RISALAH RAPAT. FINAL STATIK LAPANGAN Randugunting Wilayah Kerja Randugunting, KKKS Randugunting

RISALAH RAPAT FINAL STATIK LAPANGAN Randugunting Wilayah Kerja Randugunting, KKKS Randugunting Hari, tanggal Waktu Tempat Diadakan oleh

: : : :

Agenda

:

Rabu 12 April 2017/Selasa, 2 Mei 2017 /Selasa, 16 Mei 2017 Jam 09:00 – 11:15 Ruang C, Lantai 22,SKKMigas,Gd.Wisma Mulia Dinas Pengembangan Lapangan, Divisi Pengkajian dan Pengembangan SKK Migas Pembahasan Aspek Sertifikasi Cadangan Lapangan Randugunting :  Ringkasan Eksekutif  Pembahasan o Geologi o Geofisika o Petrofisika o Model Statik  Kesimpulan

1. RINGKASAN EKSEKUTIF 1.1

SEJARAH SINGKAT WILAYAH KERJA RANDUGUNTING

Kontrak Kerja Sama Minyak dan Gas Bumi (KKKS) Wilayah Kerja Randugunting ditandatangani antara Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) sekarang disebut Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) dengan Pertamina Hulu Energi Randugunting (PHE Randugunting), Petronas Carigali dan PetroVietnam EP pada tanggal 9 Agustus 2007 dan masuk dalam aturan block basis. Luas awal wilayah kerja adalah 2627,95 km2. Wilayah Kerja Randugunting terletak di Cekungan Jawa Timur, daratan (onshore) bagian utara propinsi Jawa Tengah dan Jawa Timur. Ke arah timur berbatasan dengan Wilayah Kerja PPEJ dimana terdapat struktur temuan Sumber berupa gas dari reservoar karbonat Ngimbang berumur Oligosen Awal. Ke arah selatan kurang lebih 30 km berbatasan dengan Wilayah Kerja Pertamina EP dan PPEJ dimana terdapat Lapangan Sukowati dan Lapangan Mudi (PPEJ) dari reservoar Tuban karbonat yang diendapkan pada lingkungan laut dangkal berumur Miosen Awal. Ke arah barat berbatasan dengan Wilayah Kerja Sele Raya dan ke arah utara dengan wilayah terbuka lepas pantai. PHE Randugunting melakukan pemboran sumur Djapah Gede-1 (DPG-1) pada tahun 2010 untuk memenuhi komitmen pasti pemboran sumur di tahun ketiga. Tujuannya adalah untuk mengetahui potensi hidrokarbon pada batupasir Ngrayong berumur Miosen Tengah. Namun sumur DPG-1 ini ditutup sebelum mencapai target dikarenakan adanya masalah operasional. Pada tahun 2010, PHE Randugunting mengembalikan 10% dari luas awal wilayah kerja untuk memenuhi kewajiban pengembalian sebagian wilayah kerja pertama, sehingga menyisakan luas 2365,04 km2 atau 90% dari luas awal Wilayah Kerja Randugunting. PHE Randugunting melakukan pemboran sumur Cempaka Emas-1 (CPE-1) pada tahun 2011 untuk memenuhi komitmen pasti tahun ketiga menggantikan sumur DPG-1. Tujuannya untuk mengetahui potensi hidrokarbon Sertifikasi Cadangan Lapangan Randugunting

pada reservoar karbonat Oligosen Ngimbang. Sumur CPE-1 ini ditutup dan dinyatakan kering karena tidak berhasil menemukan hidrokarbon seperti yang diharapkan. PHE Randugunting kembali melakukan pemboran sumur Kenangarejo-1 (KGR-1) pada tahun 2013 untuk memenuhi komitmen pasti tahun kelima. Tujuannya untuk mengetahui potensi hidrokarbon pada batupasir Ngrayong berumur Miosen Tengah. Sumur KGR-1 ini ditutup dan dinyatakan kering karena tidak berhasil menemukan hidrokarbon seperti yang diharapkan. PHE Randugunting mengajukan Perpanjangan Jangka Waktu Eksplorasi (PJWE) sebelum berakhirnya jangka waktu 6 tahun masa eksplorasi pada tanggal 8 Agustus 2013 kepada SKK Migas. SKK Migas memberikan persetujuan terhadap PJWE tersebut selama 4 tahun, mulai tahun ke-7 hingga tahun ke-10 yaitu tanggal 8 Agustus 2017. Komitmen kerja yang diajukan terdiri dari pengambilan data seismik 3D seluas 100 km2, pemboran 2 sumur eksplorasi dan studi untuk persiapan Plan of Development I (POD I). Di tahun 2013, PHE Randugunting juga melakukan pengembalian kedua sebagian wilayah kerja yaitu sebanyak 10%. Luas wilayah kerja yang dipertahankan saat ini adalah 2102,04 km2 yaitu 80% dari luas awal wilayah kerja sesuai surat persetujuan dari Dirjen MIGAS No. 10987/13/DJM.E/2014 tanggal 17 September 2014 dan disampaikan melalui surat SKK Migas No.SRT-1408/SKKE0000/2014/S1 tanggal 17 Oktober 2014. Menjelang berakhirnya kontrak kerja tahun ke-7, PetroVietnam EP dan Petronas Carigali mengajukan permohonan pengunduran diri dari Kontrak Kerja Sama Wilayah Kerja Randugunting. Pada tanggal 15 Februari 2015, Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi menyetujui pengalihan sebagian participation interest atas Wilayah Kerja Randugunting yang semula dimiliki Petronas Carigali kepada PHE Randugunting sebesar 30%. Pada tanggal 1 Februari 2017, Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi menyetujui pengalihan sebagian participation interest atas Wilayah Kerja Randugunting yang semula dimiliki PetroVietnam kepada PHE Randugunting sebesar 30%. Dengan demikian komposisi pemegang participating interest (PI) pada Wilayah Kerja Randugunting yaitu Pertamina Hulu Energi sebesar 100%. Sumur Wonopotro-1 (WON-1) ditajak pada tanggal 1 Agustus 2015 dengan kedalaman akhir 1500 m MD. Sumur ini berhasil menemukan minyak dan gas yang dibuktikan dari pengambilan data DST pada reservoar Formasi Tuban. Evaluasi akhir dari struktur ini berstatus penemuan tidak ekonomis (uneconomic discovery) dan masih membutuhkan data bawah permukaan tambahan lain, khususnya data seismik 3D. PHE Randugunting melakukan pemboran sumur eksplorasi kedua di Struktur Randugunting yaitu Randugunting-2 (RGT-2) pada tanggal 21 November 2016. Tiga dari empat DST yang dilakukan berhasil mengalirkan gas dan kondensat ke permukaan dengan laju alir yang signifikan, terutama memastikan potensi reservoar A Struktur Randugunting (equivalen dengan DST#1A Sumur RGT-1 dan DST#4 Sumur RGT-2). Struktur Randugunting telah dievaluasi berdasarkan data seismik 2D dan pemboran 2 sumur, RGT-1 dan RGT-2. PHE Randugunting menilai bahwa struktur tersebut layak untuk dikembangkan, untuk itu PHE Randugunting mengajukan PSE Struktur Randugunting ke SKK Migas. Dari hasil rapat tanggal 3 Februari 2017 mengenai pembahasan PSE Struktur Randugunting, Divisi Eksplorasi SKK Migas dan PHE Randugunting, PSE Struktur Randugunting dapat disetujui dan dinyatakan bahwa tidak membutuhkan kegiatan eksplorasi tambahan. Oleh karena itu PHE Randugunting berencana mengembangkan Lapangan Randugunting melalui tahapan POD I. Jika POD I disetujui maka Wilayah Kerja Randugunting akan berubah dari wilayah kerja eksplorasi menjadi wilayah kerja produksi yang akan berakhir pada tanggal 8 Agustus 2037 sesuai Kontrak Kerja Sama Wilayah Kerja Randugunting. Sertifikasi Cadangan Lapangan Randugunting

Berhubung masa kontrak kerja tahun ke-10 KKKS Randugunting berakhir pada tanggal 8 Agustus 2017, maka PHE Randugunting mengajukan Tambahan Waktu (TW) selama 9 bulan dimulai sejak tanggal 9 Agustus 2017 sampai dengan tanggal 8 Mei 2018 untuk dapat menyiapkan dan mendapatkan persetujuan POD I dari Pemerintah Republik Indonesia. Peta lokasi dan ringkasan singkat mengenai Wilayah Kerja Randugunting dijelaskan pada gambar 1.1 di bawah ini.

Original Area 100% 2627,95 km2

1st Relinquishment Area 90% 2365,04 km2

Current Area 80% 2102,04 km2

• Participant Interest: PHE Randugunting 100% • Schedule o 9 Ags 2007 : Signed PSC o 9 Ags 2013 : End exploration phase 2 o 9 Ags 2017 : End exploration phase 3/ POD phase

Gambar 1.1 Wilayah Kerja Randugunting 1.2

KOMITMEN WILAYAH KERJA RANDUGUNTING

Semua komitmen pasti kontrak tahun ke-1 sampai kontrak tahun ke-3, komitmen kerja kontrak tahun ke-4 sampai kontrak tahun ke-6 Wilayah Kerja Randugunting sudah dipenuhi seperti disimpulkan pada tabel 1.1 di bawah ini. Komitmen pengajuan POD I yang tercantum pada kontrak tahun ke-10 rencananya akan dilanjutkan ke kontrak tahun ke-11 pada masa Tambahan Waktu (TW) yang akan berakhir pada tanggal 8 Agustus 2018.

Tabel 1.1 Komitmen vs Realisasi (Kontrak Tahun Ke 1 – 11) Kontrak Tahun Ke-

Komitmen

1 (9 Ags 2007 - 8 Ags 2008)

Komitmen Pasti

2 (9 Ags 2008 - 8 Ags 2009)

Program Kerja

Realisasi

- G&G

- Studi G&G

Komiten Pasti

- G&G - Akuisisi & prosesing seismic 2D 500 km

- Studi G&G - Akuisisi & prosesing seismic 2D 700 km

3 (9 Ags 2009 - 8 Ags 2010)

Komitmen Pasti

- Studi G&G - 1 Sumur Eksplorasi

- Studi G&G - Pemboran sumur DPG-1 (tidak mencapai target)

4

Komitmen

- G&G

- Studi G&G

Sertifikasi Cadangan Lapangan Randugunting

Tabel 1.1 Komitmen vs Realisasi (Kontrak Tahun Ke 1 – 11) Kontrak Tahun Ke-

Komitmen

(9 Ags 2010 - 8 Ags 2011)

Kerja

- Akuisisi & prosesing seismic 2D 300 km

- Akuisisi & prosesing seismic 2D 200 km

5 (9 Ags 2011 - 8 Ags 2012)

Komitmen Kerja

- G&G - 1 Sumur Eksplorasi

- Studi G&G - Pemboran sumur CPE-1

6 (9 Ags 2012 - 8 Ags 2013)

Komitmen Kerja

- G&G

- Studi G&G

7 (9 Ags 2013 - 8 Ags 2014)

Program Kerja PJWE

- G&G - 1 Sumur Eksplorasi

- Studi G&G - Pemboran sumur KGR-1

8 (9 Ags 2014 - 8 Ags 2015)

Program Kerja Kerja PJWE

9 (9 Ags 2015 - 8 Ags 2016)

Program Kerja PJWE

10 (9 Ags 2016 - 8 Ags 2017)

11 (9 Ags 2017 - 8 Ags 2018)

Program Kerja

Realisasi

- G&G - Akuisisi & prosesing seismic 3D 100km2 - 1 Sumur Eksplorasi - Studi G&G - Studi Persiapan POD

- Studi G&G - Pemboran sumur WON-1 - Studi G&G - Pemboran sumur RGT-2 - Analisis Lab. Data Sumur Randugunting - Studi GGR Struktur Randugunting dan Sertifikasi Cadangan - Studi Kelayakan Pre-FEED

Program Kerja PJWE

- Pengajuan POD I

Program Kerja TW (sedang dalam proses)

- Studi Kelayakan Pre-FEED - Pengajuan POD I

Penyerahan salinan data hasil aktifitas operasi perminyakan juga telah dilaksanakan pada tanggal 26 Juni 2014 kepada Ditjen Migas, terutama berupa data seismik 2D pada wilayah yang dilepas (relinquish) dan data-data bawah permukaan yang ada di Blok Randugunting.


1.3

Tujuan

Tujuan Pengembangan Lapangan Randugunting melalui POD adalah untuk memproduksikan cadangan gas dan kondesat sebesar 6,641 BSCF pada Zona reservoir-1 melalui 1 sumur dan diharapkan produksi gas (on stream) dimulai tahun 2018. 1.4

Ruang Lingkup

Ruang lingkup kegiatan kegiatan-kegiatan untuk mencapai tujuan tersebut adalah sebagaimana dijelaskan berikut ini. 1.4.1 Lingkup Subsurface Studi yang komprehensif telah dilakukan pada Lapangan Randugunting, meliputi interpretasi dan pemetaan memakai data seismik 2D RGT09 dari survei yang diakuisisi tahun 2009, data seismik lama, data sumursumur yang tersedia, studi yang terintegrasi dibidang geologi, geofisika termasuk inversi, petrofisika, analisa laboratorium sehingga dihasilkan peta struktur kedalaman, penyebaran reservoar dan model geologi zona hidrokarbon yang ditemukan. Perangkap struktur Lapangan Randugunting berupa 3-4 way dip antiklin. Luas Lapangan Randugunting mencapai  12 km2 dengan panjang  4 km berarah utara-selatan dan lebar  3 km berarah timur-barat. Sand-1 yang mengandung gas dan kondensat di Lapangan Randugunting berasal dari Formasi Ngrayong berumur Miosen Tengah yang merupakan endapan sand bar, terendapkan pada lingkungan pengendapan inner neritic. Sand-1 dapat dikorelasikan dari sumur RGT-1 ke arah barat daya di RGT-2 dengan kedalaman reservoar berkisar 879 m MD hingga 885 m MD. Ketebalan bersih Sand-1 sekitar 7 m. Hasil Drill Stem Test (DST) membuktikan adanya gas dan kondensat dari Sand-1. Gambar 1.2 dan tabel 1.2 di bawah ini merupakan rangkuman Sand-1 dan hasil tes pada sumur-sumur di Lapangan Randugunting.


RGT-2

SW

RGT-1

120 m

NE

DST-5 w (473-478m) No flo , 0 Psi;

DST-4 (595-)98m) Vol gas 0.04 Cu , 145 Psi;

DST-3 (746-750 &753-760m) Vol gas 0.04 Cu , 145 Psi;

DST-2 (829-835m) Chamber= Vol gas 0.008 Cu , 75 Psi DST-1A (873-878m) 5 mmscfd + 10 bcpd

DST-4 (879-885m)

DST-3 (959-962m, 967-970m)

TD 1200mD • RGT-2 DST-1 and DST-2 is new forma on, was not penetrated by RGT-1 well. • RGT-2 DST-3 is new pay zone, was not recognized ? nor tested in RGT-1 well • RGT-2 DST-4 equal to proven DST-1A in RGT-1 well

DST-2 (1399-1406m) DST-1 (1439-1442m) No flow to surface

TD 1500mD

Gambar 1.2 Zona Reservoar yang Mengandung Hidrokarbon Lapangan Randugunting Tabel 1. 2 Ringkasan Hasil Tes Lapangan Randugunting Interval Perforasi Tahun

Sumur

Net Pay (m)

Jepitan

m MD

m TVDSS (-)

Zona

Ringkasan

1996

RGT-1

1 (DST#1A)

873 - 878

823.9 – 828.9

7

32'/64'

UKL#1: 5,193 MMSCFD, 10 BCPD

2016

RGT-2

1 (DST#4)

879 - 885

821.1 – 827.1

7

64'/64'

DST#4: 12,94 MMSCFD, 130 BCPD

1.4.2 Cadangan Lapangan Randugunting PHE Randugunting telah melakukan studi GGR (Geologi, Geofisika, Reservoar) untuk menentukan cadangan dan sertifikasi cadangan gas ini dilakukan oleh Lemigas. Studi modeling statik dilakukan terhadap Lapangan Randugunting dengan menggunakan data seismik 2D. Properti batuan antara lain Vsh, porositas dan Sw disebarkan di seluruh Struktur Randugunting dengan panduan seismik 2D tersebut. Total Original Gas in Place (OGIP) di Lapangan Randugunting adalah 6,641 BSCF (P1), Perhitungan cadangan struktur Randugunting dihitung berdasarkan hasil analisa well test, jarak dari sumur RGT-2 ke boundary, L = 810 ft (247 m) dengan jarak radius investigasi (Ri) = 3071,48 ft (936.2 m) sehingga perhitungan cadangan gas dengan memakai 1,5 x Rinv = 1404,3.


2. PEMBAHASAN 2.1

GEOLOGI

2.1.1

Tektonik

Wilayah Kerja Randugunting terletak di onshore Cekungan Jawa Timur dengan batas utara adalah pesisir utara Jawa Timur dengan luasan blok adalah 2102 Km2. Secara tektonik lempeng, Blok Randugunting terletak diantara ujung selatan Lempeng Sunda dan ujung utara accreted continental terrane (Gambar 2.1). Batas tersebut juga dinamakan sebagai paleogene shelf edge (Gambar 2.2) yang memanjang barat – timur yang menggambarkan pengendapan laut dalam ke arah selatan dan pengendapan laut dangkal ke arah utara hingga Oligosen Akhir. Perbedaan lempeng tersebut juga mempengaruhi pola pengendapan dan ketebalan sedimen Miosen dimana sedimen yang diendapkan di atas Lempeng Sunda memiliki sedimen yang relatif tipis dan lebih stabil, sementara sedimen yang diendapkan di atas accreted continental terrane memiliki sedimen yang relatif lebih tebal dan mengalami deformasi (Gambar 2.3). Pada umumnya deformasi di Cekungan Jawa Timur bagian selatan (onshore) sering dianggap hanya terjadi pada Plio-Plistosen dengan ditunjukkanya pelipatan batuan seperti halnya di Zona Rembang-MaduraKangean-Sakala (RMKS). Namun, berdasarkan pemahaman pola sedimentasi dari data sumur, deformasi tersebut justru dimulai lebih awal yaitu Miosen, walaupun dengan tingkat yang jauh lebih rendah.

Gambar 2.1 Posisi Blok Randugunting yang terletak antara dua lempeng (after Lunt 2013).


Gambar 2.2 Posisi Paleogene shelf edge yang berada di Blok Randugunting

Gambar 2.3 Lintasan seismik NW – SE pada Blok Randugunting.

2.1.2

Tektonostratigafi

Stratigrafi di Blok Randugunting lebih menggambarkan tektonostratigrafi daripada litostratigrafi, dimana jenis batuan dapat berbeda selama pengendapan pada umur yang sama akibat heterogenitas aktivitas tektonik. Berdasarkan setting tektonik, tektonostratigrafi di Blok Randugunting terbagi menjadi endapan syn-rift, postrift, dan endapan inversi (Gambar 2.4).


Sedimen syn-rift terendapkan selama pre Eosen Tengah hingga Oligosen Akhir saat tektonik ekstensional. Secara litostratigraphy, endapan tersebut dinamakan Formasi Ngimbang yang didominasi oleh sedimen laut, baik laut dangkal maupun laut dalam. Secara litologi, jenis batuan sedimen didominasi oleh karbonat di laut dangkal, marine shale, dan terkadang marine sandstone. Karakter utama dari endapan syn-rift adalah lebih tipis di flexure margin dan lebih tebal di depocenter atau dekat bounding fault. Pengendapan karbonat umumnya terdapat di daerah flexure margin, sedangkan di depocentre atau slope, didominasi oleh pengendapan sedimen klastik halus (marine shale) dan terkadang marine sandstone.

Gambar 2.4 Stratigrafi Blok Randugunting

Sedimen post-rift diendapkan selama Oligosen Akhir hingga Miosen Akhir, dimana aktivitas tektonik Miocene seringkali mengontrol proses sedimentasi. Aktivitas tektonik Miosen Awal mengakibatkan pendangkalan lingkungan dari laut dalam pada saat Oligosen Akhir menjadi laut dangkal pada saat Miosen Awal, sedangkan aktivitas tektonik Miosen Tengah mengakibatkan pengendapan klastik yang berbutir lebih kasar seperti batupasir Formasi Ngrayong. Secara litostratigrafi, sedimen post-rift terdiri dari Formasi Kujung, Formasi Rancak, Formasi Tuban, Formasi Ngrayong, Formasi Bulu, dan Formasi Wonocolo yang umumnya diendapkan di lingkungan laut dangkal. Secara litologi, jenis batuan sedimen dicirikan oleh karbonat untuk Formasi Kujung, Bulu dan Rancak, marine shale untuk Formasi Tuban dan Formasi Wonocolo, serta marine sandstone untuk Formasi Tuban dan Formasi Ngrayong. Selama post-rift, Lempeng Sunda lebih stabil sedangkan accreted continental terranes lebih dinamis. Hal ini berkonsekuensi pada ketebalan batuan, dimana lebih tebal batuan yang diendapkan pada accreted continental terranes, namun batuan yang diendapkan pada Lempeng Sunda umumnya memiliki ketebalan yang sama. Stratigrafi selama inversi diendapkan pada saat Plio-Plistosen sebagai respon fase kompresi tektonik.


Secara litostratigrafi, endapan post-rift terdiri dari Formasi Lidah yang terdiri dari Anggota Ledok, Mundu, Selorejo yang semuanya diendapkan pada lingkungan laut dangkal dan laut dalam. Secara litologi, jenis batuan anggota tersebut dicirikan oleh sedimen klastik pada Anggota Ledok dan Lidah, dan karbonat Mundu yang diendapkan di bagian selatan dari blok. Endapan ini umumnya diendapkan di bagian lereng utara dan selatan dari Zona Rembang. 2.2

EKSPLORASI HIDROKARBON

2.2.1

Kegiatan Eksplorasi Terdahulu

Kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi di sekitar Wilayah Kerja Randugunting dimulai di tahun 1876 ketika BPM (Perusahaan Belanda) melakukan pemetaan permukaan dan rembesan minyak (oil seeps). Penemuan minyak pertama adalah 10 km dari Surabaya yaitu Lapangan Kuti tahun 1888 yang kemudian diteruskan dengan penemuan lapangan lain seperti Ledok (26 MMBO), Nglobo (13 MMBO) dan ada yang masih berproduksi sampai sekarang yaitu Kawengan (120 MMBO). Kebanyakan poduksi berasal dari batuan Ngrayong berumur Miosen Tengah, walaupun Formasi Wonocolo di atasnya dan Formasi Tuban di bawahnya juga produktif di beberapa lapangan yang lebih kecil. Di dalam Blok Randugunting sendiri, paling tidak ada lima lapangan yang ditemukan yaitu Candi, Ngiono, Platungan, Ngasinan dan Ngapus.

Eksplorasi moderen di Blok Randugunting dimulai dengan pemboran sumur Jatirogo-1 (JTR-1) oleh Pertamina. Sumur ini tidak berhasil menemukan hidrokarbon dan dinyatakan kering. Selanjutnya beberapa sumur eksplorasi dibor dengan target reservoar batugamping terumbu yaitu Purwodadi-1 (PWD-1) dan Dermawu-1 (DMW-1). Kedua sumur tersebut tidak berhasil menemukan hidrokarbon dikarenakan kualitas reservoar yang kurang baik.

Pada tahun 1996, Pertamina melakukan pengeboran sumur Randugunting-1 (RGT-1) dan menemukan gas di reservoar di Formasi Ngrayong dengan laju alir 5,2 mmscfd gas dan 10 BCPD kondensat.

Adanya keberhasilan eksplorasi dengan hasil signifikan dari reservoar batugamping terumbu di sekitar yaitu Lapangan Mudi (1994) dan Banyuurip (1998) membuat tren eksplorasi ditujukan untuk mencari reservoar batugamping lainnya. Pada tahun 2000, Pertamina melakukan pemboran sumur Lasem-1 (LSM-1) dengan status sumur kering. Sumur ini dinilai tidak konklusif dengan adanya oil & gas shows pada laporan sumur.

Setelah adanya Blok Randugunting dimulai pada tahun 2007, telah dilakukan beberapa pengeboran eksplorasi seperti yang dijelaskan pada bab 1.1. Pada tahun 2016, eksplorasi berhasil menemukan gas dalam jumlah yang signifikan di Lapangan Randugunting setelah pemboran sumur eksplorasi Randugunting-2 (RGT-2).

Ringkasan sumur-sumur eksplorasi di Blok Randugunting dan sekitarnya dijelaskan dalam Gambar 2.5.


DRILLING HISTORY 2007 - 2016 PHE Randugunting PSC Signed between Indonesia, Malaysia & Vietnam

Before 2007

Drilled Cempaka Emas (CPE-1) Well with total depth 2850 m MD, Objective Carbonate of Kujung Fm. There’s no no well test conducted Well Status is Plugged and Abandoned as Dry hole

2010

2007

Owned by PT. Pertamina EP and drilled Well Jatirogo-1 ( 1 9 8 0 ) , Dermawu-1(1981), Randugunting-1 (1996) and Lasem-1 (2000).

Oil Price Decreased and Malaysia & Vietnam are w i t h d r a w f r o m Randugunting Block at the end of 2014

2013 2011

Drilled Djapah Gede (DPG-1) Well with total depth 344 m MD (actual), Objective Sandstone of Ngrayong Fm.There’s no no well test conducted due to hole problem. Well Status is Plugged and Abandoned as Dry hole

RGT-2

with total depth 1500 m MD, with focus priority in Gas Discovery to fulfil Business Needs in East & Central Java (189 BBTUD)

2015 2014

Drilled Kenangaredjo (KGR-1) Well with total depth 2200 m MD, Objective Sandstone of Ngrayong Fm. 3 DST’s neither oil nor gas were discovered. Well Status is Plugged and Abandoned as Dry hole

2016

Drilled Wonopotro (WON-1) Well with total depth 1500 m MD, Objective Sandstone of Tuban Fm. 4 DST’s, oil and gas discovered. Well Status is Discovery Well

Gambar 2.4 Posisi dan Status Sumur Blok Randugunting

2.2.2

Lapangan Randugunting

Lapangan Randugunting terletak di daratan, kurang lebih 5 km ke arah timur dari lapangan tua Candi. Pada Struktur Randugunting terdapat 2 sumur yang sudah dibor yaitu Randugunting-1 (RGT-1) dan Randugunting2 (RGT-2). Struktur Randugunting didasarkan pada interpretasi data seismik 2D berupa 3-4 way dip closure. Reservoar utamanya adalah sand 1 dengan lingkungan pengendapan inner neritic yang berumur Miosen Tengah. 2.2.2.1

Ringkasan Sumur Randugunting-1 (RGT-1)

Sumur Randugunting-1 ditajak tanggal 23 Februari 1996 dengan disain sumur vertical dan rencana kedalaman akhir 1200 m MD. Sumur ini menemukan reservoar batupasir yang diendapkan pada lingkungan inner neritic dan berumur Miosen Tengah. Berdasarkan analisa petrofisik, sumur Randugunting-1 berhasil menemukan lapisan batupasir yang mengandung hidrokarbon dengan total ketebalan bersih 6 m. Lapisan ini terletak pada kedalaman 871,5 m MD terdiri dari batupasir yang mengkasar ke atas (coarsening upward), yang diendapkan pada lingkungan inner neritic Formasi Ngrayong. Dari 5 zona reservoar yang dites, satu diantaranya membuktikan adanya minyak dan gas berdasarkan data Uji Kandung Lapisan (UKL). Dari korelasi gradien tekanan disimpulkan adanya kontak minyak dan gas pada sand 1 dimana zona minyak memenuhi sampai ke batas bawah reservoar. Pada sumur ini tidak dilakukan MDT.


Analisa biostratigrafi menunjukkan zona hidrokarbon sand 1 ini adalah sedimen yang berumur 11-15 juta tahun yang lalu ( Miosen Tengah). 2.2.2.2

Ringkasan sumur Randugunting-2

Menindaklanjuti temuan sumur Randugunting-1, PHE Randugunting melakukan pemboran sumur eksplorasi Randugunting-2 untuk memenuhi komitmen kerja tahun ke delapan pada masa Perpanjangan Jangka Waktu Eksplorasi. Sumur ini bertujuan untuk memastikan reservoar yang mengandung hidrokarbon di Struktur Randugunting untuk dikembangkan dengan harapan dapat mengajukan POD kepada Pemerintah. Sumur Randugunting-2 didesain sebagai sumur vertikal dengan rencana kedalaman akhir 1500 m MD. Sumur ini terletak sekitar 120 m ke arah baratdaya dari sumur Randugunting-1 dan secara struktur berada pada posisi 1.3 m lebih tinggi dari posisi struktur sumur Randugunting-1. Pada sumur ini dilakukan pengambilan conto rotary side wall core dan Uji Kandung Lapisan pada zona yang terbaik, karena data ini sangat diperlukan untuk dapat mendukung kebutuhan POD. Sumur RGT-2 berlokasi di Desa Krikilan, Kecamatan Sumber Kabupaten Rembang Jawa Tengah dengan koordinat permukaan X = 530,099.30, Y = 9,244,573.90, Lat = -06°50’03.03"S, Long = 111°16’20.70"E (datum WGS 84). Pembangunan konstruksi sumur sebagai pondasi rig telah dicor lengkap dengan cellar box. Casing Conductor 20" dipasang dengan menggunakan auger dengan shoe di kedalaman 41.4 mMD. Rig Apexindo-2 dengan kapasitas 750 HP melakukan mobilisasi ke lokasi dan telah rig up dengan ketinggian lantai bor sebesar 7.9 meter. Sebelum dilakukan serah terima untuk rig up 100%, dilakukan inspeksi rig oleh perusahaan international (pihak ketiga - OES). Inspeksi dilakukan secara menyeluruh tidak hanya terfokus pada peralatan saja melainkan meliputi system manajemen dan personil drilling. Sumur RGT-2 ditajak pada 21 November 2016 pukul 20.30 WIB. Bor formasi dengan lubang pilot 8-1/2” sampai kedalaman 295 mMD dengan menggunakan lumpur 8.5 ppg - 8.7 ppg Gel Polymer. Perbesar lubang 17-1/2” sampai kedalaman 295 m MD. Set casing di kedalaman 292 mMD. Perform LOT EMW 19.98 ppg. Bor formasi dengan lubang 12¼” sampai kedalaman 704 m MD dengan menggunakan lumpur 9 ppg - 9.5 ppg KCL Polymer. Set casing di kedalaman 704 m MD. Perform LOT EMW 19.44 ppg. Pemboran dilanjutkan dengan lubang 8-1/2” untuk menembus target utama batuan reservoar A dengan menggunakan lumpur 9-11 ppg. Set casing liner di kedalaman 1500mMD, TOL di kedalaman 646 mMD. RIH dan Perform DST #1 dengan interval 1439 – 1442 mMD. Pasang 7” CR di 1430 mMD. RIH dan Perform DST #2 dengan interval 1399 – 1406 mMD. Pasang 7” CR di 1369 mMD. Set sement plug. RIH dan Perform DST #3 dengan interval 959 – 962 & 967 - 970 mMD. Pasang 7” CR di 950 mMD. Set sement plug. RIH dan Perform DST #4 dengan interval 879 - 885 mMD. Pasang 9-5/8” CR di 626 mMD. Set semen plug. Secure the well. Sand 1 yang mengandung hidrokarbon yang ditemui di Randugunting-1 dapat ditembus dan dikorelasikan dengan baik pada sumur Randugunting-2 ini. Batupasir tersebut diinterpretasikan sebagai endapan sandbar di inner shelf. Reservoar A sebagai target utama menunjukkan kualitas reservoar yang bagus dengan log resistivity menunjukan zona hidrokarbon. Conto MDT yang diambil pada zona A ini berupa gas. Analisa petrofisika menunjukan 6 m total ketebalan bersih di sumur Randugunting-2.


Terdapat 4 (empat) zona UKL yang diusulkan untuk membuktikan adanya hidrokarbon, namun hanya 3 yang berhasil. Untuk sand 1 dilakukan tes UKL#4 dengan interval 879-885 m MD (-821.1 sampai dengan -827.1 m TVDSS) mengalirkan 2,624 MMSCFD dan 18,4 BCPD melalui jepitan 24”/64”, dan 12.94 MMSCFD dan 130 BCPD melalui jepitan 64”/64”. Sumur ditutup dan rig release pada tanggal 11 Januari 2017 pukul 18:00. dengan status sumur penemu gas. Korelasi sumur-sumur yang sudah dibor pada Lapangan Randugunting dijelaskan pada gambar 2.6 berikut ini.

Gambar 2.6 Korelasi Sumur RGT-2 (kiri) dan RGT-1 (kanan)

2.3

SISTEM MINYAK DAN GAS BUMI (PETROLEUM SYSTEM)

2.3.1

Perangkap

Struktur Randugunting merupakan antiklin 3 hingga 4 way dip fault dependent closure, dibentuk oleh suatu patahan normal yang besar mengarah timur laut – barat daya. Kehadiran tutupan 4-way dip pada bagian puncak struktur dapat dikonfirmasi dengan menggunakan data seismik 2D serta check-shot/VSP dari sumur RGT-2. Struktur ini mempunyai peranan besar sebagai perangkap utama hidrokarbon. Disamping itu, kehadiran komponen perangkap stratigrafi juga sangat dimungkinkan terjadi karena secara alami endapan batupasir dari lingkungan laut dangkal dapat berbentuk lensa sand bar dan channel yang terisolasi secara lateral. Gambar di bawah berikut adalah peta Struktur Randugunting Sand-1.


Gambar 2.7 Peta Struktur Kedalaman Sand-1

2.3.2

Batuan Reservoar

Target utama sumur RGT-2 adalah batupasir Formasi Ngrayong yang diendapkan pada lingkungan inner shelf berumur Miosen Tengah (Sand-1). Reservoar tersebut telah dikenali pada Sumur Randugunting-1 yang telah dilakukan pengujian sumur DST-1A, sedangkan pengujian reservoar di sumur Randugunting-2 adalah DST-4. Pola log Gamma Ray secara umum menunjukan pola mengasar ke atas, terkadang dengan pola serrated. Reservoar tersebut diinterpretasikan sebagai sand bar pada pola pengendapan sistem laut dangkal dengan kedalaman air laut dari 0 hingga 20 m (Gambar 2.8). Reservoar tersebut berasal dari endapan yang berumur N9 atau Miosen Tengah.

Gambar 2.8 Zona Reservoar DST-4, RGT-2 (kiri) ekivalen dengan Zona Reservoar DST-1A, RGT-1 (kanan)


2.3.3

Batuan Tudung

Batuan tudung DST-4 (879-885 mMD) merupakan batulempung Formasi Ngrayong yang merupakan endapan laut dangkal hingga transisi. Tebal batuan tudung adalah 8 meter (871.5 - 878.5 mMD) yang dapat menahan kolom gas 6 - 8 meter (Gambar 2.9). Dengan menggunakan data Gamma Ray dari Sumur RGT-1 untuk fault seal analysis menunjukkan bahwa Shale Gouge Ratio umumnya melebihi 20% sehingga patahan yang membatasi Struktur Randugunting di bagian selatan merupakan fault sealing (Gambar 2.10).

Gambar 2.9 Shallow marine shale dengan tebal 8 meter yang menjadi batuan tudung dari reservoar zona DST#4.

Gambar 2.10 Berdasarkan faut seal analysis, patahan yang membatasi Struktur Randugunting di bagian selatan adalah fault sealing.


2.3.4

Batuan Induk

Rendahan (trough) yang terletak di bawah reservoar DST#4, yang dinamakan Pati Trough diinterpretasikan sebagai cekungan utama tempat diendapkannya batuan induk yang menjadi sumber terhadap temuan minyak dan gas di Sumur RGT-2. Hidrokarbon yang terbentuk di Pati Trough tersebut bermigrasi secara lateral maupun vertikal dan mengisi batuan reservoar dari Formasi Ngrayong dan Formasi Tuban yang terdapat di atasnya (Gambar 2.11 dan 2.12).

Gambar 2.11 Peta migrasi hidrokarbon dari Pati Through ke reservoar di Sumur RGT-2 dan WON-1

Gambar 2.12 Jalur migrasi vertical hidrokarbon dari Pati Through ke reservoar di Sumur RGT-2 dan WON-1 dan Brown field complex


Analisa geokimia dilakukan pada sumur Lasem-1, Jatirogo-1, Dermawu-1, Cempaka Emas-1 dan Randugunting-1 menunjukkan bahwa batuan induk hingga kedalaman 1500 m, yang merupakan kedalaman akhir dari sumur Randugunting-2, masih dalam kondisi tidak matang yang ditunjukkan dengan nilai vitrinite reflectance kurang dari 0.6% (Gambar 2.13). Sedangkan hasil analisa korelasi silang antara nilai Hydrogen Index (HI) dengan Total Organic Carbon (TOC) menunjukkan bahwa batuan yang berpotensi sebagai batuan induk adalah batuan yang berumur Eosen Akhir hingga Oligosen Akhir (Gambar 2.14). Hasil analisa komposisi Sterana menunjukkan bahwa kondensat DST-4 berasal dari bahan organik campuran tumbuhan tingkat tinggi darat dan ganggang (Gambar 2.15). Dengan demikian, maka batuan induk yang mengisi haruslah terletak lebih dalam, lebih tua, dan berada pada lingkungan darat. Maka itu ditafsirkan batuan induk untuk hidrokarbon DST-4 adalah Formasi Ngimbang.

Sementara itu hasil penentuan vitrinite reflectance (Vr) pada kedalaman sekitar DST-4 menunjukkan nilai 0.28 hingga 0.31 dengan nilai Vr adalah 0.35% pada kedalaman 1490 mMD, dimana kedalaman akhir adalah 1500 mMD. Fakta tersebut menunjukkan bahwa shale Formasi Ngrayong adalah belum matang, namun berpotensi untuk menghasilkan gas biogenic.

Gambar 2.13 Korelasi nilai vitrinite reflectance terhadap kedalaman menunjukkan batuan belum matang pada kedalaman 1500 m


Gambar 2.14 Korelasi silang TOC dengan HI pada batuan berumur Eosen Akhir hingga Oligosen Akhir yang berpotensi sebagai batuan induk.

Gambar 2.15 Hasil analisa komposisi Sterana menunjukkan bahwa kondensat DST-4 berasal dari bahan organik campuran tumbuhan tingkat tinggi darat dan ganggang


2.3.5

Migrasi dan Waktu Migrasi

Hasil studi geokimia basin modeling untuk pseudo well RGT-1 memberikan penafsiran bahwa pada kondisi sekarang nilai kematangan vitrinite reflectance untuk Formasi Ngimbang adalah 1,5% hingga 4%. Namun demikian, Formasi Kujung yang berada diatasnya masih memiliki nilai kematangan yang lebih rendah, yaitu sekitar 0,6% hingga 1,5% (Gambar 2.16). Dengan demikian, maka oil window pada masa sekarang berada pada Formasi Kujung, sedangkan gas window berada pada Formasi Ngimbang. Hasil analisa transformation ratio menunjukkan bahwa batuan induk dari Formasi Ngimbang terubah menjadi hidrokarbon sejak Oligosen Akhir hingga Miosen Tengah. Sejak Miosen Tengah hingga sekarang, batuan induk Formasi Ngimbang tidak lagi menghasilkan hidrokarbon (Gambar 2.16).

Gambar 2.16 Hasil geokimia basin modelling di Struktur Randugunting Dari hasil interpretasi rekonstruksi struktur geologi palinspatik, maka umur pembentukan Struktur Randugunting paling tidak saat Pliosen Akhir (Gambar 2.17). Sedangkan migrasi hidrokarbon ditafsirkan dari Pliosen Akhir hingga Plistosen. Migrasi tersebut melalui struktur patahan yang menembus hingga Formasi Ngimbang sebagai batuan induk. Struktur patahan tersebut juga merupakan struktur yang mengakibatkan terbentuknya lipatan di Struktur Randugunting.

Gambar 2.17 Rekonstruksi struktur dari ine RGT09-17 menunjukkan bahwa perangkap struktur terbentuk sejak Pliosen Akhir (PHE Randugunting-Rock Fluid, 2014)


2.4

EVALUASI GEOLOGI

2.4.1

Struktur Geologi

Struktur Randugunting terjadi akibat rejim tektonik kompresi yang mengakibatkan terbentuknya lipatan yang membentuk perangkap hidrokarbon. Reservoar minyak dan gas utama di Struktur Randugunting yang akan dikembangkan merupakan bagian dari Formasi Ngrayong. Pada dasarnya Struktur Randugunting yang terbentuk tutupan three way dip closure dengan orientasi barat-timur.

Gambar 2.18 Peta Struktur Lapangan Randugunting

2.4.2

Lingkungan Pengendapan dan Fasies

Lingkungan pengendapan dan model fasies dari Struktur Randugunting dievaluasi dengan menggunakan data biostratigrafi, petrografi, X-Ray Diffraction (XRD), Routine Core Analysis (RCAL), analisa log, deskripsi batuan dari SWC, stratigrafi sekuen dan huubngannya dengan tektonik. Analisa biostratigrafi dilakukan untuk menentukan kerangka umur dan lingkungan pengendapan berdasarkan foraminifera, nannoplankton, dan palinologi. Analisa petrografi, XRD, RCAL dari sumur Randugunting-2 dengan hasil meliputi mineralogi, tekstur, struktur, jenis batuan, porositas dan permeabilitas. Terdapat hubungan antara pola pengendapan batupasir dengan tektonik. Deformasi yang terjadi saat Miosen ditafsirkan mengontrol pola sedimentasi, seperti pada Formasi Ngrayong. Pada umur tersebut, tektonik yang dianggap bertanggungjawab bagi eksistensi batupasir Formasi Ngrayong adalah Meratus Uplift atau Meratus Exhume yang terjadi pada Miosen Tengah. Pengangkatan tersebut menyebabkan perubahan lingkungan Laut Jawa yang sekarang dari lingkungan laut pada Miosen Awal menjadi lingkungan darat pada Miosen Tengah. Posisi garis pantai Miosen Tengah adalah terletak di sekitar garis pantai pesisir Laut Jawa yang sekarang (Gambar 2.19).


Gambar 2.19 Paleoenvironment Miosen Tengah (14.53-13.53 Ma) di Cekungan Jawa Timur pada lingkungan laut dangkal di Blok Randugunting (UTC-LAPI 2015) Sebagai respon dari Meratus Exhume tersebut, Struktur Randugunting pada umur N9 (awal Miosen Tengah) mengalami uplifting sehingga menyebabkan kedalaman dasar laut terposisikan dangkal pada kisaran Inner Shelf. Dengan kata lain pola pengendapan di Struktur Randugunting dikontrol oleh struktur geologi (Gambar 2.20). Kedalaman dasar laut tersebut memungkinkan terendapkannya butir pasir sebagai sand bar seperti halnya di zona interval DST-4, Sumur RGT-2, walau garis pantai Miosen Tengah terpisah puluhan kilometer dari Struktur Randugunting. Pola susunan pengendapan secara vertikal yang terbentuk umumnya berupa coarsening upward (mengasar ke atas, contoh zona interval DST-4), walaupun pola fining upward (menghalus ke atas) dan serrated sebagai pengaruh tidal biasa dijumpai.

Gambar 2.20 Model konseptual pengendapan sand bar Formasi Ngrayong di Struktur Randugunting


Salah satu contoh lingkungan modern sand bar adalah di Whale Harbor, Florida. Di tempat tersebut sand bar terendapkan sekitar 40 Km dari daratan Amerika Utara. Selain itu satu tubuh sand bar dapat memiliki dimensi hingga 2 Km x 2 Km (Gambar 2.21). Berdasarkan hasil analisis nannofosil, foraminifera besar, dan palinologi, lingkungan pengendapan di sumur Randugunting-2 pada interval kedalaman 700 – 900 mMD, batuan diendapkan pada lingkungan daerah pasang surut hingga shallow middle neritic dengan kedalaman air dari 20-50 m. Umur fosil menunjukkan Miosen Tengah. Hasil analisis fosil juga menunjukkan adanya fosil reworked yang berumur Eosen hingga Oligosen dan fosil displaced dari lingkungan yang lebih dalam ke lingkungan yang lebih dangkal. Kedua hasil analisis fosil reworked dan displaced mendukung interpretasi bahwa pola pengendapan di Struktur Randugunting dikontrol oleh struktur geologi.

Gambar 2.21 Gambar satelit dari Google Earth pada wilayah Whale Harbor, Florida, Amerika Utara.

2.4.3

Karakter Reservoar DST-4, RGT-2

Berdasarkan pola wireline log serta gas while drilling, reservoir DST-4 Sumur RGT-2, berkorelasi dengan reservoar DST-1A Sumur RGT-1, yang keduanya terpisah 120 m (Gambar 2.22) dimana sebelumnya DST-1A telah mengalirkan hidrokarbon.


Gambar 2.22 Reservoar DST-4, sumur RGT-2 (kiri) yang berkorelasi dengan reservoir DST-1A, sumur RGT-1 (kanan).

Reservoir di sekitar DST-1A, sumur RGT-1, dicirikan oleh:       

Litologi batupasir pada interval kedalaman 870.5 – 882.7 mMD, Maximum total gas 125 Unit, Komposisi gas berdasarkan gas chromatogram adalah C1 – C4, Log Gamma Ray menunjukkan pola coarsening upward-serrated sandstone, Resistivitas dalam (true resistivity; Rt) 10-90 ohm.m, Gas effect di bagian atas (872 - 875 mMD) dan separasi density-neutron di bagian bawahnya (875 878 mMD). Namun demikian, zona perforasi yang telah dilakukan adalah pada interval kedalaman 874.5 – 877.5 mMD dengan tebal 3 meter atau di bawah dari interval gas effect (yang juga memiliki tebal 3 meter) dengan hasil gas rate maksimum adalah 5.193 MMSCFGPD dan condensate rate 10 BCPD pada choke 13 mm atau 32/64”.

Reservoar DST-4, sumur RGT-2, dicirikan oleh:         

Litologi batupasir pada interval kedalaman 878 – 889 mMD, Maximum total gas 16 Unit dengan background gas 4 Unit. Komposisi gas berdasarkan gas chromatogram adalah C1 – C5, Log Gamma Ray menunjukkan pola coarsening upward-serrated sandstone, Resistivitas dalam (true resistivity; Rt) 38 ohm.m, Gas effect di bagian atas dan separasi density-neutron di bagian bawahnya. Zona perforasi yang telah dilakukan adalah pada interval kedalaman 879 – 885 mMD. Hasil pengukuran tekanan bottom hole dari empat titik kedalaman diketahui memiliki gradient tekanan 0.102 psi/ft yang menunjukkan gas gradient (Tabel 2.1, Gambar 2.23.). Hasil analisa fluida bottom hole dari 3 titik kedalaman diketahui menunjukkan gas, serta gas dan kondensat (Tabel 2.1).


Tabel 2.1 Data pengukuran tekanan dan analisa fluida di interval 880 – 902.5 mMD Tekanan Kedalaman (m)

Formasi (Psia)

Status Pengujian

Mobility (Md/Cp)

Analisa fluida (metoda optik)

Tekanan

880

1292.45

Good

2120

882

1293.34

Good

29.7

884

1293.84

Good

19.2

Gas

885

1294.13

Good

14.1

Gas & Kondensat (trace)

19.3

Air

886.5

TIGHT TEST

890

NO SEAL

902.5

1319.98

Good

Gas

Gambar 2.23 Pressure vs Depth dari data pengukuran tekanan yang menunjukkan gradient 0.102 psi/ft.


Pola susunan pengendapan secara vertikal yang terbentuk pada reservoar DST-4 adalah coarsening upward (mengasar ke atas) dengan serrated sebagai pengaruh tidal. Hasil pengamatan singkapan di Zona Rembang, Daerah Ngampel, pada Formasi Ngrayong menunjukkan kesamaan ciri fisik batuan berupa coarsening upward sandstone (Gambar 2.24). Porositas dari sampel SWC berkisar dari 21.35 % hingga 29.33 %, dan permeabilitas berkisar dari 32.03 mD hingga 259.37 mD (Tabel 2.2a). Hasil analisa petrografi dan X-Ray Diffraction (XRD) dari tiga sampel SWC menunjukkan butir didominasi oleh kuarsa dengan klasifikasi batupasir sublitarenit (Tabel 2.3b).

Gambar 2.24 Log RGT-2 dengan interval DST-4 yang berupa batupasir coarsening upward (kiri) dan analog pada singkapan Formasi Ngrayong di Daerah Ngampel yang juga berpola coarsening upward.

Tabel 2.2a Hasil pengukuran porositas dan permeabilitas (RCAL) dari SWC Permeabilitas Kedalaman (m)

Porositas (Ka, mD)

880

259.37

29.33%

882.8

151.46

27.00%

884.8

32.03

21.35%


Tabel 2.2b Ringkasan hasil analisa petrografi dan XRD

Kedalaman (m)

881.0

XRD Fitur Komposisi Butir

Quartz 33.5%; Feldspar 2%; Lithic 4.25%; Mineral 3.25%; Bioclast 17% Angular-Subrounded; Laminated sructure

884.0

885.0

2.5

Lenses

Quartz 30.25%; Feldspar 2.00%; Lithic 8.00%; Mineral 7.25%; Bioclast 19% Angular-Subrounded; clay

Quartz 82% K-Feldspar 3%

Sublitharenite

Plagioclase 1%

Quartz 52.5%; Feldspar 2.25%; Lithic 4.75%; Mineral 6.5%; Bioclast 6.25% Angular-Subrounded; clay

Klasifikasi

Lenses


Sublitharenite

Plagioclase 2%


Sublitharenite

Plagioclase 2%

EVALUASI GEOFISIKA

2.5.1 Ketersediaan dan Kualitas Data Evaluasi geofisika pada POD Lapangan Randugunting meliputi analisis data-data seismik 2 dimensi dan data sumur berupa checkshot/VSP. Data seismik 2D berjumlah 11 lintasan, berasal dari 4 vintage, dan secara umum memiliki kualitas baik-sangat baik. Data seismik memiliki kerapatan antar lintasan 800-1200 m. Daftar lengkap ketersediaan data serta basemap seismik dapat dilihat pada Tabel 2.3 dan Gambar 2.25 berikut ini.

Tabel 2.3. Daftar Ketersediaan Data Seismik


Gambar 2.25. Basemap seismik dan sumur di Lapangan Randugunting. 2.2.2 Interpretasi Seismik dan Konversi Waktu-Kedalaman

Untuk menganalisis lebih lanjut, data seismik diikat dengan data sumur, dalam hal ini lintasan 09RGT-17 dan Sumur RGT-002. Proses pengikatan pada sumur RGT-002 ini memberikan nilai koefisien korelasi 0.812. Wavelet yang digunakan adalah wavelet statistik yang diekstrak dari seismik. Interval analisis pada proses pengikatan adalah dari 550-1200 ms. Proses pengikatan Sumur RGT-002 dan Lintasan 09RGT-17 dapat dilihat pada Gambar 2.26 dibawah ini.


Gambar 2.26. Proses Pengikatan Sumur RGT-002 dan Lintasan 09RGT-17. Pada studi ini dilakukan proses interpretasi horizon data seismik. Horizon yang diinterpretasi berjumlah 3 horizon dimulai dari lapisan paling atas, yaitu: Top SB-6, DST-4 (Sand-1), dan Top DST-2. Demikian pula untuk struktur sesar, sesar-sesar utama pada Lapangan Randugunting berarah relatif NE-SW. Sesar pada lapangan ini umumnya berupa sesar naik. Contoh lintasan seismik yang sudah di interpretasi dapat dilihat pada Gambar 2.27 dan 2.28 berikut.

Gambar 2.27. Lintasan Seismik 09RGT-17.


Gambar 2.28. Lintasan Seismik 09RGT-04. Setelah proses interpretasi sesar dan horizon selesai, selanjutnya dilakukan pembuatan peta struktur. Peta struktur hasil interpretasi masih dalam domain waktu. Untuk mengubahnya ke dalam domain kedalaman perlu dilakukan proses konversi waktu-kedalaman. Pada studi ini, konversi waktu-kedalaman yang digunakan menggunakan metode single function yang mana peta struktur kedalaman hasil konversi tidak akan jauh berbeda dengan peta struktur waktu. Plot checkshot dan waktu-kedalaman serta peta struktur waktu dan kedalaman tersaji pada Gambar 2.29-2.31 berikut.

Gambar 2.29. Plot checkshot dan log waktu-kedalaman pada Sumur RGT-002.


Gambar 2.30. Peta struktur waktu hasil interpretasi untuk masing-masing horizon.

Gambar 2.31. Peta struktur kedalaman hasil konversi peta struktur waktu.


2.2.3 Inversi dan Atribut Seismik

Pada studi POD Lapangan Randugunting dilakukan juga inversi dan atribut seismik. Proses selanjutnya adalah analisis crossplot. Analisis crossplot bertujuan untuk melihat sensitifitas masing-masing atribut pada sumur sehingga hasil inversi dapat digunakan untuk melihat sebaran lithologi. Berikut proses uji crossplot pada sumur RGT-002.

Gambar 2.32. Uji crossplot P-Impedance vs Vp/Vs, menunjukkan P-Impedance rendah berkorelasi dengan rasio Vp/Vs rendah, hal ini menunjukkan zona gas

Gambar 2.33 Uji crossplot Porosity vs Lambda-rho, menunjukkan lambda-rho rendah berkorelasi dengan reservoir berporositas tinggi.


Gambar 2.34. Uji crossplot Porosity vs P-Impedance, menunjukan korelasi yang baik antara P-Impedance rendah dengan porositas tinggi. Proses selanjutnya adalah pembuatan model awal dan analisis parameter inversi. Pembuatan model awal dengan menggunakan metode smoother on modeled trace dengan highcut frekuensi 5/10 Hz. Selanjutnya adalah penentuan parameter inversi. Metode inversi yang digunakan adalah model based dengan window inversi dari Top SB-6 (-10ms) sampai Top DST-2 (+10ms). Sumur yang digunakan untuk proses inversi adalah sumur RGT-002. Constrain yang digunakan adalah hard constrain dengan lower dan upper constrain 30%. Block size yang digunakan adalah 2 ms dengan prewhitening 1%, jumlah iterasi 10 dan scaler adjusment factor adalah 0.8. Proses pembuatan model awal dan penentuan parameter inversi ditunjukan oleh Gambar 2.35 dan hasil inversinya ditunjukan oleh Gambar 2.36-2.37.

Gambar 2.35 Pembuatan model awal dan penentuan parameter inversi AI pada Lapangan Randugunting.


Gambar 2.36 Hasil Inversi Seismik AI pada lintasan 09RGT-17.

Gambar 2.37 Hasil Inversi Seismik AI pada lintasan 09RGT-04. Hasil inversi AI dari masing-masing lintasan kemudian dipetakan. Peta atribut AI pada zona DST-4 (Sand-1) menunjukkan Acoustic Impedance rendah (5500-6500 m/s*g/cc) berkorelasi dengan reservoir berporositas baik. Atribut acosutic impedance rendah menyebar di area struktur Randugunting dan berarah NE-SW (Gambar 2.38).


Gambar 2.38 Peta atribut AI pada zona DST-4 (Sand-1). Untuk mendukung inversi AI sebagai trend fasies, dilakukan juga pemodelan atribut RMS. RMS (Root Mean Square), merupakan perhitungan statistik dari besaran variasi di dalam data. Atribut ini menekankan variasi acoustic impedance pada interval tertentu. Hasil pemodelan atribut RMS dapat dilihat pada Gambar 2.39 dibawah ini dan Gambar 2.40 menunjukkan Peta distribusi RMS pada zona DST-4 (Sand-1) dimana nilai RMS amplitude tinggi berkorelasi baik dengan reservoir batupasir.


Gambar 2.39 Hasil atribut RMS pada lintasan 09RGT-17.

Gambar 2.40 Peta distribusi RMS amplitude pada zona DST-4 (Sand-1).


2.6.

ANALISA PETROFISIKA

Evaluasi petrofisika dilakukan dengan mengintegrasikan semua data yang tersedia seperti well log, analisa sidewall core, analisa petrografi dan sedimentologi, pressure test, well testing dan laporan-laporan lain yang mendukung evaluasi petrofisika. Berdasarkan data yang tersedia (Tabel 2.4), metoda deterministik digunakan untuk evaluasi petrofisika lapangan Randugunting. Ada 2 buah sumur yang dievaluasi yaitu RGT-1 dan RGT2. Sumur RGT-2 digunakan sebagai referensi untuk sumur RGT-1 dikarenakan kelengkapan data dan kedekatan lokasi sumur RGT-2 yang hanya 120m dari sumur RGT-2. Log QC dilakukan untuk memastikan pembacaan log baik dan tidak ada anomali pembacaan khususnya di interval reservoir. Analisa petrofisika yang dilakukan adalah penentuan Volume shale (Vsh), porositas, Sw, permeabilitas, cut off, kontak fluida, dan lumping. Tabel 2.4 Tabel Ketersediaan Data

2.6.1 Penentuan Kandungan Shale (Vsh) Log GR dipilih sebagai data terbaik untuk menghitung Volume Shale (Vsh). Pembacaan GR yang cukup tinggi disebabkan oleh kandungan K-Feldspar. Persamaan matematis yang digunakan untuk perhitungan volume shale (Vsh) sebagai berikut:

Berdasarkan histogram dan penampakan log, diperoleh nilai GRsand 57 API dan GRshale 105 API (Gambar 2.41). Hasil perhitungan volume shale (Vsh) divalidasi dengan nilai kandungan clay dari Mudlog data dan analisa XRD.


Gambar 2.41 Histogram dan log GR sumur RGT-2 untuk penentuan GRsand dan GRshale. 2.6.2 Perhitungan Porositas. Analisa porositas difokuskan di interval batupasir DST-4. Beberapa metode perhitungan porositas dilakukan untuk mendapatkan nilai porositas yang paling tepat dengan porositas hasil analisa RCAL. Perhitungan kombinasi density-neutron adalah metoda yang paling tepat dengan hasil analisa RCAL (Gambar 2.42). Nilai porositas dari analisa RCAL diperkirakan adalah porositas efektif. Untuk interval lubang bor yang buruk, log sonic digunakan untuk perhitungan porositasnya.

Gambar 2.42 Perbandingan Hasil Perhitungan Porositas dari Beberapa Metoda.


2.6.3 Perhitungan Saturasi Air (Sw) Sw dihitung dengan menggunakan persamaan Archie yang hasilnya divalidasi dengan Sw (J-function).

Nilai Rw diperoleh dengan menggunakan Schlumberger chart yaitu 0,14 Ohm.m (temperature reservoir 149 degC dan salinity 27,260mg/l) (Gambar 2.43). Analisa ini divalidasi dengan hasil analisa sampling air dari kedalaman 902,5 mMD dimana pada temperature 125 degC dengan salinitas 27, 260 mg/l diperoleh nilai Rw 0.148 Ohm.m.

Gambar 2.43 Penentuan nilai Rw dari analisa air dan Schlumberger Chart. Nilai a (Turtosouity), m (Cementation), dan n (Saturation) didapatkan dari hasil perhitungan SCAL (Special core analysis). Dari analisa FFRI diperoleh nilai a = 1, m = 1,76 dan n = 1,7 (Gambar 2.44).

Gambar 2.44 Penentuan nilai a, m, n dari analisa FFRI. Sertifikasi Cadangan Lapangan Randugunting

2.6.4 Perhitungan Permeabilitas Dari beberapa metode penentuan permeabilitas, K-transform adalah metoda perhitungan permeabilitas yang paling tepat setelah di kalibrasi dengan nilai permeabilitas dari analisa RCAL (Gambar 2.45).

Gambar 2.45 Hasil evaluasi petrofisika (Vsh, Porositas, Sw, dan Permeabilitas). 2.6.5 Penentuan Cut Off Cut off Vsh dan Porositas ditentukan dengan menggunakan data Q-rate hasil well testing (DST). 4 zona DST dilakukan pada sumur RGT-2 yaitu DST#1, DST#2, DST#3 (commingle) dan DST#4. Sand-1 (DST#4) adalah interval yang akan dihitung cadangannya. Dikarenakan zona DST#4 hanya terletak pada zona interval batupasir dengan porositas dan permeabilitas baik, maka zona DST#3 (#3a dan #3b) yang memiliki litologi relatif sama dan mengalirkan HC digunakan untuk penentuan cut off Vsh dan porositas. Dari analisa gas rate diperoleh cut off Vsh 0.55 dan porositas 0.09 (Gambar 2.46).

Gambar 2.46 Penentuan cut off Vsh dan porositas berdasarkan data gas rate.


Penentuan cut off Sw dilakukan dengan 2 metoda. Metoda pertama adalah water cut (fractional flow analysis), dari metoda ini diperoleh cut off untuk Sw adalah 0.7. Metoda kedua dilakukan dengan metoda statistik yang hasilnya konsisten dengan analisa fractional flow (Gambar 2.47).

Gambar 2.47 Penentuan cut off Sw dari berdasarkan analisa Fractional Flow dan Statistik. Berdasarkan hasil analisa petrofisika dan penentuan cut off, maka diperoleh lumping petrofisika sebagai berikut (Tabel 2.5). Tabel 2.5 Lumping Petrofiska

2.7.

Penentuan Kontak Fluida

Batas kontak fluida cukup sulit dilakukan dengan data yang tersedia. Data log tidak dapat digunakan untuk penentuan GWC karena tidak menunjukkan dengan jelas adanya perubahan fluida. Data pressure tidak dapat digunakan karena hanya ada 1 data pressure pada zona air. Batas kontak ditentukan dari LKG (lowest known gas) diketahui pada kedalaman -828,5mTVDSS berdasarkan data DST#1 pada sumur RGT-1. Penentuan GWC ditentukan dari Sw log yang di validasi dengan Sw (J-function), diperoleh GWC -830,5 mTVDSS (Gambar 2.48)


Gambar 2.48. Penentuan Kontak Fluida

2.8 PEMODELAN STATIS RANDUGUNTING Penjelasan mengenai rincian langkah kerja umum untuk proses serta hasil pemodelan statis Randugunting dapat disampaikan sebagai berikut:

2.8.1 Alur Kerja Pemodelan Statis Hasil interpretasi data seismik, analisa geologi dan geofisika, serta perhitungan petrofisika telah digunakan sebagai input utama dalam pemodelan geologi, diantaranya:      

Peta struktur waktu Fault Framework model Velocity model Peta struktur kedalaman Hasil perhitungan petrofisika dan analisa Atribut seismik

Peta struktur waktu dan model kerangka patahan diperoleh dari interpretasi data seismik. Keduanya dikonversi dari domain waktu menjadi domain kedalaman menggunakan model kecepatan. Pemodelan struktur dilakukan setelah semua input struktur seperti horison dan patahan berada dalam domain kedalaman. Hasil perhitungan petrofisika dipilih bersamaan dengan atribut seismik sebagai input dalam pemodelan properti untuk mendapatkan model distribusi reservoar. Rincian langkah kerja umum proses pemodelan statis ditunjukkan pada gambar 2.49 di bawah ini.


Gambar 2.49 Dua tahap utama pada langkah kerja pemodelan geologi statis: pemodelan struktur dan pemodelan properti. Fase penting pertama dalam pemodelan reservoar adalah pemodelan struktur. Pemodelan struktur ditujukan untuk mendefinisikan geometri dari model geologi. Proses umum yang dilakukan dalam pemodelan struktur adalah: fault modeling, pillar griding, pembuatan horison, pembuatan zona, layering, dan pembuatan kontak fluida. Deskripsi singkat dari setiap langkah pada pemodelan struktur adalah sebagai berikut: Fault Modelling Fault modeling adalah proses pembuatan model patahan menggunakan patahan hasil interpretasi seismik. Hasil interpretasi patahan berupa poligon yang selanjutnya dikonversi menjadi fault stick mengikuti geometri yang dapat diobservasi dari data seismik (planar atau listric). Fault stick dapat dihubungkan satu dengan yang lainya sehingga didapatkan model fault plane. Pada akhirnya, velocity model digunakan untuk melakukan konversi fault framework model dari domain waktu menjadi domain kedalaman sebagai input untuk pemodelan struktur. Pillar Gridding Pillar gridding adalah proses pembuatan model grid tiga dimensi (3D). Proses ini dilakukan dengan menggunakan kombinasi dari pillar utama (pilar yang diatur oleh fault model) dan trend lines (trend yang pada umumnya mengikuti jurus patahan). Grid memiliki batas terluar yang dinamakan grid boundaries. Ukuran grid dipilih dengan mempertimbangkan kondisi lapangan seperti jarak antar sumur dan kebutuhan untuk simulasi reservoar. Dengan melakukan pillar gridding, sebuah framework tiga dimensi yang dinamakan dengan skeleton grid telah dibuat. Pembuatan Horison


Pembuatan horison adalah proses untuk membuat stuktur horison hasil interpretasi seismik dan dikombinasikan dengan model patahan. Proses tersebut menggunakan data well tops sebagai koreksi untuk posisi horison di sumur. Pembuatan Zona Pembuatan zona adalah proses untuk membagi zona berdasakan horison yang telah dibuat. Pembuatan zona ini berfungsi untuk membuat horison reservoar yang tidak dapat diinterpretasi dari seismik (not pickable). Langkah ini umum dilakukan dengan mengacu pada well top yang merepresentasikan interval reservoar tertentu. Kemenerusan lateral dari bagian bawah reservoar dikontrol oleh top reservoar. Dalam pemodelan geologi statis, pembuatan horison top dan bottom horison reservoar menggunakan metoda gridding yang proporsional dan konvergen. Layering Layering adalah langkah untuk mendefinisikan resolusi vertikal dari grid 3D pada zona reservoar. Ketebalan dari lapisan (layer) ditentukan dengan mempertimbangkan variasi vertikal dari properti reservoar. Ketebalan lapisan tiap interval reservoar tergantung pada ketebalan total interval dan heterogenitas reservoar. Pembuatan Kontak Fluida Area studi diklasifikasikan sebagai lapangan gas dan kondensat. Kontak fluida dibuat berdasarkan data tekanan, hasil tes sumur dan pembacaan data log. 2.8.1.1 Pemodelan Properti Pemodelan properti adalah proses untuk mengisi semua sel grid yang diperoleh dari pemodelan struktur dengan nilai discrete (fasies) atau kontinyu (petrofisika) menggunakan pendekatan geostatistik dan dipandu oleh atribut seismik. Perhitungan cadangan dan simulasi reservoar dilakukan setelah semua properti yang penting didistribusikan. Well Logs Upscaling Semua nilai properti pada log harus dimasukkan ke tiap sel yang ditembus oleh sumur. Oleh karena itu diperlukan sinkronisasi resolusi antara data log dengan layer yang disebut dengan proses upscaling. Proses upscaling adalah proses sederhana memasukkan nilai log ke dalam sel pada grid 3D. Analisa Geostatistik Analisa geostatistik dilakukan setelah semua sel yang ditembus oleh sumur diisi oleh nilai properti tertentu. Tujuan dari analisa geostatistik adalah untuk menentukan parameter geostatistik yang optimum seperti trend/azimuth, range, sill, dan nugget yang digambarkan oleh variogram. Variogram diperoleh dari peta atribut setiap interval sebagai panduan dalam menyebarkan properti reservoar. Pada daerah studi, posisi dua sumur eksplorasi yang relatif dekat, sehingga sulit untuk melakukan analisa mengenai variogram secara baik. Pemodelan Petrofisika Model petrofisika adalah suatu proses untuk mengisi semua sel dengan nilai parameter petrofisika menggunakan pendekatan geostatistik diikuti dengan hasil dari analisa data dan dipandu oleh atribut seismik. Berdasarkan analisa geofisika, akustik impedansi adalah atribut seismik yang merepresentasikan sifat fisika yang mempunyai korelasi yang bagus terhadap model sebaran fasies batupasir, Vsh dan porositas, sehingga atribut ini dapat digunakan sebagai panduan pembuatan model fasies dan properti.


Terdapat 3 (tiga) log utama dari hasil analisa petrofisika yang digunakan dalam pembuatan model properti ini yaitu Vsh, porositas efektif (Phie) dan saturasi air efektif (Swe). Masing-masing dari log petrofisika tiap sumur telah di-upscale ke dalam sel-sel yang ditembus oleh sumur tersebut di dalam grid 3D. Model properti ini dibuat dalam rangka mendistribusikan atau menyebarkan log petrofisika dari sumur yang telah di-upscale ke dalam seluruh volume grid 3D. Metoda yang digunakan adalah Gaussian Random Function dengan memakai atribut sumur dan seismik. Hasil-hasil dari model properti tersebut ditampilkan dalam gambar di bawah ini. Ada beberapa catatan di dalam tahapan pembuatan model properti sebagai berikut:    

Model porositas dibuat berdasarkan log porositas efektif (Phie) dan disebarkan menggunakan panduan model fasies. Model Vsh dibuat berdasarkan log Vsh dan disebarkan menggunakan panduan model fasies. Model saturasi air dibuat berdasarkan log Swe dan disebarkan menggunakan panduan model porositas. Model NTG dibuat berdasarkan nilai Vsh dan Litofasies.

Perhitungan Volumetrik Setelah seluruh model properti selesai dibangun, perhitungan volumetrik dilakukan menggunakan properti tersebut untuk memperkirakan Initial Gas In Place (IGIP) pada Lapangan Randugunting. Perhitungan volumetrik tersebut dilakukan menggunakan persamaan sebagai berikut: IGIP = BV x NTG x Por x (1 - Sw) x (1/Bg)     

BV NTG Por Sw Bg

: Bulk Volume dari closure sebagi fungsi dari model struktur dan kontak fluida : Net to gross properti sebagai fungsi dari net sand : Properti porositas sebagai hasil dari perhitungan analisa petrofisika : Properti saturasi air sebagai hasil dari perhitungan analisa petrofisika : Faktor volume minyak sebagai parameter dari reservoir engineering

Untuk standar industri, hasil dari perhitungan volumetrik di klasifikan menjadi P1, 2P dan 3P, baik secara horisontal maupun vertikal. Batas P1, 2P dan 3P, secara horisontal maupun vertikal, ditentukan berdasarkan Pedoman Tata Kerja (PTK) Plan of Development (POD) SKK Migas untuk perhitungan cadangan. 2.8.2

Hasil Pemodelan Statik Struktur Randugunting

Pemodelan reservoar secara geologi pada Struktur Randugunting terdiri dari 2 (dua) bagian utama, model struktur dan model properti(Gambar 2.50a, 2.50b dan 2.50c). Model struktur digunakan untuk mendefinisikan batas-batas reservoar yang telah dibuat berdasarkan beberapa tahapan: fault modelling, pillar gridding, horizon making, zona making, layering dan kontak fluida. Beberapa properti reservoar dihasilkan dari pemodelan properti dan digunakan sebagai input untuk perhitungan volumetrik. Properti tersebut adalah porositas, Vsh, NTG dan saturasi air. Gambar di bawah mendeskripsikan fault modelling, pillar gridding, horizon making, zona making, layering pada Struktur Randugunting. Ukuran grid yang digunakan pada model statik Randugunting ini adalah 50 m x 50 m x 1 m, menghasilkan jumlah grid sebanyak 532.875 grid. Untuk horizon making, struktur dasar dari model menggabungkan 3 (tiga) horison, yaitu Top SB6, Top DST#4, dan Top carbonate DST#2. Ketiga horison tersebut dihasilkan dari interpretasi data seismik 2D yang di bantu oleh kontrol marker sumur RGT-1 dan RGT-2. Untuk menghasilkan horison lain yang tidak dapat diturunkan dari interpretasi seismik, horison tersebut dimodelkan menggunakan paket perangkat lunak Petrel memakai panduan ke-tiga horison tersebut. Model ini kemudian dibuat layering menggunakan layer (lapisan) di atasnya. Semua lapisan tersebut akan mempunyai ketebalan yang sama (0.5 m) pada keseluruhan grid dan Sertifikasi Cadangan Lapangan Randugunting

akan menipis pada dasar horison jika ketebalannya kurang dari 0.5 m. Pembuatan lapisan ini diterapkan pada zona DST#4.

1. Fault Modeling

Structural Modeling process: 1.

Fault Modeling (NE-SW & E-W)

2.

Pillar Gridding (Upper, mid, and lower grid skeleton)

3.

Make Horizons ( Top SB-6, Top DST#4, and Top carbonate DST#2 )

4.

Make Zones

5.

Layering

3. Make Horizon

2. Pillar Gridding & Skeleton

Gambar 2.50a Structural Modeling Lapangan Randugunting


Gambar 2.50b Stratigraphic Modeling Lapangan Randugunting


Gambar 2.50c Layering Sumur RGT-2

Hasil Pemodelan Reservoar Secara Geologi pada Lapangan Randugunting: Untuk metoda penyebaran model property disebarkan menggunakan Gaussian random function simulation. Gambar di bawah ini mendeskripsikan model Vsh, porositas, NTG, saturasi air, dan Transient Analysis (Gambar 2.51).




Gambar 2.51 Model Vsh, PhiE, Sw dan Pressure Transient Analysis Lapangan Randugunting

Perhitungan volumetrik untuk hydrocarbon in-place: Kontak hidrokarbon pada Struktur Randugunting didefinisikan berdasarkan pressure data MDT dan log, hasil evaluasi petrofisika, dan Uji Kandung Lapisan (UKL). Batas kontak yang jelas didefinisikan berdasarkan data tersebut dikategorikan sebagai GWC. Jika tidak mempunyai informasi batas kontak maka bagian paling bawah dari log resistivitas yang didefinisikan sebagai batas kontak, akan didefinisikan sebagai LKG (Lowest Known Gas). Setelah hal tersebut dilakukan, maka batas kontak tersebut diplot pada peta sebagai batas perhitungan cadangan (Gambar 2.52). Perhitungan hydrocarbon in-place memakai panduan PTK POD SKK Migas yang memakai perhitungan berdasarkan data sumuran. Suatu reservoar yang dilakukan UKL dikategorikan sebagai cadangan P1. Luas area didefinisikan oleh suatu lingkaran berupa radius investigasi (Ri) yang diperoleh dari data UKL dan dibatasi oleh batas kontak fluida seperti yang didefinisikan di atas. Untuk batas cadangan 2P dapat dilihat pada Gambar 2.53.


Gambar 2.52 Kontak hidrokarbon 1P pada peta struktur DST#4 berdasarkan well test analysis dengan satu fault model

Gambar 2.53 Kontak hidrokarbon 2P pada peta struktur DST#4 berdasarkan well test analysis dengan satu fault model Radius investigasi (Ri) dari hasil analisa pressure transient digunakan dalam perhitungan volumetrik sebagai batas reservoar secara lateral. Tabel 2.6 di bawah ini adalah radius investigasi untuk lapisan DST#4.


Test DST#4

Tabel 2.6 Radius Investigasi Randugunting Ri (ft) Zona ft Sand 1

2769.48

meter 936.2

Gambar 2.58 di bawah ini adalah hasil perhitungan volumetrik 1P pada Struktur Randugunting berdasarkan model statik:

P1 = 6.641 BCF

Gambar 2.58 Hasil Sensitivity Volumetrik P1 pada lapisan Sand 1 Perhitungan 1P dan 2P dibedakan oleh batas vertikal dan lateral cadangan. Nilai cadangan 2P lapangan Randugunting adalah 7,288 BCF. Untuk perhitungan P2 menggunakan pengurangan nilai angka 2P dengan 1P dengan hasil 0,647 BCF. Perhitungan 2P risked didapat dari penjumlahan 90% nilai 1P ditambah 50% P2 dengan nilai 6,300 BCF. Tabel 2.7 menampilkan hasil perhitungan cadangan lapangan Randugunting.


RISALAH RAPAT. FINAL STATIK LAPANGAN Randugunting Wilayah Kerja Randugunting, KKKS Randugunting

Recommend Documents