IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKAN OVERPRESSURE MENGGUNAKAN DATA SUMUR PADA LAPANGAN X CEKUNGAN SUMATERA UTARA

IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKAN OVERPRESSURE MENGGUNAKAN DATA SUMUR PADA LAPANGAN “X”CEKUNGAN SUMATERA UTARA (Skripsi)

Oleh YENI YUNITA

KEMENTERIAN RISET TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG 2017

ABSTRAK IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKAN OVERPRESSURE MENGGUNAKAN DATA SUMUR PADA LAPANGAN “X” CEKUNGAN SUMATERA UTARA Oleh Yeni Yunita

Aplikasi tekanan pori salah satunya adalah untuk penentuan zona bawah permukaan. Zona bawah permukaan umumnya terdapat zona abnormal dan zona normal. Zona abnormal disebut juga overpressure. Penentuan overpressure penting dilakukan dalam bidang drilling hzard seprti penentuan berat lumpur serta pemasangan casing. Penentuan overpressure dilakukan untuk mengantisipasi terjadinya drilling hazard akibat loss atau kick. Data yang digunakan untuk estimasi tekanan pori diantaranya data drilling dan data logging. Estimasi tekanan pori dengan metode Eaton memanfaatkna data logging diantaranya data log GR dan sonik. Estimasi tekanan pori akan valid apabila dikoreksi dengan data pengeboran seperti data pengukuran tekanan langsung (DST, LOT dan RFT/MDT) serta kejadian yang terjadi ketika pengeboran seperti connection gas, kick dan loss. Berdasarkan identifikasi data sumur terhadap fenomena overpressure, sebagian besar top overpressure berhimpitan dengan top Formasi Lower Baong dengan litologi dominan serpih. Hasil interpretasi diperoleh Wilayah Selatan memiliki overpressure dominan tipe 1. Sumur yang memiliki overpressure tipe 1 diantaranya Sumur YN1, YN2, YN5, YN6, YN7, dan YN12. Tipe 2 pada Wilayah Selatan terjadi pada Sumur YN3 dan YN9. Wilayah Offshore keseluruhan termasuk tipe 1 (Sumur YN4, YN10, YN11, YN18, dan YN19). Wilayah terakhir yaitu Wilayah Utara memiliki tipe 1 pada Sumur YN8 dan YN15 dan Tipe 2 Sumur YN11, YN13, YN14, dan YN16). Kata Kunci: Tekanan Pori, Overpressure, Eaton, Formasi Lower Baong, Tipe 1, Tipe 2

ii

ABSTRACT IDENTIFICATION OF OVERPRESSURE FORMING MECHANISM USING LOG DATA AT THE X FIELD OF NORTH SUMATRA BASIN By YENI YUNITA

One of application of pore pressure is for determining subsurface zone. The subsurface zone generally has an abnormal zone and a normal zone. The abnormal zone is also called overpressure. Determination of overpressure is important in the field of drilling hazard such as determining the weight of the mud and the installation of the casing. Determination of overpressure is to anticipate of driling hazard accidents due to loss or kick. Data used to estimate pore pressures include drilling data and logging data. Pore pressure estimation by Eaton method takes advantage of logging data such as GR and sonic log data. Pore pressure estimation will be valid when corrected with drilling data such as direct pressure measurement data (DST, LOT and RFT / MDT) as well as events occurring when drilling process occur such as connection gas, kick and loss. Based on the identification of well data on overpressure phenomena, most of the top overpressure coincide with the top of the Baong Lower Formation with the dominant lithology of shale.Interpretation results obtained by Southern Region have dominant overpressure type 1. Wells that have overpressure type 1 are Wells YN1, YN2, YN5, YN6, YN7, and YN12. Type 2 in the Southern Region occurs in Wells YN3 and YN9. The entire Offshore region includes type 1 (Well YN4, YN10, YN11, YN18, and YN19). The last region of Northern Territory has type 1 on Wells YN8 and YN15 and Type 2 Wells YN11, YN13, YN14, and YN16). Keywords: Pore Pressure, Overpressure, Eaton, Baong Lower Formation, Type 1, Type 2

i

IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKAN OVERPRESSURE MENGGUNAKAN DATA SUMUR PADA LAPANGAN “X” CEKUNGAN SUMATERA UTARA

Skripsi

Oleh YENI YUNITA

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar SARJANA TEKNIK Pada Jurusan Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS LAMPUNG 2017

iii

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Liwa, Lampung Barat pada tanggal 12 Juni 1995, dan merupakan anak pertama dari dua bersaudara.

Pasangan

Bapak

M.

Thoiri

dan

Ibu

Musaropah. Penulis pernah menempuh pendidikan sekolah dasar di SD Negeri 1 Bakhu Kecamatan Batu Ketulis, Kota Liwa Kabupaten Lampung Barat diselesaikan pada tahun 2007. Penulis melanjutkan sekolah menengah pertama di SMP Negeri 1 Belalau, Kota Liwa Kabupaten Lampung Barat, yang diselesaikan pada tahun 2010, penulis melanjutkan Sekolah Menengah Atas

yang ditempuh di SMA Negeri 6

Tangerang yang diselesaikan pada tahun 2013. Penulis terdaftar sebagai mahasiswa Fakultas Teknik,

jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung

melalui jalur SBMPTN pada tahun 2013.

Selama menjadi mahasiswa, penulis aktif di Himpunan Mahasiswa Teknik Geofisika Bhuwana di Biro Dana dan Usaha (Danus) periode 2014/2015, 2015/2016. Anggota Society of Exploration Geophysicist (SEG)

Chapter

Universitas Lampung 2014, Bendahara Society of Exploration Geophysicist

vii

(SEG) Chapter Universitas Lampung 2016/2017. Anggota Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia (HMGI) 2016. Penulis menyelesaikan Kerja Praktik di PT. Chevron Pasifik Indonesia, Riau, Rumbai, Pekanbaru pada 1 Agustus 2016 dengan judul “ Quality Control Dan Aplikasi Sederhana Dalam Study Geomekanik Dengan Data Log Pada Lapangan “Y” Cekungan Sumatera Tengah”, kemudian penulis melanjutkan Tugas Akhir tentang Overpressure dengan data sumur (data drilling dan data logging) di Pertamina EP Fungsi Eksplorasi beralamat Gedung Menara Standard Chartered, Lt 16 Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta Selatan periode 1 Februari 2017 sampai dengan 30 April 2017. Hingga akhirnya penulis berhasil menyelesaikan pendidikan sarjananya pada tanggal 22 Mei 2017 dengan skripsi yang berjudul “Identifikasi Mekanisme Pembentukan Overpressure Menggunakan Data Sumur Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera Utara”.

viii

PERSEMBAHAN

Bismilllahirrohmanirrohim Atas Ridho Allah SWT dan dengan segala kerendahan hati kupersembahkan skripsiku ini kepada: Bapakku Tercinta M.thoiri, Ibuku Tersayang MUSAROPAH, DAN JUGA PAMAN YANG SEPERTI ORANGTUAKU SENDIRI ROMUZI Terimakasih untuk setiap pengorbanan, peluh keringat, kesabaran, kasih dan sayang, serta doa yang tiada henti diberikan sehingga aku mampu mempersembahkan keberhasilan ini untuk mu Bapak dan ibu. Seluruh Keluarga Besar ku yang selalu mendoakan dan mendukung serta menantikan keberhasilanku. Almamaterku tercinta Universitas Lampung Tempatku memperoleh ilmu dan merancang mimpi yang menjadi sebagian jejak langkahku menuju kesuksesan.

ix

MOTTO

”Menghisap Keringat Orang-Orang Yang Bekerja, Memakan Pekerjaan Orang Lain, Tidak Memberikan Bahagian Keuntungan Yang Semestinya (Hos Tjokroaminoto)

“Pekerjan Terbaik Adalah Pekerjaan Yang Dikerjakan Sendiri, Tak perlu Seburuk Apapun Hasilnya” (Hambali)

“Jangan Menunda Yang Sudah Di Depan Mata” (Yeni)

“Duduk Sama Rendah, Berdiri Sama Tinggi” (Hamba Allah)

x

KATA PENGANTAR

Puji syukur saya ucapkan kehadirat Allah SWT, karena berkat rahmat dan ridho-Nya sehingga saya dapat menyelesaikan skripsi ini tepat pada waktunya. Skripsi

ini

mengangkat

judul

“Identifikasi

Mekanisme

Pembentukan

Overpressure Menggunakan Data Sumur Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera Utara”. Skripsi ini merupakan hasil dari Tugas Akhir yang penulis laksanakan di Pertamina EP Fungsi Eksplorasi beralamat Gedung Menara Standard Chartered, Lt 16 Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta Selatan. Penulis berharap semoga skripsi ini dapat memberikan manfaat bagi pembaca dan bermanfaat guna pembaruan ilmu di masa yang akan datang. Penulis sadar pada skripsi ini masih banyak kesalahan dan jauh dari kata sempurna, untuk itu jika ditemukan kesalahan pada penulisan skripsi ini, kiranya dapat memberikan saran maupun kritik pada penulis. Demikianlah kata pengantar yang dapat penulis sampaikan, apabila ada salah kata saya mohon maaf.

Penulis

Yeni Yunita

xi

SANWACANA Puji syukur penulis ucapkan kehadirat Allah SWT, karena berkat rahmat dan ridho-Nya sehingga saya dapat menyelesaikan yang berjudul “Identifikasi Mekanisme Pembentukan Overpressure Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera Utara”. Penulis berharap, karya yang merupakan wujud kerja dan pemikiran maksimal serta didukung dengan bantuan dan keterlibatan berbagai pihak ini akan dapat bermanfaat di kemudian hari. Banyak pihak yang terlibat dalam dan memberikan kontribusi ilmiah, spiritual, dan informasi baik secara langsung maupun tidak langsung hingga terbentuk skrispsi ini. Pada kesempatan kali ini penulis ingin menyampaikan terimakasih kepada : 1.

Allah SWT dengan segala ridho-Nya.

2.

Bapak M.Thoiri dan ibu Musaropah serta adikku Diana Novalia Putri yang telah memberikan motivasi dan doa yang di berikan tanpa rasa lelah.

3.

Mas Muhamad Yanuar Mahardi selaku pembimbing di Pertamina EP Fungsi Eksplorasi yang telah memberikan ilmu disela kesibukannya.

4.

Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T selaku Ketua Jurusan Teknik Geofisika yang telah memberikan motivasi selama masa perkuliahan.

5.

Bapak Syamsurijal Rasimeng, S.Si., M.Si sebagai Pembimbing Akademik yang telah memberikan bimbingan selama penulis menjalani proses perkuliahan.

xii

6.

Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. sebagai Pembimbing 1 yang telah banyak memberikan masukan-masukan agar skripsi ini lebih baik lagi.

7.

Bapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.Si sebagai Pembimbing 2 yang juga telah banyak memberikan kritik dan saran, sehingga penulisan skripsi ini menjadi lebih baik lagi.

8.

Bapak Karyanto, S.Si., M.T. sebagai penguji dalam proses skripsi penulis.

9.

Bapak dosen Jurusan Teknik Geofisika atas didikan, bimbingan, serta ilmu pengetahuan yang telah diberikan.

10. Muhammad Reza, Chandra Darmawan, Daana Caesaria, Khoirunnisa, Rosa Linda Mahadita, Windyanesha, Ridho A, dan Galih Imam teman seperjuangan Tugas Akhir yang selalu menyemangati dan membantu dalam segala hal selama Tugas Akhir. 11. Feni Priyanka, Shiska Yulistina, Priesta Prima, Yasrifa Fitri Aufia, Febrina Bunga, Herlin Lisina Putri, Ulfa Wahyuningsih yang tiada hentinya memberikan semangat dan menceriakan hari-hari saat di kampus. Tetap semangat ya kawan sampai nanti tetap bersahabat. Sukses untuk kita semua. 12. Syafaruddin Ahsanil Kausar yang telah membantu dalam pemahaman motto hidup dan abstrak pada laporan serta Egi Ramdhani dan Niko Adrian Prianggoro yang membantu ketika revisian skripsi. 13. Teman-teman Teknik Geofisika 2013 (Abdi, Aji, Alicya, Aristo, Nafis, Dian, Dodi, Edi, Egi, Endah, Farkhan, Hanun, Haris, Helton, Herlin, Agung, Ujep, Fajri, Reza, Noris, Pipit, Priesta, Putu, Vide, Ririn, Shiska, Udin, Aloy, Atikah, Bana, Bunga, Cahaya, Deswita, Dwi, Eci, Feni,

xiii

Imbron, Kurnia, Niko, Suryadi, Wuri, Ulfa, Winda, Yase, Sule, Kholil, dan Widya) yang telah memberikan motivasi, doa dan menyempatkan hadir pada seminar Usul, Seminar Hasil dan Kompre. 14. Teman-teman MYT (Marisa, Mella, Tia, dan Yopita) yang memberikan semangat dalam penyelesaian skrispsi. 15. Teman sepermainan Annisa Anggraini yang senantiasa menemani ketika proses revisi skripsi. 16. Kakak tingkat Teknik Geofisika Angkatan 2012, 2011 dan 2008 yang telah berbagi ilmu dan pengalaman dalam proses menuju kompre. 17. Keluarga besar Teknik Geofisika Universitas Lampung serta almamater tercinta, Terimakasih banyak atas semuanya.

Masih banyak pihak lain yang berperan dalam membantu penulis menyelesaikan skripsi ini, Terimakasih Banyak.

Bandar Lampung, 22 Mei 2017 Mengetahui Penulis

Yeni Yunita NPM. 1315051061

xiv

DAFTAR ISI

Halaman ABSTRAK ..................................................................................................... i ABSTRACT ..................................................................................................ii COVER DALAM ........................................................................................iii HALAMAN PERSETUJUAN ................................................................... iv HALAMAN PENGESAHAN...................................................................... v PERNYATAAN........................................................................................... vi RIWAYAT HIDUP ....................................................................................vii HALAMAN PERSEMBAHAN ................................................................. ix MOTTO ........................................................................................................ x KATA PENGANTAR................................................................................. xi SANWACANA ...........................................................................................xii DAFTAR ISI.............................................................................................. xv DAFTAR GAMBAR...............................................................................xviii DAFTAR TABEL ..................................................................................... xxi I.

PENDAHULUAN A. Latar Belakang ................................................................................ 1 B. Tujuan ............................................................................................. 2 C. Batasan Masalah ............................................................................. 2

II. TINJAUAN PUSTAKA A. Daerah Penelitian ............................................................................. 4 B. Lokasi Daerah Penelitian ................................................................. 4 C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional..................................... 5 1. Tektonik dan Struktur Regional................................................. 5 2. Stratigrafi Regional .................................................................... 8 D. Overpressure Pada Formasi Di Cekungan Sumatera Utara........... 13

xv

III. TEORI DASAR A. Tekanan Bawah Permukaan ............................................................. 15 B. Aplikasi Tekanan Pori...................................................................... 18 C. Mekanisme Ovepressure .................................................................. 18 1. Loading......................................................................................... 18 a. Undercompaction/Disequilibrium Compaction....................... 18 b. Tectonic Compression ............................................................`19 2. Unloading..................................................................................... 20 a. Fluid Expansion/Hydrocarbon Generation ............................. 20 b. Proses Diagenensis Lempung.................................................. 20 D. Pendeteksian Overpressure Bawah Permukaan............................... 21 1. Data Logging While Drilling ....................................................... 22 a. Log Gamma ray ....................................................................... 22 b. Log Porositas Densitas ............................................................ 23 c. Log Sonik................................................................................. 25 2. Wireline Formation Tester ........................................................... 27 3. Drill Steam Test............................................................................ 28 4. Mud Logging Unit ........................................................................ 30 a. Mudweigt ................................................................................. 30 b. Gas While Drilling .................................................................. 30 E. Estimasi Tekanan Pori ...................................................................... 32 1. Teori Eaton ................................................................................... 32 2. Teori Bower.................................................................................. 33 3. Teori Equivalent Depth ................................................................ 34 IV. METODOLOGI PENELITIAN A. Lokasi dan Waktu Penelitian............................................................ 35 B. Perangkat .......................................................................................... 36 C. Data Penelitian ................................................................................. 36 1. Data Sumur .................................................................................. 36 2. Metode Eaton............................................................................... 38 3. Geologi Regional......................................................................... 39 D. Pengolahan Data............................................................................... 39 1. Penentuan Normal Compaction Trend ........................................ 41 2. Penentuan Overburden Stress...................................................... 41 3. Penentuan Tekanan Hidrostatik................................................... 42 4. Data Sumur .................................................................................. 42 5. Interpretasi dan Mekanisme Penyebab Zona Abnormal.............. 42 V. HASIL DAN PEMBAHASAN A. Hasil Pengamatan............................................................................. 43 B. Pembahasan...................................................................................... 44 1. Sumur Wilayah Selatan.............................................................. 44 a. Sumur YN1 .......................................................................... 44 b. Sumur YN2 .......................................................................... 51 xvi

c. Sumur YN3 .......................................................................... 58 d. Sumur YN5 .......................................................................... 65 e. Sumur YN6 .......................................................................... 69 f. Sumur YN7 .......................................................................... 80 g. Sumur YN9 .......................................................................... 84 h. Sumur YN12 ........................................................................ 88 2. Sumur Wilayah Offshore............................................................ 92 a. Sumur YN4 .......................................................................... 92 b. Sumur YN10 ........................................................................ 99 c. Sumur YN17 ...................................................................... 103 d. Sumur YN18 ...................................................................... 106 e. Sumur YN19 ...................................................................... 110 3. Sumur Wilayah Utara............................................................... 114 a. Sumur YN8 ........................................................................ 114 b. Sumur YN11 ...................................................................... 118 c. Sumur YN13 ...................................................................... 121 d. Sumur YN14 ...................................................................... 126 e. Sumur YN15 ...................................................................... 128 f. Sumur YN16 ...................................................................... 133 4. Distribusi Zona Abnormal Tipe 1 dan 2 .................................. 138 VI. KESIMPULAN DAN SARAN A. Kesimpulan .................................................................................... 140 B. Saran............................................................................................... 141 VII.

DAFTAR PUSTAKA

xvii

DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman 1. Lokasi Penelitian ................................................................................ 5 2.

Jenis-Jenis Tekanan Bawah Permukaan........................................... 15

3.

Prinsip Terzaghi (1925).................................................................... 17

4.

Mekanisme Penyebab Ovepressure Akibat Undercompaction........ 19

5.

Mekanisme Penyebab Ovepressure Akibat Unloading ................... 21

6.

Log Gamma Ray .............................................................................. 22

7.

Log RHOB ....................................................................................... 25

8.

Kurva Sonik Terhadap Kedalaman .................................................. 27

9.

Grafik Pressure Vs Time Pengukuran Wireline Formation Tester.. 28

10. Grafik Pressure Vs Time Pada Pengukuran DST ........................... 29 11. Deteksi Overpressure Dengan Liberated Gas ................................ 31 12. Metode Eaton ................................................................................... 33 13. Diagram Alir .................................................................................... 40 14. Pembagian Wilayah Sumur Cekungan Sumatera Utara................... 43 15. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Pengeboran YN1................... 48 16. Grafik Log Sonik Vs Kedalaman Sumur YN1................................. 49

xviii

17. Grafik Log Sonik Vs RHOB Sumur YN1........................................ 50 18. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Pengeboran Sumur YN2 ....... 56 19. Grafik Log Sonik Vs Kedalaman Sumur YN2................................. 57 20. Plot Kecepatan Sonik Vs Log Densitas Sumur YN2 ....................... 58 21. Grafik Proses Penentuan Volume Shale Sumur YN3....................... 60 22. Grafik Proses Cut Off Volume Shale Sumur YN3............................ 61 23. Grafik Penentuan NCT Sumur YN3 ................................................ 62 24. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN3.................................... 63 25. Grafik DT Terhadap Kedalaman Sumur YN3 ................................. 64 26. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN5.................................... 68 27. Grafik GR Vs Kedalaman Sumur YN6............................................ 76 28. Grafik Cut Off Volume Shale Sumur YN6 ....................................... 76 29. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Drilling Sumur YN6 ............. 78 30. Grafik DT Vs Kedalaman Sumur YN6 ............................................ 79 31. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN7.................................... 83 32. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Drilling Sumur YN9 ............. 87 33. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Sumur YN12 ......................... 91 34. Grafik Proses Penentuan Volume Shale Sumur YN4....................... 95 35. Grafik Proses Cut Off Volume Shale Sumur YN4............................ 95 36. Grafik Penentuan NCT Sumur YN4 ................................................ 96 37. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN4.................................... 97 38. Grafik DT Terhadap Kedalaman Sumur YN3 ................................. 98 39. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Drilling Sumur YN10 ......... 102 40. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN17................................ 105

xix

41. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN18................................ 109 42. Grafik RHOB Vs Sonik Sumur YN18 ........................................... 109 43. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN19................................ 113 44. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN8.................................. 117 45. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN11................................ 120 46. Grafik GR Vs Kedalaman VSH Sumur YN13............................... 123 47. Grafik Cut Off VSH Sumur YN13 ................................................ 123 48. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Sumur YN13 ....................... 124 49. Grafik RHOB Vs Sonik Sumur YN13 ........................................... 125 50. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN14................................ 127 51. Grafik GR Vs Kedalaman Sumur YN15........................................ 130 52. Grafik VSH Vs Kedalaman Sumur YN15 ..................................... 131 53. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN15................................ 131 54. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN16................................ 135 55. Grafik Sonik Vs Kedalaman Sumur YN16 .................................... 136 56. Grafik Sonik Vs RHOB Sumur YN16 ........................................... 137 57. Peta Identifikasi Tekanan Pori Pada 19 Sumur .............................. 138

xx

DAFTAR TABEL

Tabel

Halaman

1. Tabel Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara .......................... 8 2. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian...................................................... 35 3. Kelengkapan Data Pada 19 Sumur Pengeboran.............................. 37 4. Kelengkapan Data Log..................................................................... 38 5. Kolom Stratigrafi Sumur YN1 ......................................................... 44 6. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN1 ................................................. 47 7. Analisis Zona Overpressure Sumur YN1 ........................................ 50 8. Kolom Stratigrafi Sumur YN2 ......................................................... 51 9. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN2 ................................................. 55 10. Analisis zona OverpressureSumur YN2.......................................... 58 11. Kolom Stratigrafi Sumur YN3 ......................................................... 59 12. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN3 ................................................. 63 13. Analisis Zona Overpressure Sumur YN3 ........................................ 65 14. Kolom Stratigrafi Sumur YN5 ......................................................... 66 15. Estimasi Tekanan Pori YN5............................................................. 67 16. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN5 ............. 69

xxi

17. Kolom Stratigrafi Sumur YN6 ......................................................... 70 18. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN6 ................................................. 77 19. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure YN6......................... 79 20. Kolom Stratigrafi Sumur YN7 ........................................................ 81 21. Estimasi Tekanan Pori Sumr YN7 ................................................... 82 22. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN7 ............. 83 23. Kolom Stratigrafi Sumur YN9 ......................................................... 84 24. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN9 ................................................. 86 25. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN9 ............. 88 26. Kolom Stratigrafi Sumur YN12 ....................................................... 88 27. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN12 ............................................... 90 28. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN12 ........... 92 29. Kolom Stratigrafi Sumur YN4 ......................................................... 94 30. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN4 ................................................. 97 31. Analisis Zona Overpressure Sumur YN4 ........................................ 99 32. Kolom Stratigrafi Sumur YN8 ......................................................... 99 33. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN10 ............................................. 101 34. Analisis Zona Overpressure Sumur YN10 .................................... 102 35. Kolom Stratigrafi Sumur YN17 ..................................................... 103 36. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN17 ............................................. 104 37. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN17.......................... 105 38. Kolom Stratigrafi Sumur YN18 ..................................................... 107 39. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN18 ............................................. 108 40. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN18.......................... 109

xxii

41. Kolom Stratigrafi Sumur YN19 ..................................................... 111 42. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN19 ............................................. 112 43. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN19.......................... 113 44. Kolom Stratigrafi Sumur YN8 ....................................................... 113 45. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN8 ............................................... 116 46. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN8 ........... 117 47. Kolom Stratigrafi Sumur YN11 ..................................................... 118 48. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN11 ............................................. 119 49. Analisis Mekanisme Penyebab overpressure Sumur YN11 .......... 120 50. Kolom Stratigrafi Sumur YN13 ..................................................... 121 51. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN13 ............................................. 123 52. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN13.......................... 124 53. Kolom Stratigrafi Sumur YN14 ..................................................... 122 54. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN14 ............................................. 126 55. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN14.......................... 127 56. Kolom Stratigrafi Sumur YN15 ..................................................... 129 57. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN15 ............................................. 132 58. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN15.......................... 132 59. Kolom Stratigrafi Sumur YN16 ..................................................... 134 60. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN16 ............................................. 134 61. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN16.......................... 137 62. Hasil Identifikasi Overpressure Wilayah Selatan .......................... 138 63. Hasil Identifikasi Overpressure Wilayah Offshore........................ 139 64. Hasil Identifikasi Overpressure Wilayah Utara............................. 139

xxiii

1

I. PENDAHULUAN

A. Latar Belakang Kesuksesan proses pengeboran dapat dilakukan dengan suatu proses perencanaan sumur yang baik dalam segi keamanan, pencapaian target serta biaya. Upaya yang dapat dilakukan untuk kesuksesan pengeboran adalah prediksi tekanan bawah permukaan. Penentuan tekanan dalam pembuatan sumur baru dapat dilakukan dengan memanfaatkan data sumur di sekitar sumur baru. Tekanan yang dapat mengindikasikan tekanan bawah permukaan yakni tekanan hidrostatik, tekanan overburden serta tekanan pori. Hasil yang dapat diperoleh dari ketiga tekanan tersebut adalah prediksi tekanan abnormal (overpressure). Overpressure merupakan keadaan abnormal suatu formasi ketika tekanan pori lebih dari tekanan hidrostatik. Kunci utama dalam

prediksi

overpressure

adalah

identifikasi

mekanisme

penyebab

overpressure. Deteksi zona overpressure dapat membantu dalam geohazard pengeboran dan maturasi hidrokarbon. Penentuan zona overpressure pada bidang geohazard sangat berguna dalam penentuan berat lumpur dan casing point. Menurut (Aziz dan Bolt, 1984) overpressure merupakan suatu fenomena yang dapat ditemui pada formasi di Cekungan Sumatera Utara. Adanya overpressure terjadi karena pengaruh geologi.

2

Penentuan zona overpressure dapat dilakukan dengan melakukan plot data sumur hasil pengeboran yang berada di sekitar sumur baru. Penentuan zona ini dapat menggunakan pengukuran secara langsung, data gas while driling, data lumpur dan logging. Metode yang dapat digunakan untuk prediksi overpressure adalah metode Eaton (1975) dan Bowers (1995). Pada penenlitian ini difokuskan pada metode Eaton (1975). Hasil prediksi dengan metode pengukuran tekanan pori dapat dikoreksi dengan pengukuran tekanan langsung, gas while drilling dan data lumpur. Untuk itu pemahaman mengenai mekanisme pembentukan zona overpressure dan distribusi area zona overpressure perlu dipahami.

B. Tujuan Penelitian Tujuan dilakukan penelitian ini adalah estimasi tekanan pori untuk mengetahui zona overpressure dan identifikasi mekanisme penyebab terjadinya zona overpressure pada lapangan “X ” Cekungan Sumatera Utara.

C. Batasan Masalah Penelitian Dalam penelitian ini diberikan batasan penelitian sebagai berikut: 1.

Penggunaan data primer

yaitu data

Wireline Formation Tester

(RFT/MDT), gas while drilling, berat lumpur, data LOT (Leak Off Test) dan Drill Steam tester (DST) yang bertindak sebagai kalibrator untuk penggunaan metode Eaton (1975) yang menggunaan data log Sonik. Metode Eaton (1975) hanya dilakukan di satu sumur yang cukup mewakili tekanan pori di area penelitian.

3

2.

Studi terfokus pada prediksi mekanisme penyebab overpressure dibatasi pada penentuan tipe 1 dan 2 serta kedalaman suatu formasi yang mengindikasikan adanya zona overpressure.

4

II. TINJAUAN PUSTAKA

A. Daerah Penelitian Pada penelitian ini penulis melakukan penelitian di Cekungan Sumatera Utara. Penyebarannya terbentang dari Medan sampai ke Banda Aceh. Pada cekungan ini, terdapat formasi yang memiliki zona tekanan abnormal. Formasi Cekungan Sumatera Utara yaitu Formasi Tampur, Formasi Parapat, Formasi Bruksah, Formasi Bampo, Formasi Belumai, Formasi Peutu, Formasi Baong, Formasi Keutapang, Formasi Seurula, dan Formasi Julu Rayeu.

B. Lokasi Daerah Penelitian Cekungan Sumatera Utara bagian barat dibatasi oleh Pegunungan Bukit Barisan, Paparan Malaka di bagian timur, Lengkungan Asahan di bagian selatan, dan Laut Andaman di bagian utara. Cekungan Sumatera Utara termasuk dalam Cekungan Indonesia wilayah barat yang merupakan cekungan belakang busur Lempeng Sunda (Eurasia). Cekungan Sumatera Utara terdiri dari Subcekungan Aceh (bagian utara), Aru (bagian tengah), Langkat (bagian tenggara) dan tinggian dengan pola kelurusan utara-selatan dan baratlaut–tenggara meliputi Tinggian Sigli, Dalaman Jawa, Tinggian Arun-Lhok Sukon, Dalaman Lhok Shukon, Tinggian Alur Siwah, Dalaman Tamiang, Tinggian Hyang Besar, Pakol Horst

5

Graben dan Glaga Horst Graben. Sedimentasi cekungan berlangsung seiring terjadinya siklus transgresi-regresi (Putra, 2010).

Gambar 1. Lokasi Penelitian (Pertamina, 2013)

C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional 1. Tektonik dan Struktur Regional Cekungan Sumatera Utara terbentuk akibat tumbukan Lempeng India-Australia dengan Lempeng Eurasia. Pembentukan Cekungan Sumatera Utara selama tersier dibagi menjadi 3 yaitu: a. Fase syn-rift Fase syn-rift adalah fase pertama kali pada saat Paleogen Tengah hingga Miosen Awal. Pada masa ini horst, graben dan half-graben mulai terbentuk dengan tren utara-selatan dan timurlaut-baratdaya. Menurut (Pertamina, 2013) Sedimentasi Cekungan Sumatera Utara terbentuk pada Eosen Akhir dengan terendapkannya sedimen karbonat Formasi Tampur. Kemudian secara tidak

6

selaras sedimen Formasi Parapat yang memiliki litologi dominan yaitu batupasir/breksi konglomerat. Pada awalnya graben yang terbentuk terisi oleh batupasir dan konglomerat yang berasal dari platform Malaka, Busur Asahan dan Tinggian (horst) lokal. Endapan batupasir dan konglomerat membentuk Formasi Bruksah (Cameron, 1983). Pada masa ini juga terjadi transgresi (naiknya muka air laut) yang mengakibatkan pengendapan pasir mulai menurun dan meningkatnya pengendaan lempung. Endapan membentuk Formasi Bampo di atas Formasi Bruksah. Fase ini berakhir pada Miosen Awal hingga Tengah dan merupakan fase dengan kondisi tektonik yang relatif stabil. Pergerakan patahan dengan tren utara-selatan terhenti tetapi penurunan busur belakang terus berlangsung. Fase ini dikarakteristikkan dengan muka laut yang tetap atau naik tetapi pasokan sedimen cukup untuk menyebabkan regresi. Sedimen pengisi cekungan ini yaitu Formasi Belumai. Pada miosen akhir, transgresi kembali terjadi. Hal itu terjadi karena penurunan yang terus-menerus sehingga air laut menjadi naik. Platform Malaka dan horst bagian tengah tergenang dan menjadi tempat pengendapan batugamping laut dangkal yang menyusun Formasi Peutu. Pada saat yang sama, pengendapan Formasi Belumai berlangsung pada platform yang berdekatan sehingga umur keduanya sama. Formasi Belumai memiliki litologi batulempung laut abu-abu gelap hingga hitam dan serpih gampingan yang sama dengan Baong Bawah sehingga untuk membedakan keduanya ditentukan berdasarkan penurunan kalsium karbonat yang signifikan.

7

b. Fase Transisi Fase ini adalah fase sebelum pengisian awal cekungan selesai. Fase ini terjadi pada masa Miosen Awal hingga Tengah. Fase ini ditandai dengan transgresi atau peningkatan muka air laut yang merubah lingkungan paralik (pantai) menjadi basinal. Perubahan tersebut mencerminkan pembentukan ulang dari struktur cekungan yang sudah ada. Fase ini juga ditandai dengan perubahan rezim tektonik dengan mengaktifkan kembali sistem patahan horst-graben tua dan awal dari pembentukan arus transportasi dominan, sesar dan lipatan kompresi lokal. Formasi Baong mengisi cekungan dengan ketebalan 750-2500 m (Suseno, 2014). c. Fase Kompresi Pada fase proses pengisian tahap awal selesai. Sedimentasi yang terjadi merupakan seri dari sedimen delta sebagai akibat perubahan tinggi permukaan air laut. Sedimen delta pertama kali diisi oleh Formasi Keutapang berumur Miosen Akhir hingga Pliosen Awal. Formasi ini terdiri dari batupasir abu-abu coklat atau abu-abu kebiruan yang diselingi lempung dan batugamping tipis. Formasi ini merupakan salah satu reservoir penghasil minyak pada Cekungan Sumatera Utara. Formasi Seurula berada di bagian atas dari Formasi Keutapang dan dilanjutkan dengan formasi Seurula dan Formasi Julu Rayeu (endapan klastik) (Hadi, 2009).

8

2. Stratigrafi Regional Sedimentasi Cekungan Sumatera Utara diperkirakan mulai terbentuk pada kala Eosen Akhir dengan diendapkannya sedimen karbonat Formasi Tampur. Selanjutnya diendapkan secara tidak selaras sedimen Formasi Parapat yang didominasi oleh litologi batupasir/breksi konglomeratan. Selanjutnya secara berturut-turut diendapkan Formasi Bampo pada Oligosen, Formasi Belumai pada kala Oligosen Akhir–Miosen Awal dan Formasi Baong bagian bawah pada Awal Miosen Tengah. Sedimen yang diendapkan adalah lapisan-lapisan batupasir yang dikelompokkan dalam Formasi Baong bagian Tengah (Middle Baong Sand). Di atas Formasi Baong diendapkan secara selaras Formasi Keutapang pada lingkungan delta dan diikuti Formasi Seureula dan Formasi Julu Rayeu yang merupakan endapan klastik (Putra, 2010). Adapun Tabel Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara yaitu seperti pada Tabel 1 di bawah ini. Tabel 1. Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara (Sosromihardjo,1988)

9

Menurut (Putra, 2010) Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara dibagi menjadi 2 bagian yaitu endapan sedimen saat pemekaran dan pasca pemekaran. Pada awalnya, terendapkan sedimen klastik awal pembentukan cekungan tarikan, berupa klastik kasar batupasir dan konglomerat. Kelompok ini adalah Formasi Perapat atau disebut juga Formasi Bruksah. Pada Formasi Parapat yang terendapkan sebagai endapan kipas alluvial berangsur berubah menjadi endapan alluvial di sebelah timur dan secara tidak selaras menindih Formasi Tampur yang berumur Eosen. 1.

Batuan Dasar Batuan dasar Cekungan Sumatera Utara terdiri dari batupasir, batugamping

atau dolomit dan baturijang (cherts). Batuan ini padat, memiliki banyak rekahan dan tidak mengalami alterasi. 2.

Formasi Tampur (Eosen Akhir) Formasi diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar. Pada formasi ini

diendapkan batugamping masif, batugamping biroklastik, kalkarenit, kalsilutit, dan ditemukan juga dolomite dan basal konglomerat. Batugamping Tampur Eosen banyak ditemukan di Paparan Malaka. Batugamping kemungkinan menutupi batuan dasar yang diperkirakan berumur Eosen Akhir-Oligosen Awal (Ryacudu & Sjahbuddin, 1994). 3.

Formasi Parapat (Oligosen Awal) Formasi Parapat diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Tampur

dan ditandai dengan menghilangnya sifat karbonatan yang dimulai Oligosen Awal. Formasi ini diendapkan oleh sistem fluvial yang mengikuti pola rekahan yang berarah timurlaut-baratdaya pada kala tersebut. Litologi yang utama pada

10

formasi ini adalah breksi kuarsa mikaan, konglomerat dan batupasir mikaan. Lingkungan pengendapan pada umumnya pada cekungan graben dari batuan asal. Ketebalan formasi ini berkisar 2700 m. Parapat berkembang sebagai batuan kasar klastik kasir facies fluvial yang terdiri dari batupasir berbutir medium sampai dengan batuserpih dan di bawah terdapat batu tuffan. 4. Formasi Bruksah (Oligosen Awal-Oligosen Akhir) Formasi Bruksah memiliki umur yang ekivalen terhadap Formasi Bampo. Litologi Formasi Bruksah tersusun oleh batupasir, basal konglomerat, serpih dan batulanau. Adanya keberadaan basal konglomerat yang pada bagian bawahnya terdapat kuarsit dan matriks lempung mencerminkan bahwa lapisan ini diendapkan pada lingkungan fluvial. 5. Formasi Bampo (Oligosen Awal-Oligosen Akhir) Formasi Bampo dicirikan dengan litologi batulempung berwarna abu-abu dan gelap-hitam, lanau dan juga ditemukan nodul-nodul karbonat. Fase transgresi awal ditandai dengan pengendapan Formasi Bampo yang diendapkan pada lingkungan marine/lakustrin. Sebagian dari Formasi Bampo memiliki umur yang sama dengan Formasi Parapat. Formasi Bampo memiliki umur yang berbeda-beda di setiap daerah karena formasi ini diendapkan pada lingkungan yang berbeda-beda seperti misalnya pada bagian utara lingkungannya adalah neritik luar sampai batial atas dan di daerah lain diendapkan di lingkungan dangkal. Batulempung dari Formasi Bampo sebagai endapan lakustrin berpotensi sebagai batu induk yang utama yang diperkirakan matang 11 juta tahun lalu.

11

6. Formasi Belumai (Miosen Awal–Miosen Tengah) Fase transgresi selanjutnya berlangsung pada Formasi Belumai dengan ditandai adanya pengendapan material-material klastik. Formasi Belumai diendapkan secara selaras di atas Formasi Bampo. Formasi ini memiliki jenis litologi Batupasir Belumai (batupasir karbontan) dan Batugamping Telaga (batugamping klastik). Pengendapan lapisan pada formasi ini terjadi pada lingkungan delta bergradasi menjadi laut litoral dan paparan. Sumber sedimen Formasi Belumai diperkirakan dari selatan dan sedikit dari arah timur. Batuan serpih Formasi Belumai berpotensi sebagai batuan induk. 7. Formasi Peutu (Miosen Awal-Miosen Tengah) Komposisi utama formasi ini terdiri dari batulempung dan lanau karbonatan. Formasi ini didasari oleh batugamping yang mengandung glaukonit dan kaya akan foraminifera. 8. Formasi Baong (Miosen Tengah) Lingkungan pengendapan formasi dibangun oleh lebih dari sekali siklus genang laut yang kemudian air laut menjadi susut pada saat pengendapan bagian atas formasi akibat pengangkatan Pegunungan Barisan. Pada saat pengendapan Formasi Baong, banyak ditemukan kumpulan fauna yang menunjukkan adanya puncak transgresi. Litologi terdiri atas batulempung abu-abu sampai hijau dan napal yang kadang mengandung tufa. Napal dan batupasir diendapkan di neritik dalam hingga luar dan batial atas. Estimasi Top Formasi Baong di tandai dengan adanya perubahan lithologi serpih bersifat sangat getas (brittle) merupakan lingkungan pengendapan dalam kondisi transgresi dengan ditandai lapisan serpih

12

yang cukup tebal. Ketebalan Formasi Baong pada menurut Mulhadiono dan Marioadi (Putra, 2010) adalah 2500 m. a.

Formasi Baong Bagian Atas Formasi bagian atas didominasi oleh lapisan batuserpih yang cukup tebal

dengan sisipan tipis batulanau, batunapal dan batugamping. Batulanau berwarna bau-abu sampai abu-abu terang memiliki skala kekerasan sedang-firmly, bersifat brittle, berbentuk sub-blocky kadangkala bersifat pasiran dan sedikit karbonatan. b. Formasi Baong Bagian Tengah Formasi bagian tengah merupakan endapan turbidite akibat pengangkatan Bukit Barisan tetapi arah penyebaran facies tidak menerus sehingga didapatkan perselingan batupasir, batulanau dan batugamping dalam batuan serpih Formasi Baong bagian tengah. Pada kedalaman tertentu, formasi ini membentuk reservoir gas seperti di daerah Alur Rambong. Kemudian ke arah selatan unit pasir pada formasi ini menghasilkan minyak di beberapa lapangan termasuk di Telaga Said. c.

Formasi Baong Bagian Bawah Formasi Baong bagian bawah disebut juga zona transisi. Pada Formasi ini,

didominasi oleh batuserpih berwarna abu-abu gelap dengan sisipan tipis batupasir, batulanau dan batugamping yang tersebar di tepi cekungan. Pada litologi serpih di Formasi Lower Baong bersifat lanauan dan tidak bersifat karbonatan sedangkan pada batupasir memiliki porositas yang jelek hingga sedang. Sebaran lempung mengindikasikan bahwa Formasi Baong Bawah terbentuk pada lingkungan pengendapan batial (laut). Hal ini diperkuat dengan dengan keberadaan foraminifera globigerinid yang menandakan banjir maksimum.

13

9.

Formasi Keutapang (Miosen Akhir) Proses regresi Formasi Keutapang berlangsung sejak pengendapan Formasi

Baong sehingga formasi ini diendapkan selaras di atas Formasi Baong. Lingkungan pengendapan formasi adalah delta dan laut dangkal dengan ketebalan 1500 m dan pada Bukit Barisan memiliki ketebalan 900 m. Litologi formasi ini batupasir berwarna coklat keabu-abuan berseling dengan serpih dan batugamping tipis. Formasi Keutapang dibagi menjadi 2 bagian. Pada bagian atas didominasi oleh perselingan lapisan batulempung sampai serpih dan batupasir dengan sisipan tipis batulanau. Sedangkan bagian bawah didominasi serpih dengan sisipan batulanau dan batupasir. 10. Formasi Seurula (Pliosen Awal) Formasi ini diendapkan selaras di atas Formasi Keutapang dengan ketebalan 700-900 m. Litologi formasi ini adalah konglomerat, batupasir, napal, dan batulempung. Pada batupasir dan serpih ditemukan fosil dan fragmen kayu. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah litoral (pantai). 11. Formasi Julurayeu (Pliosen Akhir) Formasi ini diendapkan pada lingkungan fluvial hingga litoral. Litologi formasi ini adalah lempung dan konglomerat di bagian bawah yang kemudian meningkat menjadi batupasir tufa yang lunak. Ketebalan formasi ini adalah 400600 m.

D. Overpressure Pada Formasi Di Cekungan Sumatera Utara Overpressure pada Cekungan Sumatera Utara dapat dipengaruhi oleh dua hal yakni hidrogeologi dan gradien geothermal. Secara sistem hidrogeologi

14

Cekungan Sumatera Utara tersusun atas 3 sistem akifer utama diantaranya berada di Formasi Keutapang (batupasir berbutir halus-sedang). Akifer kedua di Formasi Baong Tengah (batupasir galukonitan) dan akifer pada Formasi Peutu (batugamping). Akifer-akifer lainnya berada pada Formasi Seurula (karena susunan litologiinya marupakan campuran batupasir, serpih dan batulempung) dan juga formasi yang berumur lebih tua dibandingkan dengan Formasi Peutu (karena berada di kedalaman lebih dari 3000 m di bawah permukaan yang berarti formasi di kedalaman tersebut mengalami pembebanan dari lapisan di atasnya sehingga porositas menjadi rendah) (Suseno, 2014). Hal yang mempengaruhi lainnya adalah gradien geothermal. Aspek ini digunakan untuk mengetahui proses tipe 2 diantaranya proses diagenesis lempung dan pembentukan hidrokarbon. Pengaruh panas menyebabkan mineral smektit berubah menjadi illite dan pembentukan hidrokarbon yang menghasilkan pelepasan sejumlah air. Pada Cekungan Sumatera Utara memiliki kondisi gradien geothermal yang tergolong tinggi berkisar 280C-360C/km atau 8,50-110C/1000 Ft (Suseno, 2014).

15

III. TEORI DASAR

A. Tekanan Bawah Permukaan Tekanan yang penting dalam pengeboran adalah tekanan pori, tekanan hidrostatik, tekanan overburden, fracture pressure, tekanan efektif, dan tekanan abnormal.

Gambar 2. Jenis-Jenis Tekanan Bawah Permukaan (Ramdhan, 2017)

Tekanan hidrostatik (Ph) merupakan tekanan yang disebabkan oleh berat fluida dalam kolom. Tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh densitas dan kedalaman

16

kolom fluida dan tidak dipengaruhi oleh ukuran dan bentuk cross section kolom fluida. Gradien tekanan hidrostatik untuk fresh water adalah 0,433 psi/ft dan untuk air formasi antara 0,45-0,465 psi/ft Persamaan tekanan hidrostatik adalah: 𝑃ℎ = 𝜌𝑓 𝑔 ℎ

(1)

Keterangan: h

= Tinggi kolom (m)

𝜌𝑓

= Densitas fluida (kg/m3)

g

= Percepatan gravitasi (m/s2) (Djunaedi, 2011).

Tekanan overburden merupakan tekanan yang dihasilkan dari berat gabungan matriks batuan dan cairan dalam pori. Tekanan ini bergantung pada kedalaman dan meningkat pada penambahan kedalaman. 𝑆 = 𝑔 ∫ 𝜌𝑏 (𝑧)𝑑𝑧

(2)

Dimana 𝜌𝑏 adalah bulk density dan tergantung pada kedalaman dengan rumus: 𝜌𝑏 = Ф𝑏 𝜌𝑓 + (1 − Ф)𝜌𝑔

(3)

Berturut-turut adalah porositas, densitas fluida dalam pori dan densitas matriks. Kemiringan tekanan overburden memiliki kemiringan yang mendekati 1 psi/ft. Kemiringan lebih disebabkan oleh densitas karena densitas naik terhadap kedalaman. (Djunaedi, 2011). Tekanan pori atau tekanan formasi yaitu tekanan yang bekerja dalam ruang berpori (porositas dalam batuan). Besar tekanan pori bisa lebih besar dari tekanan hidrostatik. Titik mulai terjadinya deviasi nilai tekanan pori dari garis tekanan hidrostatik disebut top overpressure. Terzaghi (1925) mendefinisikan bahwa overburden adalah penjumlahan tekanan yang terdapat pada matrik-matrik

17

batuan dan fluida yang ada di dalamnya pada suatu kedalaman sehingga semakin dalam penimbunan suatu sedimen maka semakin besar tekanan oveburdennya. Tekanan yang bekerja pada matrik batuan yang merupakan selisih antara tekanan pori dan tekanan overburden disebut tekanan efektif.

Gambar 3. Prinsip Terzaghi (Ramdhan, 2015)

𝜎 = 𝜎′ + 𝑃

(4)

Keterangan: 𝜎 = Overburden stress (Psi) 𝜎 ′ = Efektif stress (Psi) 𝑃 = Tekanan pori (Psi) Efektif stress pada kurva merupakan lebar ruang antara tekanan pori dengan garis tekanan overburden. Pada tekanan pori normal, tekanan efektif akan semakin besar terhadap kedalaman. Konsep lain yaitu nilai tekanan pori tidak bisa lebih dari tekanan overburden. Ketika besaran tekanan pori mendekati tekanan

18

overburden maka terjadi fracture pada formasi yang akan melepaskan fluida dan tekanan. Fracture pressure merupakan total dari tekanan yang dapat ditahan oleh formasi sebelum suatu formasi rusak atau hancur. Prediksi fracture pressure harus lebih kecil dari tekanan overburden dan lebih besar dari tekanan pori (Yanto, 2011).

B. Aplikasi Tekanan Pori Aplikasi tekanan pori sebelum pengeboran dilakukan yaitu dapat mempresentasikan efektifitas tutupan, pemetaan migrasi hidrokarbon, konfigurasi tutupan, serta analisa geometri cekungan. Selain itu, tekanan pori juga dapat memprediksi adanya drilling hazard (overpressure) serta pembuatan desain program casing dan lumpur (Ramdhan, 2017).

C. Mekanisme Overpressure Penyebab terjadinya overpressure dapat dibagi menjadi 2 yaitu loading dan unloading. Perbedaan keduanya yaitu pada loading tekanan overburden bertambah tinggi efektif stress tidak bertambah. Sedangkan unloading overburden konstan tetapi efektif stress menurun karena meningkatnya tekanan pori.

1. Loading a. Undercompaction/Disequilibrium Compaction Overpressure pada mekanisme ini terjadi apabila fluida dalam pori terperangkap dalam formasi dengan permeabilitas termampatkan oleh berat sedimen baru yang terendapkan.

19

Gambar 4. Mekanisme Penyebab Overpressure Akibat Undercompaction (Ramdhan dkk, 2015)

Akibatnya, tekanan yang berlebih pada pori batuan dan fluida terperangkap di dalam pori tersebut. Proses ini yang disebut dengan undercompaction atau disequilibrium compaction. Timbulnya undercompaction terjadi pada zona transisi dari lingkungan yang dominan pasir ke lingkungan dominan serpih. Undercompaction tidak menyebabkan tekanan efektif menurun tetapi membekukan tekanan efektif terhadap waktu.

b. Tectonic Compression Pori batuan yang terperangkap oleh tektonik aktif menyebabkan timbulnya overpressure yang lebih ekstrim bila dibandingkan dengan undercompaction. Jika fluida dalam pori tidak lolos maka tekanan pori akan meningkat dan sedimen akan kehilangan kompaksi. Pada area tektonik aktif, kompaksi tidak hanya disebabkan

20

oleh tekanan efektif vertikal saja tetapi dapat berbagai arah tergantung proses tektonik yang berlangsung (Ramadian, 2010).

2. Unloading a. Fluid Expansion/Hydrocarbon Generation Mekanisme ini terjadi karena batuan sedimen dan fluida yang mengisi pori berada pada lingkungan yang dalam, dimana temperatur juga mengalami kenaikan, maka fluida akan mengembang. Hal ini akan menyebabkan penurunan densitas, dan akibatnya tekanan akan berkurang. Overpressure dapat terbentuk di dalam pori batuan akibat mekanisme ekspansi fluida seperti pemanasan, pembentukan hidrokarbon dan ekspansi air akibat diagenesis lempung. Pembentukan hidrokarbon baik kerogen menjadi hidrokarbon. Overpressure yang terbentuk disebabkan adanya penambahan volume fluida pada volume pori batuan yang sama. Pada serpih yang merupakan batuan dengan permeabilitas kecil menyebabkan terjadinya overpressure yang tinggi terlebih bila terjadi juga undercompaction. Selain itu, tekanan efektif dapat menyebabkan berkurangnya tekanan efektif (unloading) ketika pengendapan terus berlangsung. Tekanan yang dihasilkan pada ekspansi fluida berasal dari matriks batuan yang membatasi fluida dalam pori.

b. Proses Diagenesis Lempung Proses diagenesis litologi lempung dapat berpengaruh dalam mekanisme unloading. Smectite + K+  Illite + Silika + H2O

(5)

21

Perubahan smectite menjadi illite terjadi karena pembakaran dengan suhu tinggi (80o) dan cukup potassium maka smectite berubah menjadi illite dan reaksinya menghasilkan silika (semen) dan bound water (air yang terikat dalam butir) akan lepas dan berkontribusi terhadap air yang berada di pori sehingga tekanan pori menjadi meningkat.

Gambar 5. Mekanisme Penyebab Overpressure Akibat Unloading (Swarbrick dan Yardley, 2002)

D. Pendeteksian Overpressure Bawah Permukaan Pendeteksian tekanan data terbagi menjadi 2 yatu pendeteksian tekanan secara langsung maupun tidak langsung. Pengukuran secara langsung diantaranya wireline fomation tester seperti data RFT (Repeat Formation Tester) atau MDT (The Modular Dynamic Tester). Selain wireline formation tester, pengukuran secara langsung lainnya yaitu Formation Interval Test (FIT) dan DST (The Drill Steam Tester) yang dilakukan pada saat uji produksi sumur. Sedangkan pengukuran tekanan secara tidak langsung dimaksudkan untuk melengkapi

22

pengukuran tekanan secara langsung mengingat pengukuran secara langsung hanya di kedalaman tertentu saja sehingga untuk menunjang penentuan tekanan pori, maka perlu dilakukan pengukuran secara tidak langsung dengan memanfaatkan data-data seperti well atau pressurre kick, data mudweight, Measurement While Drilling (log GR, Resistivity dll), Gas While Drilling (GWD), serta penerapan teori lainnya yang berhubungan dengan tekanan khususnya tekanan pori. Data pengukuran langsung dan data mudweight merupakan data untuk mengoreksi tekanan dengan metode Eaton (1975).

1. Data Logging While Drilling (LWD) a. Log Gamma ray Log Gamma ray merupakan log pengukuran yang dilakukan secara pasif dengan sinar radioaktif oleh formasi itu sendiri. Kurva yang dihasilkan menunjukkan besarnya intensitas radioaktif yang terkandung dalam suatu batuan.

Gambar 6. Log Gamma Ray (Harsono, 1997)

23

Sinar gamma sangat efektif dalam membedakan zona permeabel dan impermeabel. Hal itu dikarenakan unsur-unsur radioaktif berpusat di dalam serpih yang sifatnya tidak impermeabel dan tidak banyak terdapat pada batuan karbonat atau pasir, diabsorpsi oleh atom formasi melalui suatu proses yang disebut fotoelektrik. Jadi gamma ray diabsorpsi secara gradual dan energinya mengalami reduksi setiap kali melewati formasi. Laju absorpsi berbeda sesuai dengan densitas formasi. Formasi yang densitasnya lebih rendah akan terlihat lebih radioaktif (Harsono, 1997).

b. Log Porositas Densitas Log ini umum digunakan untuk mendeteksi zona gas, menghitung densitas karbon, serta mengevaluasi reservoir shally-sand maupun litologi yang komplek. Log densitas pada log porositas merekam bulk density formasi batuan. Bulk density merupakan densitas total dari batuan matrik padat dan fluida yang mengisi pori. Pembacaan log untuk interpretasi tekanan abnormal merupakan hasil cut off log sinar gamma. Pada kondisi normal, densitas serpih akan bertambah terhadap kedalaman, seiring dengan bertambahnya tekanan pembebanan dan kekompakan batuan. Pada zona abnormal, gagalnya kompaksi serpih akan diikuti oleh tingginya kandungan fluida dalam formasi dan menyebabkan densitas serpih berkurang terhadap kedalaman. Kedalaman puncak overpressure ditunjukkan oleh titik defleksi kurva densitas dari keadaan normal menjadi garis densitas abnormal (Ginanjar dan Syahputra, 2014). Pada log densitas, biasanya nilai log densitas dilakukan konvert terhadap porositas dengan persamaan:

24

𝜌

𝜌

∅ = (𝜌𝑚 − 𝜌𝑏) 𝑚−

𝑓

(6)

NCT merupakan garis yang menunjukkan bagaimana porositas berkurang seiring dengan bertambahnya kedalaman. Bila suatu kompaksi berjalan dengan normal maka akan mengukuti garis NCT dimana porositas akan berkurang, efektif stress bertambah dan pore pressure dalam kondisi normal akan sama dengan normal hidrostatik (Ramdhan, 2017). Selanjutnya NCT dapat ditentukan dengan persamaan: (Ramdhan, 2015). ∅ = ∅𝑂 𝑒 −𝑏𝑧 Keterangan 𝜌𝑚

= Densitas matrik (gr/cm3)

𝜌𝑏

= Densitas bulk (gr/cm3)

𝜌𝑓

= Densitas fluida (gr/cm3)

∅

= Porositas (%)

∅𝑂

= Porositas di permukaan (%)

𝑏

= Nilai yang diperoleh dari interpolasi eksponen

𝑧

= Kedalaman (m)

(7)

25

Gambar 7. Log RHOB (Ramdhan, 2017)

c. Log Sonik Log sonik adalah log porositas yang mengukur interval transite time dari gelombang suara yang melewati setiap feet dari formasi. Secara kuantitatif log sonic digunakan untuk menentukan porositas, menentukan selang kecepatan, dan melakukan kalibrasi seismik. Sedangkan secara kualitatif digunakan untuk menentukan litologi korelasi antar sumur pemboran, dan evaluasi batuan sumber hidrokarbon. Semakin besar log sonik yang ditunjukkan maka semakin kecil gelombang yang merambat pada batuan tersebut. Prinsip kerja dari log sonik adalah suara yang dihasilkan dari transmitter maka gelombang tersebut akan merambat ke dalam formasi. Perambatan suara di dalam formasi tergantung dari matrik

batuan,

porositas

batuan

dan

fluida

dalam

pori-pori

tersebut

(Stoeckel,1989). Interpretasi tekanan abnormal dari log sonik memerlukan

26

pemisahan antara interval transit time serpih dan pasir dengan menggunakan log sinar gamma. Pemisahan ini disebut sand cut off. Formasi serpih ditandai dengan nilai gamma ray yang tinggi yaitu lebih besar dari 60 sehingga nilai yang lebih kecil dari batas ini akan dibuang atau dipotong. Selanjutnya interval transit time yang dipakai merupakan hasil sand cut off log sinar gamma. Memasuki zona tekanan abnormal, porositas serpih semakin besar dan diikuti dengan bertambahnya interval transit time terhadap kedalaman. Kedalaman puncak dari overpressure adalah titik defleksi kurva transit time dari garis kompaksi normal menuju garis kompaksi abnormal. Sedangkan derajat pembelokannya merupakan selisih interval transit time antara dua garis kompaksi tersebut dan hal ini menggambarkan besarnya tekanan abnormal yang terjadi. Selisih pembacaan interval transit time didefinisikan sebagai anomali sonik (Ginanjar dan Syahputra, 2014). Penentuan dengan log sonik yaitu sebagai berikut: ∆𝑡𝑛 = ∆𝑡𝑂 𝑒 −𝑏𝑧

(8)

Persamaan di atas dianggap tidak sesuai dengan keadaan bawah permukaan karena transit time mendekati 0 berada pada kedalaman yang cukup dalam. Sehingga digunakan rumus alternatif dari Chapman (1983) seperti persamaan di bawah ini. ∆𝑡𝑛 = ∆𝑡𝑂 − ∆𝑡𝑚 )𝑒 −𝑏𝑧 + ∆𝑡𝑚 Keterangan ∆𝑡𝑛

= Transit time di NCT (μs /ft)

∆𝑡𝑜

= Transit time di permukaan (μs /ft)

∆𝑡𝑚

=Transit time matrix (μs /ft)

(9)

27

Gambar 8. Kurva Sonik Terhadap Kedalaman (Ramdhan, 2017)

2. Wireline Formation Tester Pengoperasian data log ini dilakukan selama wireline logging beroperasi. Ketika wireline tool diturunkan ke bawah. Data RFT (Repeat Formation Tester) ataupun data MDT (The Middle Formation Tester) digunakan untuk mengukur tekanan formasi pada titik-titik tertentu di dinding lubang bor, mengukur gradien fluida di reservoir dan jenis fluida, dan ketika tekanan formasi diukur, sampel fluida formasi juga diambil dan kemudian akan dikonversi dalam gradient fluida minyak, air, dan gas terhadap kedalaman sehingga dapat ditentukan batas-batas reservoir seperti Oil Water Contact (OWC), Gas Water Contact (GWC), dan Gas Oil Contact (GOC).

28

Gambar 9. Grafik Pressure Vs Time Pengukuran Wireline Formation Tester (Ramdhan, 2017)

Informasi yang dihasilkan dari wireline formation tester berupa kedalaman pengukuran, tekanan formasi, mobility, sampel fluida dan tingkat keberhasilan pengukuran. Tingkat keberhasilan dibagi menjadi 4 yaitu Good (data pengukuran cukup akurat), NS (Not Stabilised merupakan proses dimana proses build up ditunggu namun tidak sampai pada titik konstan). Hal ini dilakukan karena pengukuran langsung hanya dilakukan maksimal 20 menit dengan alasan bahwa lubang bor harus segera disirkulasikan lumpur). Selanjutnya adalah SC (Supercharged merupakan data yang lebih tidak akurat bila dibandingkan dengan NS karena lumpur masuk ke tool probe sehingga yang terbaca adalah tekanan lumpur). Kemudian tingkat keberhasilan selanjutnya adalah tight (sangat tidak akurat karena build up sangat rendah) (Ramdhan, 2017).

3. DST (Drill Steam Test) Drill Steam Test (DST) digunakan untuk mendapatkan informasiinformasi yang penting secara langsng mengenai kandungan fluida dan karakteristiknya, serta tekanan dan suhu reservoir dari fomasi yang ditembus oleh

29

lubang bor sehingga grafik dari DST adalah tekanan dan suhu vs waktu. Data yang penting dari pembacaan pada wellsite dan diberikan oleh engineer setelah tes sebagai berikut: 1. Tekanan hidrostatis awal Lumpur (IHP) 2. Tekanan awal penutupan (ISIP) 3. Tekanan pada tiap-tiap periode aliran (IFP) 4. Tekanan akhir penutupan (FSIP) 5. Tekanan Lumpur hidrostatis akhir, (FHP)

Gambar 10. Grafik Pressure Vs Time Pada Pengukuran DST (AIFE, 2017)

Chart DST yang baik mempunyai ciri-ciri: 1. Pressure base line merupakan garis lurus dan jelas. 2. Tekanan hidrostatik mula-mula dan akhir yang dicatat sama dan tetap terhadap kedalaman serta berat jenis lumpur yang sama. 3. Tekanan aliran dan tekanan buildup yang dicatat merupakan kurva yang baik.

30

4. Mud Logging Unit Pada mudlog terdapat data yang bisa digunakan dalam penentuan overpressure yaitu data mudweight dan data gas. a) Mudweight Data berat lumpur bisa menjadi indikator untuk pendeteksian overpressure ditandai dengan peningkatan mudweight tetapi tidak semua peningkatan mudweight disebabkan oleh meningkatnya tekanan pori. Meningkatnya mudweight dapat disebabkan oleh masalah geomechanical. b) Gas While Drilling Sumber gas pada pengeboran dapat berasal dari formasi, contaminated gas (gas yang berasal dari zat adiktif yang dicampurkan ke lumpur) dan recycle gas (gas yang keluar dari lubang bor biasanya dibakar dan masih terdapat gas yang belum terbakar). Gas yang digunakan untuk pendeteksian overpressure yaitu yang berasal dari formasi. Gas yang terkandung dalam formasi berasal dari hidrokarbon, gas yang terlarut dalam air, cutting, shale caving dan juga patahan yang dapat memfasilitasi gas masuk ke lubang bor. Pada gas terdapat dua peristilahan yaitu liberated gas (lumpur sedang disirkulasi) dan produced gas (lumpur sedang tidak disirkulasikan biasanya dalam pemasangan pipa). Ketika liberated gas terdapat 2 peristilahan yaitu background gas (gas yang terkandung dalam serpih) dan total gas (gas yang terkandung dalam reservoir). Pada produced gas terdapat 2 istilah yaitu trip gas (gas yang keluar selama pull of out hole) dan connection gas (selama pemasangan pipa) pendeteksian overpressure dengan liberated gas dapat digunakan namun tidak cukup valid untuk mempresentasikan zona overpressure.

31

Gambar 11. Deteksi Overpressure Dengan Liberated Gas (Ramdhan, 2015)

Deteksi pipa berlangsung yang paling valid adalah deteksi dengan menggunakan data connection gas karena ketika pemasangan pipa berlangsung, tidak dilakukan sirkulasi lumpur dan apabila terdapat gas yang masuk ke lubang pengeboran dapat mengindikasikan bahwa tekanan pori berada diantara statik mudweight dan ECD. Aktivitas

pengeboran

yang

dapat

digunakan

untuk

interpretasi

overpressure adalah adanya informasi adalah lost circulation dan kick. Lost circulation terjadi karena tekanan lumpur pengeboran melebihi fractured pressure dan memasuki zona permeabel pada lithologi limestone, fractured formasi, fractured basements, dan lapisan kerikil. Informasi mengenai fractured pressure dapat diperoleh dengan menggunakan data LOT (Leak Off Test). Kick terjadi karena tekanan lumpur pengeboran kurang dari tekanan formasi (Irawan dkk, 2014).

32

E. Estimasi Tekanan Pori Metode yang dapat digunakan untuk estimasi tekanan pori yaitu metode Equivalent Depth, metode Eaton (1975) dan metode Bowers (1995). 1. Teori Eaton (1975) Eaton (1975) menjelaskan bahwa mayoritas tekanan bawah permukaan berasal

dari

pengaruh

overburden

atau

disebut

primary

overpressure.

Overpressure tejadi karena penimbunan akibat cepatnya suplay sedimen yang berfungi sebagai seal sehingga fluida yang ada sebelumnya tidak dapat bergerak. Cairan yang terperangkap dalam sebuah kolom batuan akan memberikan balasan sebagai aksi reaksi terhadap energi yang berikan terhadapnya. Balasan yang diberikan fluida terhadap energi yang datang akibat beban yang makin bertambah di atasnya di sebut overpressure primer. Persamaan Eaton (1975) menentukan efektif stress yang kemudian efektif stress dimasukkan ke dalam persamaan Terzaghi: ∆𝑡

𝑃 = 𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )( ∆𝑡𝑛 )3

menggunakan log sonik

𝑅

𝑃 = 𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )(𝑅 )1.2 menggunakan log resistivitas 𝑛

𝐷

𝑃 = 𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )(𝐷 𝐶 )1.2 𝐶𝑛

menggunakan koreksi drilling eksponen

Keterangan 𝑃

= Tekanan pori (Psi)

𝜎𝑣

= Tekanan overburden (Psi)

𝑃𝑛

= Tekanan pori di n (Psi)

∆𝑡𝑛

= Transit time di NCT (μs /ft)

(11) (12) (13)

33

∆𝑡

= Transit time dari sonik (μs /ft) Eaton (1975) mengandalkan data transit time untuk mendapatkan Normal

Compaction Trend (NCT).

Gambar 12. Metode Eaton (Ramdhan, 2017)

2. Teori Bower (1995) Teori Bower (1995) merupakan teori yang mengembangkan teori Eaton (1975). Selain faktor normal pressure, undercompaction, fluid expansion dan sementasi terdapat faktor lain yaitu faktor geologi. Bower (1995) melakukan modifikasi efektif stress untuk melakukan estimasi tekanan pori. 𝑉𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙= 𝑉𝑜 + 𝐴 𝜎𝐵

(14)

34

Parameter A dan B diperoleh dari data kalibrasi untuk menghitung secondary overpressure suatu wilayah prediksi. 𝑉 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙= 𝑉𝑜 + 𝐴 [𝜎

1 𝐵 𝑈] 𝜎 max( ) 𝜎 𝑚𝑎𝑥

(15)

Keterangan 𝑉𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙

= Kecepatan interval di zona interest (m/s2)

𝑉𝑜

= Kecepatan di kolom air (m/s2)

𝜎

= Tekanan efektif pada zona interest (Psi)

𝜎

= Tekanan efektif maksimum (Psi) (Yanto, 2011)

𝑚𝑎𝑥

3. Teori Equivalent Depth (Effective Stress) Prinsip dari metode ini adalah untuk memberikan nilai porositas, overpressure mudrock akan memiliki nilai tegangan efektif sama dengan tekanan efektif normalnya. Persamaan metode ini adalah sebagai berikut: 𝑃𝐴 = 𝜎𝑉𝐴

(𝜎𝑉𝐵 −𝑃𝐵 )

Keterangan 𝑃𝐴

= Tekanan pori pada point A (Psi)

𝑃𝐵

= Tekanan pori pada point B (Psi)

𝜎𝑉𝐴

= Overburden stress pada point A (Psi)

𝜎𝑉𝐵

= Overburden stress pada point B (Psi) (Ramdhan, 2017)

(16)

35

IV. METODOLOGI PENELITIAN

A. Lokasi dan Waktu Penelitian Penelitian dilaksanakan di Pertamina EP Fungsi Eksplorasi beralamat Gedung Menara Standard Chartered, Lt 16 Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta Selatan periode 1 Februari 2017 sampai dengan 30 April 2017 dengan mengambil judul “Identifikasi Mekanisme Pembentukan Overpressure dan Distribusi Zona Overpressure Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera Utara”. Berikut tabel kegiatan pelaksanaan kegiatan selama penelitian: Tabel 2. Pelaksanaan kegiatan penelitian No Kegiatan 1.

Studi literature

2.

Pengolahan Data

3.

Penulisan laporan awal

4

Seminar usul penelitian

4.

Pengolahan data lanjutan

5.

Interpretasi

6

Penulisan laporan akhir

7

Seminar Hasil

8

Kompre

Februari

Maret

April

Mei

36

B. Perangkat Perangkat yang digunakan dalam penelitian ini adalah komputer dengan perangkat lunak Techlog untuk menampilkan kurva log. Sedangkan untuk proses perhitungan tekanan pori menggunakan Microsoft Excel.

C. Data Penelitian Dalam penelitian ini menggunakan beberapa data yaitu data pengukuran langsung sebagai data sumur dan data log untuk perhitungan metode Eaton (1975) serta untuk memudahkan proses interpretasi dengan menggunakan data log RHOB dan sonik. 1.

Data Sumur Data yang termasuk data sumur meliputi data pengukuran langsung yaitu data

wireline formation tester (RFT/MDT) dan Drill Steam Tester (DST). Selain keduanya terdapat data mudlog yang berisi peningkatan connection gas terhadap kedalaman, mudweight, lost circulation dan kick. Data lainnya yang dapat digunakan sebagai data fracture adalah data LOT. Pada sumur pengeboran, data RFT/MDT dan DST tidak selalu ada di setiap sumur dan hanya pada interval tertentu saja. Hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan data pengukuran langsung adalah tingkat keberhasilan. Seluruh data pengukuran tekanan langsung dapat digunakan sebagai sumur terhadap tekanan pori yang dalam hal ini menggunkan metode Eaton (1975). Adapun kelengkapan data pada 19 sumur seperti pada Tabel 3 berikut.

37

Tabel 3. Kelengkapan data pada 19 sumur pengeboran No Sumur RFT DST Con gas Lost Circ

MW

LOT

1

YN1

V

V

V

V

V

V

2

YN2

V

X

X

X

V

V

3

YN3

X

X

X

X

X

X

4

YN4

X

X

X

X

X

X

5

YN5

X

V

V

V

V

X

6

YN6

X

X

X

V

V

V

7

YN7

X

X

X

X

V

V

8

YN8

X

X

X

X

V

X

9

YN9

X

X

X

X

V

X

10

YN10

V

V

X

V

V

V

11

YN11

X

X

X

X

V

X

12

YN12

X

X

V

V

V

X

13

YN13

V

X

X

V

V

V

14

YN14

X

X

V

X

V

X

15

YN15

X

V

X

V

V

X

16

YN16

X

V

X

X

V

X

17

YN17

V

X

X

X

V

X

18

YN18

X

X

X

X

V

X

19

YN19

X

V

V

V

V

X

38

2.

Metode Eaton (1975) Penentuan tekanan pori secara keseluruhan di setiap kedalaman dapat

menggunakan estimasi tekanan efektif dengan metode Eaton (1975) selanjutnya penentuan tekanan pori dapat dengan persamaan Terzaghi (1925). Data yang dapat digunakan untuk estimasi tekanan adalah data logging while drilling. Selain untuk penentuan dengan metode Eaton (1975), data log digunakan untuk interpretasi zona overpressure dan mekanisme penyebab terjadinya overpressure. Data logging yang utama dalam penentuan tekanan pori adalah data log gamma ray, RHOB, dan log sonik. Data RHOB (densitas) digunakan dalam penentuan overburden stress. Log gamma ray untuk penentuan cut off volume shale. Sedangkan data sonik untuk penentuan normal compaction trend (NCT). Plot antara data RHOB dan sonik dapat digunakan untuk estimasi mekanisme penyebab overpressure. Tabel 4. Kelengkapan Data Log No Sumur

LOG

GR

RHOB

Sonik

1

YN1

V

V

V

2

YN2

V

V

V

3

YN3

V

V

V

4

YN

V

X

V

5

YN5

V

V

V

6

YN6

V

V

V

7

YN7

X

V

X

8

YN8

X

V

V

39

9

YN9

X

X

X

10

YN10

V

V

V

11

YN11

V

V

V

12

YN12

V

V

X

13

YN13

V

V

X

14

YN14

X

X

X

15

YN15

V

V

V

16

YN16

V

V

V

17

YN17

V

V

X

18

YN18

V

V

V

19

YN19

V

V

V

3. Geologi Regional Data geologi regional digunakan untuk mengetahui gambaran geologi pada setiap sumur daerah penelitian Cekungan Sumatera Utara. Informasi mengenai geologi daerah penelitian berupa top dan base formasi yang ditembus selama pengeboran.

D. Pengolahan Data Dalam penelitian ini ada beberapa tahap pengolahan, yang dimulai dari melakukan database untuk mengetahui ketersedian data di setiap sumur pengeboran, cut off volume shale untuk memperoleh NCT Shale, plot data sumur, Penentuan overburden stress dan normal hidrostatik. Diagram alir seperti pada Gambar 13 di bawah ini.

40

Mulai Studi Literatur

Pengolahan Data Sumur

Data Drilling

Data Logging

Log GR

Log RHOB

Log Sonik

Vsh

Overburden Stress

RFT/MDT

ρfluid

Tekanan Hidrostatik

NCT

Metode Eaton

DST

Koreksi

PP Pers Terzagi

Zona Overpressure

Identifikasi mekanisme penyebab overpressure

Selesai

Gambar 13. Diagram Alir

LOT

Mud Log

Con Gas

Loss & Kick

41

1. Penentuan Normal Compaction Trend Normal Compaction Trend merupakan garis yang menunjukkan bagaimana porositas akan menurun seiring dengan bertambahnya kedalaman. Pada paroses kompaksi normal, semakin bertambah kedalaman maka porositas batuan akan menurun yang secara normal efektif stress akan bertambah. Normal compaction trend dapat dilakukan dengan menggunakan log sonik. Cara yang bisa dilakukan yaitu melakukan plot sonik terhadap kedalaman pada zona yang dianggap serpih. Penentuan ini hanya pada zona serpih karena kecepatan yang diperoleh dari log sonik merupakan fungsi dari efektif stress yang ada hubungannya

dengan

kompaksi

(pada

serpih

proses

kompaksi

akan

mempengaruhi tekanan) sedangkan pada litologi lain seperti batupasir dan karbonat, kecepatan bukan hanya dipengaruhi oleh efektif stress tetapi juga dipengaruhi oleh sementasi, pelarutan dan rekahan. Langkah dalam penentuan NCT adalah dengan melakukan interpolasi yang dalam hal ini menggunakan eksponen kemudian diperoleh persamaan untuk penentuan NCT pada Mc. Excel. NCT digunakan untuk penentuan tekanan efektif (pada satu sumur yang mewakili area penelitian) dan selanjutnya dilakukan penentuan tekanan pori dengan Persamaan Terzaghi untuk penentuan distribusi tekanan pori di area penelitian.

2. Penentuan Overburden Stress Overburden Stress merupakan tekanan yang disebabkan oleh matrik batuan dan fluida pengisi pori batuan. Overburden stress dapat diketahui dengan menggunakan densitas bulk batuan. Densitas bulk batuan ini dapat diperoleh dengan menggunakan data log RHOB dan percepatan gravitasi.

42

3. Penentuan Tekanan Hidrostatik Tekanan hidrostatik normal merupakan maksimum fluida dapat naik yang secara statik hanya sampai pada surface (tidak sampai pada atas permukaan). Penentuan tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh densitas fluida pada kolom batuan. Pada penelitian ini tekanan hidostatik menggunakan gradien hidrostatik fresh water 0,43 psi/ft.

4. Data Sumur Data sumur yang digunakan untuk mengoreksi hasil dari data tekanan pori dengan Persamaan Terzaghi (1923) adalah data pengukuran langsung seperti data RFT, DST dan FIT yang dapat diperoleh dari data mudlog dan Final Well Report. Pada data pengukuran tekanan langsung hal yang diperhatikan adalah data pengukuran langsung tersebut valid. Pada data mudlog terdapat informasi mengenai LOT (Leak Off Test), Connection gas, loss circulation, dan bahkan kick. Data mudlog yang demikian menggambarkan tekanan pori sesungguhnya di bawah permukaan.

5. Interpretasi dan Mekanisme Penyebab Zona Abnormal Interpretasi dilakukan dengan menganalisa hasil plot data sumur dengan hasil tekanan menggunakan metode Eaton (1975). Pada zona abnormal maka tekanan pori akan menyimpang dari tekanan hidrostatik normal. Pada mekanisme penyebab zona abnormal dapat menggunakan plot antara log RHOB dan sonik.

VI. KESIMPULAN DAN SARAN

A. Kesimpulan Adapun kesimpulan dari penelitian adalah: 1. Penentuan zona overpressure penting dilakukan untuk meng-antisipasi terjadinya drilling hazard akibat loss atau kick. 2. Berdasarkan identifikasi data sumur terhadap terjadinya fenomena overpressure, sebagian besar top overpressure berhimpitan dengan top Formasi Lower Baong dengan litologi dominan serpih (impermeabel). 3. Hasil interpretasi diperoleh Wilayah Selatan memiliki mekanisme overpressure dominan tipe 1 (YN1, YN2, YN5, YN6, YN7, dan YN12). Sedangkan tipe 2 pada Sumur YN3 dan YN9. Wilayah Offshore dominan tipe 1 (YN4, YN10, YN17, YN18, dan YN19). Wilayah Utara memiliki mekanisme overpressure tipe 1 (YN 8 dan YN15) dan tipe 2 (YN11, YN13, YN14 dan YN16). 4. Berdasarkan hasil kuantitatif, nilai overpressure dikategorikan hard overpressure (mendekati overburden stress) dan mild overpressure (mendekati tekanan hidrostatik). B. Saran Saran dalam penelitian ini perlu dilakukan Pemodelan Basin (Basin Modelling) dan lebih rinci dalam penentuan identifikasi mekanisme overpressure

141

tipe 2 (pengaruh maturasi hidrokarbon atau diagenesis lempung) karena dalam penelitian, studi hanya terfokus pada tipe 1 dan tipe 2. Pada penelitian secara kuantitatif, terdapat variasi nilai overpressure (yang dalam penelitian ini penulis mengkategorikan sebagai hard overpressure dan mild overpressure) di beberapa lokasi yang kemungkinan sangat berhubungan dengan proses geologi Cekungan Sumatera Utara.

DAFTAR PUSTAKA

AIFE, 2017, http://dstdata.com/damage.htm, diakses pada tanggal 21 Maret 2017 pukul 21.00 WIB. Aziz dan Bolt, 1984, Occurance and Detection of Abnormal Pressurres From Geological And Drilling Data, North Sumatera Basin, Proceedings of Indonesian Petroleum Association, 13th Annual Convention, 195-220. Bower, G.L., 1995, Pore Pressure Estimation From Velocity Data: Accounting For Overpressure Mechanism Besides Under Compaction. SPE Drilling And Completion, SPE Journal, v.24, no.2, p. 13042. Cameron, N.R., 1980, The Geological Evolution of Northern Sumatera, Proceeding of Indonesian Petroleum Association, 9th Annual Convention, 149-187. Chapman, R.E., 1983, Petroleum Geology A Concise Study, Amsterdam: Elsevier Scientific Publishing Company. Djunaedi, 2011, “Deteksi Overpressure Dengan Menggunakan Atribut AVO : Studi Kasus Di Cekungan Sumatera Utara”,(Skripsi), Universitas Indonesia, Depok. Eaton, B.A., 1975, The Equation For Geopressure Prediction From Well Logs, SPE Journal, v. 20, no.2, p. 554. Ginanjar dan Syahputra, A., 2014, Perhitungan Tekanan Pori Lapisan Batuan Bawah Permukaan Dengan Menggunakan Data Seismik Pantul, Proceeding 24nd,Seminar Nasional Fakultas Teknik Geologi, Institut Teknologi Bandung, Bandung. Hadi, J.M., 2009, “Inversi Extended Elastic Impedance Untuk Identifikasi Litologi Dan Fluida Pada Reservoar Batupasir Gas Di Lapangan Walawala Cekungan Sumatera Utara”, (Skripsi), Institut Teknologi Bandung. Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log Edisi 8, Schlumberger oilfield service, Jakarta.

Irawan, 2014, “Overpressure Characteristic in The Langkat Field, North Sumatera Basin, Indonesia”, Proceeding 3rd International Conference and Environmental Sciences IPCCBEE vol.73, Singapura. Pertamina, 2000, Laporan Akhir Sumur X, Tidak dipublikasikan. Pertamina, 2013, Laporan Akhir Sumur X, Tidak dipublikasikan. Putra, F. J., 2010, “Analisis Lingkungan Pengendapan dan Distribusi Reservoir Pada Formasi Keutapang, Lapangan Delima Daerah Langkat, Cekungan Sumatera Utara”, (Skripsi), Institut Teknologi Bandung, Bandung. Ramadian, R., 2010, “Prediksi Tekanan Pori Dengan Menggunakan Data Seismik 3D dan Data Sumur Untuk Mengoptimalkan Program Pengeboran Di Area-K. Cekungan Sumatera Tengah”, (Skripsi), Universitas Indonesia. Ramdhan, A. M., Cicchino., dan Goulty, 2015, Regional Variation In Cretaceous Mudstone Compaction Trends Across Haltenbanken, offshore midNorway, Petroleum Geoscience, Volume 21. Hal 17-34. Ramdhan, A.M., 2017, Overpressure In Indonesia’s Sedimentay Basins, Vol 1. Hal 42-45. Ryacudu, R., dan Sjahbuddin, E., 1994, Tampur Formation, The Forgotten Objective in The North Sumatera Basin, Proceeding Indonesian Petroleum Association. Stoeckel, 1989, Schlumberger: Log Interpretation Principles or Application, Schlumberger, Texas. Sosromihardjo, S. P. C., 1988, Structural Analysis Of The North Sumatera BasinWith Emphasis On Synthetic Aperture Radar Data. Indonesian Petroleum Association, Proceeding Of The 22nd Annual Convention, Jakarta, 214219. Suseno, W., 2014, ”Penyebab Overpressure Di Daerah Langkat Cekungan Sumatera Utara Berdasarkan Analisis Wireline Log” (Skripsi), Institut Teknologi Bandung. Swarbrick, M. J., Gareth, S., dan Yardley, 2002, Comparison of Overpressure Magnitude Resulting From The Main Generating Mechanisms, Vol 76. Hal 6. Terzaghi, 1925, Mekanika Tanah Dalam Praktik Rekayasa, Jakarta:Erlangga. Yanto, H., 2011, “Prediksi Tekanan Pori Dengan Menggunakan Data Kecepatan Seismik:Studi Kasus Lapangan X Laut Dalam Selat Makasar” (Skripsi), Universitas Indonesia.