BAB IV PERHITUNGAN IGIP/RESERVES GAS
Setelah dilakukannya pemodelan perangkap hidrokarbon yang ada di Lapangan Tango, juga perhitungan properti reservoir dengan melakukan analisis kuantitatif untuk menghasilkan porositas (Φ) dan saturasi air (Sw), hal yang dilakukan kemudian adalah menghitung cadangan gas di tempat (IGIP) serta cadangan yang dapat diproduksi secara komersial (reserves). IV.1 PENGERTIAN INITIAL GAS IN PLACE (IGIP) Perhitungan IGIP dan cadangan sangatlah penting dalam industri minyak dan gas, karena dengan melakukan perhitungan ini kita dapat memperkirakan nilai ekonomis hidrokarbon yang terdapat dalam beberapa reservoir pada suatu lapangan migas. IGIP (Initial Gas In Place) adalah estimasi keseluruhan gas dalam satu reservoir, baik yang dapat diproduksi maupun yang belum dapat diproduksi (SPE, 1997). Perhitungan besarnya IGIP dapat menggunakan persamaan berikut (Tearpock dan Bischke, 1991):
G
= 43560 x Vb x Φ x (1-Sw) Bg
Rumus 4.1. Perhitungan Initial Gas In Place (Tearpock dan Bischke, 1991).
Keterangan: G
= Initial Gas In Place (IGIP), scf
Vb
= Bulk Volume Reservoir, acre-ft
Φ
= porositas batuan reservoir
Sw
= saturasi air, dimana (1-Sw) = Sg (saturasi gas)
Bg
= faktor volume (Gambar 4.7)
37
Dengan memperhatikan rumus dasar dari perhitungan IGIP di atas (Rumus 4.1), maka dilakukanlah perhitungan dari setiap faktor perhitungannya, mulai dari bulk volume reservoir, porositas dan saturasi air, serta penentuan faktor volumenya agar perhitungan IGIP dapat diselesaikan. IV.1.1 Faktor Bulk Volume Reservoir (Vb) Bulk volume reservoir adalah volume reservoir yang dapat dihitung dengan metode Trapezoid dan metode Pyramid (Tearpock dan Bischke, 1991). Metode Trapezoid dapat digunakan jika perbandingan luas dua garis kontur isopach lebih besar dari 0,5, sedangkan metode Pyramid dapat digunakan jika perbandingan luas dua garis kontur peta isopach kurang dari 0,5. Perhitungan bulk volume reservoir akan dilakukan pada setiap tangki A, B, dan C (Gambar 3.13). Vt = ½ h (A0+A1)
Vp = h/3 (A0+A1+(A0*A1)1/2)
Rumus 4.2. Perhitungan Metode Trapezoid dan Pyramid (Tearpock dan Bischke, 1991).
Keterangan: Vt
= bulk volume metode Trapezoid
Vp
= bulk volume metode Pyramid
h
= ketebalan antara kontur isopach yang berurutan
A0
= luas bidang bawah
A1
= luas bidang atas
38
IV.1.2 Faktor Porositas Reservoir dan Saturasi Air Seperti yang telah dijelaskan pada bab sebelumnya, dengan melakukan analisis petrophysics dapat diketahui nilai porositas dan saturasi air pada sebuah reservoir. Porositas merupakan perbandingan antara volume rongga dengan volume keseluruhan reservoir. Bagaimana nilai dari porositas ini dihitung telah dijelaskan pada bab III.1.2, dengan mengacu pada rumus 3.3. Pada bab II.1.3 telah dijelaskan bahwa saturasi air, menyatakan perbandingan volume air terhadap porositas dalam suatu reservoir, pada Zona Dangkal Lapangan Tango sangat dipengaruhi oleh salinitas air yang ada. Pada Lapangan Tango trend salinitas yang digunakan adalah salinitas medium (Gambar 3.5), karena diinterpretasi paling mendekati kondisi sebenarnya. Berdasarkan persamaan Archie, jika digunakan nilai salinitas rendah maka nilai resistivitas air formasi akan tinggi, dan nilai saturasi air akan tinggi, yang berarti gas yang terkandung pada reservoir itu akan rendah, begitu juga sebaliknya. Untuk mengetahui nilai properti reservoir yang akan digunakan dalam perhitungan IGIP dan reserves dapat dilihat pada tabel 3.1. IV.1.3 Faktor Volume (Bg) Setelah komponen-komponen properti reservoir yaitu porositas dan saturasi air dapat didapatkan, perhitungan IGIP masih membutuhkan komponen faktor volume (Bg). Faktor volume (Bg) adalah faktor perkalian yang menunjukkan bahwa volume gas yang berada di dalam reservoir dapat berkembang lebih besar di permukaan. Faktor volume ini ditentukan oleh tim PVT dari Total E&P Indonesie berdasarkan hasil tes dibandingkan dengan kedalaman dari beberapa sumur yang ada di Zona Dangkal Lapangan Tango (Gambar 4.7). Berdasarkan pengujian tersebut didapatkan rumus sebagai berikut:
1/Bg = (Z + 19.774) / 11.962 Rumus 4.3. Perhitungan Faktor Volume (Bg) (Total Internal Report).
39
Keterangan: z
= kedalaman
1/Bg = (Z + 19.774) / 11.962
Gambar 4.1. Persamaan 1/Bg (Total Internal Report). Berdasarkan langkah-langkah perhitungan bulk volume reservoir, properti reservoir, dan penentuan faktor volume seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, maka perhitungan besarnya cadangan gas di tempat (IGIP) dapat dilaksanakan. Selain perhitungan IGIP, dalam industri minyak dan gas dikenal juga istilah reserves, yang kesemuanya sangat penting untuk dilakukan perhitungannya karena merupakan tujuan dari penelitian kali ini. Peritungan reserves sendiri akan dijelaskan pada paragraf selanjutnya.
40
IV.2 PENGERTIAN CADANGAN (RESERVES) Selain perhitungan IGIP, dalam industri minyak dan gas dikenal juga istilah reserves, yang perhitungannya juga merupakan tujuan dari penelitian kali ini. Cadangan (reserves) adalah jumlah kuantitatif hidrokarbon yang dapat diproduksi secara komersial dengan aplikasi proyek pengembangan. Tingkat kepercayaan perhitungan cadangan gas pada suatu reservoir dapat dibagi menjadi dua klasifikasi utama, yaitu proved dan unproved, keduanya dipengaruhi oleh banyaknya data geologi dan data teknik lainya yang dapat digunakan (SPE, 1997). Cadangan proved adalah jumlah kuantitatif hidrokarbon yang secara rasional (umumnya memiliki tingkat kepercayaan 90%) dapat diproduksi, berdasarkan kondisi ekonomi, politik, dan teknologi yang ada. Dalam dunia industri migas, cadangan proved sering disebut juga 1P. Secara umum cadangan proved merupakan klasifikasi cadangan pada sebuah reservoir yang dapat diproduksi secara komersial berdasarkan data produksi dan data tes formasi yang aktual. Cadangan proved dibagi menjadi proved developed (PD) dan proved undeveloped (PUD). Cadangan PD adalah cadangan yang dapat diproduksi dengan menggunakan sumur bor yang telah ada dan perforasinya, atau dengan investasi tambahan yang minim. Cadangan PUD membutuhkan investasi yang lebih besar (pemboran sumur baru, perlatan tambahan, dan lainnya) untuk membawa minyak dan gas ke permukaan. Cadangan unproved diklasifikasikan berdasarkan data geologi dan teknik yang sama dengan cadangan proved, namun secara teknis, ekonomi, dan kebijakan lebih memiliki ketidakpastian dibandingkan cadangan proved. Cadangan unproved dibagi lagi menjadi dua jenis, probable dan possible, bergantung pada perkembangan kondisi ekonomi dan teknologi di masa datang. Cadangan probable didasari oleh perkiraan nilai tengah dengan tingkat kepercayaan 50%, dikenal sebagai 2P. Cadangan probable dari suatu reservoir diperkirakan berdasarkan data well log tetapi minim data inti bor dan data tes serta belum diproduksi, sedangkan cadangan possible memiliki tingkat kepercayaan lebih rendah yaitu 10%, dikenal sebagai 3P. Cadangan possible merupakan hasil dari interpretasi geologi pada suatu daerah yang memiliki kemungkinan
41
hidrokarbon, atau berdasarkan data sumur bor tetapi diperkirakan tidak dapat diproduksi secara ekonomis (SPE, 1997). Dalam penelitian kali ini perhitungan cadangan menggunakan pedekatan cadangan probable (2P), berdasarkan ketersediaan data dan tingkat kepercayaan fluida gas yang diinterpretasi. Dalam menghitung cadangan, selain nilai IGIP yang harus sudah didapat, besarnya nilai faktor recovery (RF) harus juga ditentukan. Untuk menghitung besarnya cadangan (reserves) dapat menggunakan persamaan berikut (Rumus 4.4):
Reserves = IGIP x RF
Rumus 4.4. Perhitungan Reserves.
Keterangan: IGIP
= Initial Gas In Place
RF
= Faktor Recovery
IV.2.1 Penentuan Faktor Recovery (RF) Pada dasarnya faktor recovery (RF) didasari oleh hasil tes, tetapi kerena data tes tersebut tidak tersedia maka pada penelitian kali ini merujuk pada data statistik perusahaan. Pada Zona Dangkal di Lapangan Tango terdapat beberapa kriteria yang digunakan untuk menentukan besarnya nilai RF, yaitu ketebalan gas, tipe kontak gas dan air (GWC/GDT), dan sand control (alat untuk mencegah pasir yang belum kompak ikut terproduksi). Kriteria pertama untuk menentukan nilai RF adalah jika fluida gas memiliki ketebalan lebih dari 3m dengan tipe kontak Gas Down To (GDT) atau memiliki ketebalan lebih dari 6m dengan tipe kontak Gas Water Contact (GWC). Kriteria kedua berhubungan dengan resiko produksi, yaitu digunakan atau tidaknya peralatan sand control. Nilai RF 0,7 jika kriteria pertama terpenuhi dan akan dipasang sand control, tetapi nilai RF 0,6 jika kriteria pertama terpenuhi dan tidak menggunakan peralatan sand control dalam proses produksinya nanti. Nilai RF 0,53 jika kriteria pertama tidak terpenuhi tetapi akan menggunakan sand contol, dan RF 0,45 jika semua kriteria tidak terpenuhi (Tabel 4.1) (Total Internal Report).
42
Tabel 4.1. Kriteria RF untuk Lapangan Tango (Total Internal Report).
43
IV.3 PERHITUNGAN IGIP DAN CADANGAN TANGKI A, B, DAN C Seperti telah disebutkan sebelumnya, tujuan akhir dari penelitian ini adalah menghitung volume gas dalam hal ini yaitu IGIP dan cadangan. Pada bagian-bagian sebelumnya telah diuraikan penjelasan dan proses pemodelan perangkap hidrokarbon, mulai dari peta struktur kedalaman, peta net sand isopach, dan peta net pay, juga proses perhitungan properti reservoir untuk menghasilkan porositas dan saturasi air. Dengan demikian proses perhitungan IGIP dan cadangan dapat dilaksanakan. IV.3.1 Analisis Tangki A Tangki A adalah reservoir yang berada pada interval fs1-MFS1 di GTS N dan memiliki net sand 12,85m pada sumur TN-N6 dan 8,83m pada sumur TN-N4. Reservoir ini diinterpretasi secara elektrofasies sebagai endapan channel dengan gas water contact (GWC) pada -1011m. Peta struktur bawah permukaan (Gambar 3.5) menggambarkan kondisi top marker fs1 dengan kecenderungan berarah utara timur laut-selatan barat daya, sesuai dengan kondisi struktur geologi Lapangan Tango. Distribusi tangki A berarah barat laut-tenggara seperti terlihat dari peta net sand isopach (Gambar 3.7). Overlay antara peta struktur bawah permukaan dengan peta net sand isopach menghasilkan peta net pay yang menggambarkan geometri tangki A yang terisi gas (Gambar 3.8) dengan perhitungan bulk volume seperti pada tabel 4.2.
Tabel 4.2. Perhitungan Bulk Volume Tangki A.
44
Hasil perhitungan bulk volume tangki A sebesar 3.425acre-ft. Tangki A memiliki rata-rata porositas dan saturasi air sebesar 28% dan 42%, dan dari kedalaman marker fs1 akan diperoleh Bg rata-rata sebesar 0,012, maka besar Initial Gas In Place (IGIP) tangki A adalah 2.019.078.600scf. Setelah IGIP didapatkan, dengan menggunakan faktor recovery (RF) sebesar 0,53 sebagai faktor perkalian, maka dapat dihitung cadangan (reserves) gas yang ada pada tangki A adalah 1.070.111.658scf. IV.3.2 Analisis Tangki B Tangki B adalah reservoir yang berada pada interval fs1-MFS1 di GTS N dan memiliki net sand 21,35m pada sumur TN-N3 dan 16,17m pada sumur TNN1. Reservoir ini diinterpretasi secara elektrofasies sebagai endapan channel dengan gas water contact (GWC) pada -1022m. Peta struktur bawah permukaan (Gambar 3.5) menggambarkan kondisi top marker fs1 dengan kecenderungan berarah utara timur laut-selatan barat daya, sesuai dengan kondisi struktur geologi Lapangan Tango. Distribusi tangki B berarah barat laut-tenggara seperti terlihat dari peta net sand isopach (Gambar 3.7). Overlay antara peta struktur bawah permukaan dengan peta net sand isopach menghasilkan peta net pay yang menggambarkan geometri tangki B yang terisi gas (Gambar 3.8) dengan perhitungan bulk volume seperti pada tabel 4.3.
Tabel 4.3. Perhitungan Bulk Volume Tangki B.
45
Hasil perhitungan bulk volume tangki B sebesar 17.558acre-ft. Tangki B memiliki rata-rata porositas dan saturasi air sebesar 27% dan 19%, dan dari kedalaman marker fs1 akan diperoleh 1/Bg rata-rata sebesar 0,012, maka besar Initial Gas In Place (IGIP) tangki B adalah 13.938.962.600scf. Setelah IGIP didapatkan, dengan menggunakan faktor recovery (RF) sebesar 0,7 sebagai faktor perkalian, maka dapat dihitung cadangan (reserves) gas yang ada pada tangki B adalah 9.757.273.819scf. IV.3.3 Analisis Tangki C Tangki C adalah reservoir yang berada pada interval fs8-fs7 di GTS I dan memiliki net sand 6m di sumur TN-I1, 9m di sumur TN-I5, 11,84m di sumur TNI4, 11,39m di sumur TN-I3, dan 12,28m di TN-I2. Reservoir ini diinterpretasi secara elektrofasies sebagai endapan channel dengan gas water contact (GWC) pada -318m. Peta struktur bawah permukaan (Gambar 3.5) menggambarkan kondisi top marker fs1 dengan kecenderungan berarah utara timur laut-selatan barat daya, sesuai dengan kondisi struktur geologi Lapangan Tango. Distribusi tangki C berarah barat-tmur seperti terlihat dari peta net sand isopach (Gambar 3.7). Overlay antara peta struktur bawah permukaan dengan peta net sand isopach menghasilkan peta net pay yang menggambarkan geometri tangki C yang terisi gas (Gambar 3.8) dengan perhitungan bulk volume seperti pada tabel 4.4.
Tabel 4.4. Perhitungan Bulk Volume Tangki C.
46
Hasil perhitungan bulk volume tangki C sebesar 12.146acre-ft. Tangki C memiliki rata-rata porositas dan saturasi air sebesar 32% dan 32%, dan dari kedalaman marker fs8 akan diperoleh Bg rata-rata sebesar 0,037, maka besar Initial Gas In Place (IGIP) tangki C adalah 3.111.560.967scf. Setelah IGIP didapatkan, dengan menggunakan faktor recovery (RF) sebesar 0,53 sebagai faktor perkalian, maka dapat dihitung cadangan (reserves) gas yang ada pada tangki C adalah 1.649.127.312scf.
47
