KARAKTERISASI RESERVOIR BATUPASIR DURI “B2” UNTUK PENGEMBANGAN LAPANGAN RANTAUBAIS BAGIAN UTARA
TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung
Oleh:
DWI BUDI FITRIANTO NIM: 22005022 Program Studi Pascasarjana Petroleum Geoscience
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2007
KARAKTERISASI RESERVOIR BATUPASIR DURI “B2” UNTUK PENGEMBANGAN LAPANGAN RANTAUBAIS BAGIAN UTARA
Dwi Budi Fitrianto NIM: 22005022
ABSTRAK
Dalam usaha meningkatkan produksi minyak yang terus mengalami penurunan tingkat produksi, dilakukan usaha-usaha untuk memproduksi minyak dengan metode produksi tingkat lanjut. Lapangan minyak RantauBais merupakan lapangan minyak dengan tipe minyak berat, saat ini usaha produksinya baru menggunakan metode primer yang diselingi dengan injeksi panas (uap) dengan metode Huff&Puff. Tingkat perolehan minyak lapangan RantauBais sampai dengan Desember 2006 baru mencapai 2,55% dari total cadangan minyak yang ada di lapangan ini sebesar 240 juta barel. Dalam rangka meningkatkan pemahaman tentang karakter dari reservoir minyak yang ada, studi tentang karakterisasi reservoir perlu dilakukan. Karakterisasi reservoir ini meliputi pemahaman tentang fasies pengendapan, stratigrafi sikuen, maupun tentang properti batuan reservoir yang ada. Studi kali ini akan mempelajari karakterisasi reservoir batupasir Duri “B2” di lapangan RantauBais bagian utara, yang meliputi studi tentang fasies pengendapan, stratigrafi sikuen, serta pola penyebaran properti batuan dari reservoir batupasir Duri “B2”. Data yang digunakan dalam studi ini adalah inti batuan dan hasil deskripsinya dari 5 sumur, 20 data log sumur yang terdiri dari log sinar gamma (sebagai data utama), log resistivitas dan log densitas (sebagai data pendukung), data interpretasi seismik, dan data properti batuan yang terdiri dari porositas dan saturasi minyak. Hasil studi menunjukkan bahwa reservoir batupasir Duri “B2” merupakan sebuah sistem incised valley, yang mempunyai fasis pengendapan berupa tidal channel, tidal bar, tidal sand ridge, dan transgressive lag. Bagian atas dan bawah dari reservoir bapasir Duri “B2” dibatasi oleh shallow marine shelf. Hasil karakterisasi reservoir batupasir Duri “B2” berdasar data properti batuan yang tersedia belum berhasil memberikan jawaban atas perbedaan tingkat perolehan minyak dari sumur-sumur yang ada di lapangan ini. Diperlukan tambahan data yang lebih lengkap untuk dapat lebih memahami karakteristik reservoir batupasir Duri “B2” ini.
i
DURI “B2” RESERVOIR CHARACTERIZATION FOR RANTAUBAIS NORTHERN AREA FIELD DEVELOPMENT
Dwi Budi Fitrianto NIM: 22005022
ABSTRACT
In order to increase oil production which on decline trend currently, study about enhanced oil recovery always supported. RantauBais Field is a heavy oil field which is still using primary method to recover the oil. Temporary steam injection using Huff&Puff method applied to make reservoir temperature stable to stimulate oil movement. Until end of last year, RantauBais Field has oil recovery about 2.55% from total oil reserves in this field around 240 million barrels. Enhanced oil recovery is alternative for RantauBais Field development in order to increase oil recovery. Steam flood method is one of enhanced oil recovery methods which potential to apply in this field. Integrated study of reservoir characterization should conduct to fully understand characterization of the field. Reservoir characterization study including study about facies sedimentation, high resolution sequence stratigraphy, and characterization of reservoir poperties and fluids properties. A study conducted to understand reservoir characterization of Duri “B2” sand, especially in Rantaubais Field northern area. This study will covered facies sedimentation, sequence stratigraphy, and rock properties distribution of Duri “B2” sand. Core data from five wells, 20 well logs data (gamma ray, resistivity and density), seismic data, and rock properties (porosity and oil saturation) available for this study. The study conclude that Duri “B2” sand is a incised valley fill system, with sedimentation facies as tidal channel, tidal bar, tidal sand ridge, and transgressive lag. Top and bottom of Duri “B2” sand bounded with shallow marine shelf. Result of reservoir characterization avail to answer question about variation of oil recovery performance of wells in Rantaubais Field northern area. Additional data, especially related with well production history, permeability, and fluids properties needed to more understand reservoir characterization of Duri “B2” sand.
ii
KARAKTERISASI RESERVOIR BATUPASIR DURI “B2” UNTUK PENGEMBANGAN LAPANGAN RANTAUBAIS BAGIAN UTARA
Oleh: Dwi Budi Fitrianto NIM: 22005022
Program Studi Teknik Geologi Institut Teknologi Bandung
Menyetujui: Tim Pembimbing Tanggal:...........................
Pembimbing I
( Dr. Djuhaeni )
Pembimbing II
Pembimbing III
( Dr. Eddy A. Subroto )
( Ir. Niniek R. Herdianita, M.Sc. )
iii
PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS Tesis S2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta ada pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut Teknologi Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi pengutipan atau peringkasan hanya dapat dilakukan seizing pengarang dan harus disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya.
Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh tesis haruslah seizin Direktur Program Pascasarjana, Institut teknologi Bandung.
iv
Mungkin ini bukan karya terbaik Tapi semua ini hanya kupersembahkan kepada : Isteriku tercinta Renny Afrianty Anak-anakku tersayang Alisha Azzahra Fitrianto dan dhedhe
v
KATA PENGANTAR
Syukur Alhamdulillah penulis panjatkan kepada Allah swt yang telah melimpahkan rahmat serta petunjuk-Nya, sehingga tesis ini dapat diselesaikan dengan lancar dan tepat waktu. Tesis ini merupakan studi karakterisasi reservoir batupasir Duri “B2” di Lapangan RantauBais bagian utara, dengan penekanan pada stratigrafi sikuen resolusi tinggi (orde 4). Lapangan RantauBais terletak di Kabupaten Bengkalis, Provinsi Riau. Pada kesempatan ini penulis menyampaikan rasa terima kasih kepada: 1. Dr. Djuhaeni, Dr. Eddy A. Subroto dan Ir. Niniek R. Herdianita, M.Sc. selaku dosen pembimbing tugas akhir, 2. Dr. Chalid Idham Abdullah selaku Dosen Wali dan Koordinator Program Pascasarjana Petroleum Geoscience, 3. Ketua Program Studi Teknik Geologi ITB, 4. Staf Pengajar Program Pascasarjana Petroleum Geoscience, 5. Chris Denison atas konsultasi dan mentoringnya, 6. Manajemen PT CPI, 7. Rekan-rekan mahasiswa Program Pascasarjana Petroleum Geoscience tahun ajaran 2005-2007 (khususnya MYD, PWT, MZA, MYA, ISB, LP, dan DK) 8. Orang tua dengan segala doa restunya, 9. Isteriku tercinta Renny Afrianty serta anakku tersayang Alisha Azzahra Fitrianto, yang tak henti-hentinya berdoa dan memberikan semangat buat Ayah. Ayah minta maaf atas waktu bermain dan bersama yang telah tersita selama dua tahun ini. Penulis menyadari adanya kekurangan dalam penulisan tesis ini, sehingga kritik dan saran untuk perbaikan tulisan ini sangat diharapkan. Akhir kata, semoga hasil penelitian ini dapat memberikan manfaat bagi ilmu pengetahuan.
Bandung, 2 Juli 2007 Dwi Budi Fitrianto
vi
DAFTAR ISI
ABSTRAK ............................................................................................................... i ABSTRACT............................................................................................................ ii PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS ................................................................... iv KATA PENGANTAR ........................................................................................... vi DAFTAR ISI......................................................................................................... vii DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... viii DAFTAR TABEL.................................................................................................. xi DAFTAR LAMPIRAN......................................................................................... xii DAFTAR SINGKATAN DAN SIMBOL............................................................ xiii Bab I Pendahuluan .................................................................................................. 1 I.1 Maksud dan Tujuan ....................................................................................... 1 I.2 Lokasi dan Objek Penelitian .......................................................................... 2 I.2.1 Lokasi Penelitian .....................................................................................2 I.2.2 Objek Penelitian......................................................................................5 I.3 Latar Belakang Masalah ................................................................................ 5 I.4 Asumsi dan Hipotesis .................................................................................... 9 I.5 Peneliti Sebelumnya .................................................................................... 10 I.6 Metodologi Penelitian.................................................................................. 10 I.7 Metode Perolehan Data................................................................................ 13 Bab II Geologi Regional ....................................................................................... 16 II.1. Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah ....................................... 16 II.1.1. Struktur Geologi dan Tektonik Cekungan Sumatera Tengah .............16 II.I.2 Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah ...................................18 II.2 Geologi Lokasi Penelitian .......................................................................... 23 II.2.1 Struktur geologi lapangan RantauBais .................................................23 II.2.2 Stratigrafi sikuen lapangan RantauBais ...............................................24 Bab III Analisis Stratigrafi Sikuen....................................................................... 30 III.1 Analisis Sedimentasi Inti Batuan Batupasir Duri “B2” ............................ 32 III.1.1. Analisis sedimen inti batuan sumur RantauBais#41 dan RantauBais#42 .............................................................................................. 34 III.2 Korelasi Stratigrafi Sikuen dan Penyebaraan Fasies................................. 38 III.2.1 Stratigrafi sikuen sumur dengan inti batuan .......................................38 III.2.2 Korelasi stratigrafi sikuen seluruh sumur ...........................................47 III.2.3. Komparasi dengan penelitian sebelumnya.........................................52 Bab IV Karakterisasi Reservoir Batupasir Duri “B2”........................................... 53 IV.1 Analisis Ketebalan Reservoir Batupasir Duri “B2”................................. 54 IV.2 Analisis Properti Batuan Resevoir Batupasir Duri ”B2” .......................... 59 IV.2.1. Pemetaan Data Porositas Batuan .......................................................60 IV.2.2. Pemetaan Data Saturasi Minyak ........................................................62 IV.3. Karakterisasi Reservoir Batupasir Duri “B2” ......................................... 63 Bab V Kesimpulan ................................................................................................ 68 Daftar Pustaka ....................................................................................................... 70
vii
DAFTAR GAMBAR
Gambar I. 1. Lokasi lapangan konsesi PT CPI di Cekungan Sumatera Tengah. Lokasi penelitian adalah lapangan RantauBais, yang terletak sekitar 40 km lapangan minyak Duri............................................................. 2 Gambar I. 2. Pembagian lapangan RantauBais menjadi tiga bagian: utara, tengah, dan selatan, yang dipisahkan oleh dua garis imajiner. Pembagian ini berdasarkan variasi stratigrafi dan struktur. Kontur adalah kontur ketebalan lapisan Duri “B2” (Hazairin, 1999). .................................. 3 Gambar I. 3. Tipikal data log sumur lapangan RantuBais (sumur RantauBais#2), terdiri dari Formasi Duri, Bekasap, dan Formasi Bangko. Data log merupakan data log sinar gamma yang dicerminkan......................... 4 Gambar I. 4. Tipikal data log sumur-sumur di lapangan RantauBais bagian utara dan tipikal data sumur di area tersebut. Objek penelitian adalah reservoir batupasir Duri “B2”. ........................................................... 5 Gambar I. 5. Akumulasi produksi tiap sumur di lapangan RantauBais bagian utara, menunjukkan tingkat perolehan minyak masing-masing sumur dan cadangan yang diperkirakan masih ada....................................... 7 Gambar I. 6. Sistematika korelasi rinci dengan menggunakan metode stratigrafi sikuen resolusi tinggi (modifikasi dari van Wagoner dkk., 1999). 12 Gambar I. 7. Diagram alir metode penelitian. Data utama penelitian adalah data deskripsi inti batuan dan data lubang bor, sedang data lainnya dalah data pendukung dan merupakan data terproses................................ 13 Gambar I. 8. Peta dasar yang memperlihatkan penyebaran data sumur yang dipakai dalam penelitian ini, termasuk lima sumur dengan data inti batuan. Nama sumur diwakili oleh nomor sumur. ........................... 14 Gambar II. 1. Peta Cekungan Sumatera Tengah. Daerah yang diarsir merupakan cekungan yang ada di Sumatera dan Jawa bagian barat. Cekungan Sumatera Tengah ditunjukkan oleh daerah yang berarsir dan bergaris merah, beserta batas-batas cekungannya (diadaptasi dari Yarmanto dan Aulia, 1988)............................................................................... 17 Gambar II. 2. Kolom tektonostratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah. Objek penelitian terdapat pada Formasi Duri di dalam Kelompok Sihapas (Heidrick dan Aulia, 1993)................................................. 23 Gambar II. 3. Pola struktur lapangan RantauBais. Di bagian barat dibatasi oleh rangkaian patahan utama, yang berarah sama dengan arah struktur antiklinnya (Hazairin, 1999). ........................................................... 24 Gambar II. 4. Model stratigrafi sikuen dari lapangan RantauBais. Batupasir Duri ”B” diinterpretasikan sebagai satu tubuh batuan dan diendapkan secara selaras di atas rangkaian batu pasir Duri ”C”(Denison dan Pujiarko, 1999)................................................................................. 27 Gambar II. 5. Batas-batas sikuen yang telah diidentifikasi sebelumnya beserta interpretasi trek sistem pengendapannya. Ditampilkan pada sumur RantauBais#2 (Denison dan Pujiarko, 1999)................................... 28
viii
Gambar II. 6. Letak objek penelitian di dalam kerangka stratigrafi sikuen dari lapangan RantauBais yang telah diidentifikasikan sebelumnya. ..... 29 Gambar III. 1. Letak interval inti batuan pada masing-masing sumur dengan data inti batuan......................................................................................... 33 Gambar III. 2. Foto inti batuan sumurRantauBais#41 pada interval 698 – 704 kaki. Pada interval kedalaman 703 kaki dijumpai adanya kenampakan permukaan glossifungites................................................................. 35 Gambar III. 3. Hasil deskripsi inti batuan pada sumur RantauBais#41 pada interval 698 – 707,8 kaki. ................................................................ 36 Gambar III. 4. Deskripsi inti batuan sumur RantauBais#41 pada interval 727 – 739,4 kaki. Tampak permukaan glossifungites pada kedalaman 731 kaki yang diinterpretasikan sebagai batas sikuen. ........................... 39 Gambar III. 5. Interpretasi stratigrafi sikuen reservoir Duri ”B2” pada sumur RantauBais#41. Batas sikuen SB D1-1 diinterpretasikan pada kedalaman 731 kaki, sedang flooding surface FS pada kedalaman 696 kaki............................................................................................ 41 Gambar III. 6. Deskripsi inti batuan sumur RantauBais#42 pada interval 736,2 – 748,8 kaki. Tampak permukaan glossifungites pada kedalaman 745,5 kaki yang diinterpretasikan sebagai batas sikuen. ........................... 42 Gambar III. 7. Interpretasi stratigrafi sikuen reservoir Duri ”B2” pada sumur RantauBais#42. Batas sikuen SB D1-1 diinterpretasikan pada kedalaman 745,5 kaki, sedang flooding surface FS pada kedalaman 706 kaki............................................................................................ 43 Gambar III. 8. Perbandingan respons log sinar gamma dengan hasil deskripsi inti batuan pada sumur RantauBais#28. (deskripsi inti batuan disarikan dari Denison dan Pujiarko, 1999). ................................................... 45 Gambar III. 9. Interpretasi stratigrafi sikuen pada sumur RantauBais#15, RantauBais#25, dan RantauBais#28. ............................................... 46 Gambar III. 10. Korelasi stratigrafi sikuen antara lima sumur dengan inti batuan di lapangan RantauBais bagian utara. .................................................. 46 Gambar III. 11. Peta dasar lapangan RantauBais bagian utara dengan arah lintasan delapan penampang sumur............................................................... 47 Gambar III. 12. Korelasi stratigrafi sikuen penampang US2, menunjukkan interpretasi batas sikuen, flooding surface, dan lapisan pada reservoir batupasir Duri ”B2”. ........................................................................ 48 Gambar III. 13. Korelasi stratigrafi sikuen penampang BT2, menunjukkan interpretasi batas sikuen, flooding surface, dan lapisan pada reservoir batupasir Duri ”B2”. ........................................................................ 49 Gambar III. 14. Korelasi stratigrafi sikuen penampang BT3, menunjukkan interpretasi batas sikuen, flooding surface, dan lapisan pada reservoir batupasir Duri ”B2”. ........................................................................ 49
ix
Gambar III. 15. Korelasi stratigrafi sikuen penampang US1, menunjukkan anomali kenampakan yang ada pada sumur RantauBais#14. .......... 51 Gambar III. 16. Korelasi stratigrafi sikuen penampang BT1, menunjukkan penyebaran lapisan batupasir yang mengkasar ke atas, dibagian barat laut lapangan RantauBais bagian utara. ........................................... 51 Gambar III. 17. Perbandingan stratigrafi sikuen hasil studi dengan kerangka stratigrafi sikuen yang telah ada (disarikan dari Denison dan Pujiarko, 1999)................................................................................. 52 Gambar IV. 1. Peta struktur puncak reservoir Duri ”B2” di lapangan RantauBais bagian utara, antiklin berarah barat laut-tenggara dan semakin tinggi ke arah utara. .................................................................................... 55 Gambar IV. 2. Peta ketebalan reservoir batupasir Duri ”B2” dengan batas atas adalah permukaan banjir (flooding surface) di atas reservoir batupasir Duri ”B2” dan batas bawah batas sikuen SB D-11. ......... 56 Gambar IV. 3. Peta ketebalan lapisan tidal channel reservoir batupasir Duri ”B2”. .......................................................................................................... 56 Gambar IV. 4. Peta struktur puncak reservoir batupasir Duri ”B” lapangan RantauBais, hasil interpretasi data seismik 3 dimensi. Tampak struktur antiklin minor di bagian barat laut (NW). .......................... 58 Gambar IV. 5. Penampang seismik 3 dimensi, melintang barat-timur di lapangan RantauBais bagian utara. Terdapat kenampakan antiklin minor di bagian barat. ..................................................................................... 58 Gambar IV. 6. Peta porositas rata-rata reservoir batupasir Duri “B2” di lapangan RantauBais bagian utara, menunjukkan pola penyebaran yang berada di bagian tengah lapangan................................................................ 61 Gambar IV. 7. Peta porositas maksimum reservoir batupasir Duri “B2” di lapangan RantauBais bagian utara menunjukkan pola penyebaran yang berada di bagian tengah lapangan. .......................................... 61 Gambar IV. 8. Peta saturasi minyak rata-rata reservoir batupasir Duri “B2” di lapangan RantauBais bagian utara. Pola penyebaran dipengaruhi oleh pola struktur dari batupasir Duri “B2”............................................. 62 Gambar IV. 9. Peta saturasi minyak maksimum reservoir batupasir Duri “B2” di lapangan RantauBais bagian utara. Pola penyebaran dipengaruhi oleh pola struktur dari batupasir Duri “B2”............................................. 63 Gambar IV. 10. Penampang sumur yang memotong lapangan RantauBais bagian utara dengan arah barat laut-tenggara, menunjukkan data log sumur RantauBais#14 dibandingkan dengan data log sumur yang lain. .... 64 Gambar IV. 11. Ilustrasi model incised valley batupasir Duri “B2” serta perubahan fasies batupasir ke arah barat laut lapangan RantauBais bagian utara. .......................................................................................................... 66
x
DAFTAR TABEL
Tabel I. 1. Tabel produksi rata-rata setiap tahun sumur di lapangan RantauBais bagian utara setelah dinormalisasi. ....................................................... 7 Tabel I. 2. Tabel nilai HPT dan akumulasi minyak rata-rata per tahun per HPT dari sumur-sumur di lapangan RantauBais bagian utara....................... 8 Tabel III. 1. Hasil identifikasi fasies pengendapan dan ciri-ciri sedimentasinya di lapangan RantauBais (Denison dan Pujiarko, 1999)........................... 31 Tabel IV. 1. Tabel data properti batuan (porositas dan saturasi minyak) dari reservoir batupasir Duri “B2” di lapangan RantauBais bagian utara.. 60
xi
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran A: Deskripsi inti batuan sumur RantauBais#41 dan RantauBais#42 ... 71 Lampiran B: Penampang Melintang Sumur di Lapangan RantauBais Bagian Utara .......................................................................................................... 85
xii
DAFTAR SINGKATAN DAN SIMBOL
Singkatan
Nama
Pemakaian pertama kali pada halaman
GAPI
Gravity American Petroleum Index
5
HPT
Hydrocarbon Pore Thickness
8
PT CPI
PT Chevron Pacific Indonesia
14
jtyl
juta tahun yang lalu
20
SB
Sequence Boundary
28
FS
Flooding Surface
28
MFS
Maximum Flooding Surface
28
TST
Transgressive System Tract
37
HST
High-stand System Tract
40
Simbol
Nama
θ
Porositas
Pemakaian pertama kali pada halaman 8
xiii
