.1237 0.1242 0.1329 0.1438 0.1306 0.1360
DRH 0.00 -0.01 0.04 0.01 -0.01 0.05 0.01 0.00 0.02 0.02 0.06 0.00 0.02 0.03 0.10 -0.02 0.04 0.00 0.00 0.00 0.03 -0.02 0.00 0.02 -0.01 0.03 0.00 0.01 0.02 0.01 -0.01 -0.01 -0.01 0.02 -0.02 0.01 0.04 0.00 0.02 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 -0.02 0.02 -0.01 0.02 0.00 -0.01 -0.01 0.03
GRST 50.2490 48.3190 46.1930 54.7410 58.1360 60.0470 60.7220 75.9160 83.9530 55.9330 49.7670 46.9810 49.4530 48.0620 45.9740 45.4220 45.9010 46.3420 46.0900 45.0690 43.0670 43.0100 44.7820 43.9660 40.7580 47.7240 52.9980 51.4770 52.9040 58.1630 61.4150 58.9930 63.8240 65.4700 63.6150 61.1280 70.5330 71.6560 69.8610 71.6230 73.3710 72.1550 71.9540 63.2060 61.9750 66.1190 73.1150 76.9300 77.7210 78.6190 75.4060 78.9350 76.2310 78.6770 75.5150
ILD 13.3700 15.0300 16.7100 18.2800 21.5050 24.0000 24.7300 25.3000 25.7000 27.4200 26.1100 26.1100 24.9100 22.8400 24.0000 24.0000 21.2900 23.4900 23.1600 23.8300 20.8200 19.0200 17.7050 15.4500 17.6000 14.6300 14.2250 13.8200 16.1300 18.3800 16.6200 19.7000 21.3600 22.3700 22.7800 21.8550 21.8333 22.2200 20.8200 21.1733 21.3600 17.9800 19.7000 18.9700 20.8800 20.4300 20.6900 20.5600 20.0600 19.0200 17.7500 17.6900 15.1000 13.2350 12.7400
POR 0.151 0.176 0.149 0.061 0.158 0.146 0.092 0.130 0.156 0.170 0.144 0.136 0.132 0.132 0.100 0.084 0.072 0.103 0.096 0.101 0.092 0.137 0.155 0.133 0.161 0.092 0.040 0.099 0.098 0.115 0.116 0.110 0.079 0.062 0.056 0.101 0.077 0.085 0.131 0.150 0.128 0.126 0.113 0.104 0.091 0.096 0.092 0.109 0.087 0.096 0.069 0.071 0.098 0.104 0.116
SW 0.494 0.458 0.474 0.874 0.385 0.388 0.417 0.385 0.400 0.345 0.414 0.429 0.421 0.440 0.553 0.539 0.630 0.480 0.508 0.496 0.529 0.408 0.438 0.553 0.463 0.642 0.978 0.589 0.530 0.500 0.533 0.529 0.632 0.668 0.702 0.492 0.562 0.547 0.469 0.400 0.440 0.500 0.475 0.529 0.544 0.517 0.526 0.517 0.600 0.590 0.657 0.607 0.614 0.695 0.720
VSH 0.207 0.108 0.147 0.194 0.148 0.140 0.282 0.181 0.063 0.079 0.079 0.088 0.128 0.136 0.121 0.194 0.211 0.187 0.188 0.172 0.222 0.231 0.149 0.141 0.092 0.251 0.328 0.290 0.290 0.202 0.202 0.167 0.176 0.202 0.202 0.202 0.229 0.202 0.132 0.149 0.167 0.167 0.211 0.202 0.202 0.220 0.220 0.167 0.184 0.175 0.259 0.290 0.228 0.184 0.123
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Analisis dan Pembahasan Hasil pemodelan petrofisik terutama porositas, volume shale, dan saturasi air akan disusun dan ditabulasikan pada zona reservoir. Secara umum hasil tersebut selaras dengan data yang diperoleh dari analisa laboratorium untuk inti batuan, sehingga dapat dilakukan metode gambar silang/statistik untuk menentukan cut-off. Cut-off porositas dan volume shale dilakukan secara bersamaan, sedangkan cut-off Sw merupakan hasil gambar silang antara Sw dengan Water Cut (Wc). Wc diperoleh dari data inti batuan berupa Kro, Krw, µw dan µo serta Sw. Cut-off ditentukan pada harga Wc=98%.
Cut-off Porositas dan Volume shale Cut-off porositas dan volume shale ditentukan berdasarkan gambar silang kedua harga hasil perhitungan petrofisik reservoir. Untuk reservoir minyak dan gas, masing-masing dilakukan dengan gambar silang tersendiri. Pada reservoir minyak, terlihat akumulasi data porositas mengumpul di sebelah kanan (lebih besar dari) harga porositas 10%. Hal itu berarti harga tersebut merupakan cut-off porositas untuk reservoir minyak di Sumur O. Pada gambar silang yang sama terlihat batas tertinggi nilai volume shale sebesar 0.27 v/v (Gambar 2). Sedangkan untuk reservoir gas terbaca harga cut-off porositas sedikit lebih kecil, yakni 9% dan dengan cut-off volume shale sebesar 32%/ 0,32 v/v (Gambar 3). Setelah dilakukan cek ulang dengan data tes sumur, terbukti bahwa tes yang menghasilkan hidrokarbon berada di kedalaman dengan porositas dan volume shale yang sesuai dengan batasan harga cut-off tersebut.
Porositas vs Vshale (Gas) 0.5 0.45 0.4 0.35 Vshale
0.3
0.32
0.25 0.2 0.15 0.1 0.05
0.9
0 0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Porositas
Gambar 2. Gambar Silang Porositas vs Vshale (Minyak) Cut-off Porositas 10% (0.10 v/v) dan cut-off Vshale 0.27 v/v
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Por vs Vshale (minyak) 0.5 0.45 0.4 0.35
0.27
Vshale
0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05
10%
0 0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Porositas
Gambar 3. Gambar Silang Porositas vs Vshale (Gas) Cut-off Porositas 9% (0.09 v/v) dan cut-off Vshale 0.32 v/v.
Cut-off Saturasi Air Cut-off saturasi air ditentukan berdasarkan gambar silang antara Water cut (Wc) dengan Saturasi air (Sw). BP Migas (2008-2009) telah mengeluarkan acuan bahwa Sw dihitung pada Wc 98%. Selanjutnya, hasil cut-off dicek ulang dengan data tes sumuran (Drill Steam Test) untuk mengetahui apakah mengalir atau tidak. Data untuk gambar silang diperoleh dari data petrofisik dan data analisa inti batuan Sumur O. Dari laporan final sumur, dijumpai adanya data 4 tes sumuran sehingga dapat digunakan sebagai kontrol/cek ulang. Hasil gambar silang Wc dan Sw dari data sumur lapangan C dapat dilihat pada Gambar 4 dan 5. Sumbu Y merupakan nilai Wc dan sumbu X merupakan nilai Sw. Pada gambar tersebut cut-off Sw ditentukan pada nilai Wc 98%, yakni sebesar 0.65 v/v untuk reservoir minyak dan 0.71 v/v untuk reservoir gas. Makna nilai ini adalah untuk harga Sw lebih besar dari 0.65 v/v atau 0.71 v/v tidak diperhitungkan sebagai netpay, yang dihitung sebagai netpay hanyalah harga Sw sama dan/atau kurang dari cut-off Sw.
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
Water Cut vs Sw 100
98%
90 80 70
WC
60 50 40 30 20 10
65%
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Sw
Gambar 4. Gambar Silang Sw dan WC menunjukkan cut-off Sw untuk minyak sebesar 65% Water Cut vs Sg 100
98%
90 80 70 WC
60 50 40 30 20 10
29%
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Sg
Gambar 5. Gambar Silang Sw dan WC menunjukkan cut-off Sw untuk gas sebesar 71% Kesimpulan
Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010
• • •
•
Reservoir sumur O yang berada di kedalaman 6830-6950 mD berupa batu pasir dengan kandungan air, minyak, dan gas. Harga cut-off porositas untuk minyak sebesar 10%. Nilai porositas reservoir dibawah 10% tidak diperhitungkan untuk netpay. Sedangkan harga cut-off porositas gas sebesar 9%. Harga cut-off volume shale lapangan C sebesar 0.27% atau 0.27 v/v untuk minyak dan 32% atau 0,32 v/v untuk gas. Reservoir minyak dengan volume shale > 27% dan reservoir gas dengan Vshale >32% tidak diperhitungan sebagai netpay. Harga cut-off saturasi air untuk reservoir minyak lapangan C sebesar 0.65 v/v, dan cut-off Sw reservoir gas 0.71 v/v. Hal ini berarti reservoir dengan Sw lebih besar dari cut-off tidak diperhitungkan sebagai netpay.
Daftar Pustaka Asquith, G. B and Gibson, C.R. 1982. Basic Well Log Analysis for Geologist. Tulsa, AAPG. Bishop, M. G. 2001. South Sumatra Basin Province, Indonesia The Lahat/Talangakar Cenozoic Total Petroleum System. USGS Open File Report. Crain, E. R. 2000. The Log Analysis Handbook Volume 1: Quantitative Log Analysis Methods. Pennwell Books, Tulsa, Oklahoma, USA. De Coster, G. L. 1974. The Geology of The Central and South Sumatra Basin. Indon. Petroleum Assoc. Proc. P. 77-110. Ginger, D and Fielding, K. 2005. The Petroleum System And Future Potential Of The South Sumatra Basin, Indonesia. Petroleum Assoc. 30th Ann. Conv. Proc., p. 67-89. Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Service. Heidrik, T. L dan Aulia, K. 1993. A Structural and Tectonic Model Of The Coastal Plain Block South Sumatra Basin. Indon. Petroleum Assoc., Proc. John, T. D. 1983. Essentials of Modern Open-hole Log Interpretation. Penn-Well Books, Penn–Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma. Rider, M. 2002. The Geological Interpretation of Well Logs. Scotland. Suksmana, D dan Gunawan S. 2008-2009. Acuan Studi Geologi, Geofisika, dan Reservoir. BP MIGAS (tidak dipublikasikan).
