5

2.1. Keadaan Geologi Lapangan minyak “HITORI”

Berikut akan diuraikan mengenai keadaan geologi Lapangan minyak

”HITORI” yang meliputi stratigrafi dan struktur geologi dari lapangan tersebut.

2.1.1. Stratigrafi Lapangan minyak “HITORI”

Urutan stratigrafi Lapangan minyak “HITORI” sesuai dengan stratigrafi

Cekungan Sumatra Tengah dari tua ke muda seperti yang telah dikemukan oleh

(Eubank dan Makki,1981 ; Heidrick dan Aulia, 1993) terdiri dari: Basement,

Pematang Group, Sihapas Group, Formasi Petani dan Formasi Minas, seperti

ditunjukkan pada Gambar 2.2.

1. Basement.

Basement merupakan batuan kristalin yang berumur Pre-tertiery sebagai

dasar dari basin (cekungan). Batuan dasar ini terdiri dari 4 kelompok satuan

litologi, yaitu : (1) Kelompok Mutus yang terdiri dari ofiolit, metasedimen, dan

sedimen-sedimen berumur Trias, (2) Kelompok Malaka yang terdiri dari kuarsit,

filit, dan granodiorit, (3) Kelompok Mergui yang terdiri dari greywacke, kuarsit

dan batu lempung kerikilan, dan (4) Kelompok Tapanuli yang terdiri dari argilit,

sekis, dan tuf. Fase terbentuknya batuan dasar disebut dengan F0.

2. Group Pematang

Group Pematang diendapkan secara tidak selaras diatas Basement pada

Fase F1 yang berumur Eo-oligosen. Kelompok ini merupakan sedimen tertua

yang terdiri dari beberapa Formasi, yaitu Formasi Reds beds bawah (Lower red

beds), Formasi Brown shale dan Formasi reds beds atas (Upper red beds).

A. Formasi Lower Red Bed

Formasi Lower Red Bed terdiri dari lempung, lanau, batupasir arkosik,

fanglomerat dan sedikit konglomerat yang diendapkan pada lingkungan

dataran alluvial yang berubah secara lateral menjadi lingkungan fluvial,

lakustrin dan delta. Bagian bawah dari Formasi ini, pada beberapa cekungan

6

yang dalam dapat mencapai ketebalan 3000 meter. Batupasir di Formasi ini

mempunyai kualitas yang jelek sebagai reservoir karena masih sangat dekat

dengan sumbernya dan sortasinya jelek.

B. Formasi Brown Shale

Formasi Brown Shale sesuai dengan namanya terdiri dari shale yang berwarna

coklat dan diendapkan pada lingkungan lakustrin ( danau ). Batuan ini

merupakan batuan induk hidrokarbon di Cekungan Sumatra Tengah.

C. Formasi Upper Red Bed

Formasi Upper Red Bed diendapkan pada tahap akhir tektonik Fase F1.

Peningkatan kecepatan sedimentasi dan suplai klastika menyebabkan

cekungan menjadi penuh dan lingkungan berubah menjadi fluvial dan alluvial.

Lithologi penyusun Formasi ini berupa batupasir, konglomerat dan shale

berwarna merah-hijau. Batupasir di Formasi ini menjadi target eksplorasi saat

ini. Formasi reds bed atas memiliki tiga reservoir minyak yang dinamakan

Formasi URD 1, Formasi URD 2 dan Formasi URD 3.

3. Group Sihapas.

Nama Sihapas diperkenalkan oleh Durham pada tahun 1939 (Cameron,

1983) pada awalnya merupakan batupasir yang menjadi bagian dari Formasi

Batupasir Kwarsa (Zwierzyeki, 1922) di Bukit Barisan. Group Sihapas

diendapkan pada Fase F2 selama kala Oligosen Akhir sampai Miosen Tengah.

Group sihapas terdiri dari beberapa Formasi yaitu Formasi Menggala,

Formasi Bangko, Formasi Bekasap, Formasi Duri dan Formasi Telisa. Group

Sihapas termasuk rangkaian endapan transgresif (Cameron, 1983) dimana

lithologi pengendapamya memiliki sifat penghalusan ke atas, sehingga merupakan

lapisan reservoir yang baik. Group Sihapas merupakan reservoir yang sangat

penting di Cekungan Sumatera Tengah , karena 90 % lapangan minyak bumi

ditemukan di daerah ini.

7

Group Sihapas punya peran penting dalam akumulasi hidrokarbon

terutama pada Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan

Formasi Duri. Kelompok Sihapas memiliki porositas dan permeabilitas tinggi dan

merupakan reservoir yang bagus. Ketebalan maksimum mencapai 3300 kaki yang

merupakan angka ekonomis sebagai suatu batuan reservoir di Cekungan Sumatera

Tengah (Mertosono dan Nayoan, 1974).

A. Formasi Menggala

Formasi ini merupakan bagian terbawah dari kelompok Sihapas,

diperkirakan berumur Miosen Awal (N4) yang memiliki hubungan tidak selaras

dengan Formasi Pematang dan ditutupi secara selaras oleh Formasi Bangko.

Litologi tersusun oleh batupasir konglomeratan berselang-seling dengan batupasir

halus hingga sedang dan diendapkan pada fluvial channel pada Awal Miosen

dengan ketebalan mencapai 800 kaki.

B. Formasi Bangko

Formasi ini sering disebut dengan Formasi Dalam, Formasi ini diendapkan

secara selaras di atas Formasi Menggala dan tersusun oleh serpih abu-abu yang

bersifat gampingan dan berselang-seling dengan batupasir halus sampai sedang.

Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N5) dan diendapkan pada

lingkungan estuarin dengan ketebalan maksimum 300 kaki (Dawson, et al., 1997).

C. Formasi Bekasap

Formasi Bekasap diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko dan

tersusun oleh lithologi batupasir halus sampai kasar, bersifat massif dan

berselang- seling dengan serpih tipis dan kadang ditemukan juga lapisan tipis

batubara dan batu gamping. Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N6).

Formasi Bekasap diperkirakan diendapkan pada daerah intertidal, estuarin, dan

inner neritic hingga middle – outer neritic, dengan ketebalan 1300 kaki (Dawson,

et al., 1997).

Pengendapan Formasi Bekasap diperkirakan terjadi selama tingkat

8

transgresi paleogen yang dipengaruhi oleh inti benua. Bagian bawahnya

terendapkan dalam dataran delta melalui celah pada facies muka delta yang

disebabkan oleh perpindahan saluran distribusi pada bagian atas Formasi Bekasap.

Ditinjau dari reservoirnya Formasi Bekasap dibagi menjadi dua zona produksi :

Anggota Bawah yang ditunjukkan oleh Baji, Jaga dan Dalam.

Anggota Atas yang ditunjukkan oleh zona Pertama dan Kedua.

Aktifitas pembentukan sistem delta ke arah Selatan dan Tenggara

menghasilkan perubahan facies yang sangat cepat. karena itu pengendapan dari

sekat garis pantai dan distribusi mulut delta selalu diikuti dengan pengendapan

dari batupasir kompak. Proses terjadinya ini dapat dipengaruhi oleh energi yang

tinggi dan .pengendapan selama Miosen.

Formasi Bekasap bersama Formasi Telisa merupakan Formasi utama yang

memproduksikan minyak di Lapangan minyak “HITORI”. Formasi Bekasap

mempunyai 3 lapisan pasir / sand bodies yang bertindak sebagai reservoir

(Bekasap A, B, C). Gambar 2.3. dan Gambar 2.4. menunjukan Formasi

produktif Bekasap dan Formasi Telisa berdasarkan log.

D. Formasi Duri

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Bekasap dan

merupakan bagian teratas dari Kelompok Sihapas. Formasi Duri mempunyai

lithologi yang hampir sama dengan Formasi Bekasap. Bagian bawah Formasi ini

ditunjukan oleh Lapisan Pasir Rindu yang dibagi menjadi Rindu Pertama, Kedua

dan Ketiga. Lapisan Shale yang terletak pada Rindu kedua berkembang luas,

bagian atas Formasi ini mengandung Lapisan batupasir dan Lapisan lempung.

Formasi ini berumur Miosen Tengah (NN3), dan mencapai ketebalan lebih dari

300 kaki.

E. Formasi Telisa

Formasi Telisa diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko,

memiliki hubungan menjari dengan Formasi Duri dan Formasi Bekasap. Formasi

Telisa terdiri dari marine shale dan lanau agak gampingan, berumur Miosen

9

Awal (N6-N11) green-gray calcareous, claystone yang berseling dengan dolomite

dan limestone, serta sedikit siltstone dan sandstone. Formasi ini diendapkan

selaras pada lingkungan laut dangkal dengan ketebalan 1600 kaki dan

diperkirakan berumur Miosen Awal sampai Miosen Tengah. Formasi ini dikenal

sebagai batuan tudung dari reservoir Kelompok Sihapas di Cekungan Sumatera

Tengah.

4. Formasi Petani

Sedimen muda yang ditemukan di Lapangan minyak “HITORI” salah

satunya adalah Formasi Petani, Formasi Petani diendapkan secara tidak selaras di

atas Formasi Telisa dan menggambarkan Fase Regresif dari siklus pengendapan

Cekungan Sumatera Tengah. Formasi ini diendapkan mulai dari lingkungan laut

dangkal, pantai, dan ke atas sampai lingkungan delta yang menunjukkan regresi

air laut. Formasi Petani terdiri dari batupasir, lempung, batupasir glaukonitan, dan

batu gamping yang dijumpai pada bagian bawah, sedangkan batubara banyak

dijumpai di bagian atas dan terjadi pada saat pengaruh laut semakin berkurang.

Komposisi dominan batupasir adalah kuarsa, berbutir halus sampai kasar,

umumnya tipis dan mengandung sedikit lempung yang secara umum mengkasar

ke atas. Secara keseluruhan mempunyai ketebalan 6000 kaki yang berumur

Miosen Akhir – Pliosen Awal, atau N9 (NN5) – N21 (NN18). Penentuan umur

pada bagian atas Formasi ini kadang membingungkan karena tidak adanya fosil

laut. Hidrokarbon yang terdapat pada Formasi ini tidak komersial.

5. Formasi Minas

Formasi ini merupakan sedimen termuda dari Stratigrafi Cekungan

Sumatera Tengah. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi

Petani dan diperkirakan berumur Plio-Pleistocene. Formasi Minas diendapkan

mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai, dan ke atas sampai lingkungan delta

yang menunjukkan regresi air laut. Formasi Minas terdiri dari batupasir, lempung,

batupasir glaukonitan, dan batu gamping yang dijumpai pada bagian bawah,

sedangkan batubara banyak dijumpai di bagian atas dan terjadi pada saat

10

pengaruh laut semakin berkurang.

Gambar 2.2.

Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Tengah

(Eubank dan Makki,1981 ; Heidrick dan Aulia, 1993)

11

Gambar 2.3.

Lapisan Produktif Telisa dan Bekasap (Berdasarkan Log)

(Exploration File., ‘Laporan Geologi Lapangan Kotabatak 2004’)

Bekasap B sandBekasap C sand

12

Gambar 2.4.

Lapisan Produktif Bekasap (Berdasarkan Log)

2.1.2. Struktur Geologi Lapangan ‘HITORI’

Sejarah geologi Cekungan Sumatra Tengah ditentukan oleh terjadinya

proses-proses tektonik, Oleh karena itu episode tektonik dalam pembentukan

13

Cekungan Sumatra Tengah menjadi faktor pengontrol utama pengendapan di

daerah ini. Gambar 2.5. memperlihatkan kerangka struktur geologi fase F2 dan

F3 yang mempengaruhi struktur geologi Cekungan Sumatera Tengah.

Gambar 2.5.

Kerangka Struktur Geologi Fase F2 dan F3

( Heidrick & Turlington, 1997 )

Berdasarkan sejarah geologi, Lapangan “HITORI” terletak pada

Cekungan Sumatera Tengah yang merupakan Cekungan belakang busur (back arc

basin) yang berkembang di sepanjang tepian paparan sunda bagian barat dan

14

selatan. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman Lempeng Samudera Hindia

pada Lempeng Benua Asia. Deformasi geologi ini diperkirakan terbentuk pada

zaman Tersier awal (Eosen-oligosen) yang berkembang dari serangkaian blok

yang naik divergen, berarah timur-barat antara lempeng Sunda dan samudera

Hindia.

Cekungan Sumatera Tengah terbentuk bersamaan dengan Cekungan

Sumatera Selatan. Batas kedua cekungan tersebut berupa suatu kawasan yang

mengarah kearah timur laut-barat daya melalui Pegunungan Tigapuluh (Gambar

2.6.). Disebelah barat daya cekungan yang asimetris dibatasi oleh sesar-sesar dan

singkapan batuan pra-tersier disepanjang kawasan kaki Pegunungan Bukit

Barisan. Disebelah timur laut dibatasi oleh dataran tinggi yang letaknya sejajar

dengan pantai timur Sumatera. Sedangkan bagian utara dan barat laut dibatasi

oleh dataran tinggi asahan di Sumatera bagian utara, dan singkapan pra-tersier.

Dari sejarahnya, cekungan ini terbentuk pada zaman Tersier awal (Eosen-

Oligosen) yang berkembang dari serangkaian blok-blok yang naik dan turun

(Graben Dan Horst Block) akibat regangan kearah timur-barat. Adanya gerakan

transform antar lempeng Sunda dan lempeng Samudera Hindia pada awal

Paleosen menimbulkan peregangan pada bagian barat daratan sunda dan

menghasilkan terban-terban pematang.

15

Gambar 2.6.

Peta Cekungan Sumatera Tengah

Lapangan minyak “HITORI” seperti juga Lapangan minyak Minas

merupakan suatu lipatan orde kedua dari sistem sesar Sumatera (Yarmanto dan

Aulia, 1998). Perlipatan di daerah ini menghasilkan antiklin utama dengan arah

sumbu barat laut – tenggara. Pada bagian barat dan timur dibatasi oleh sesar-sesar

geser dekstral yang diperkirakan merupakan pemicu pembentukan antiklin yang

ada di bagian tengahnya. Antiklin pada Lapangan “HITORI” berbentuk asimetris

dengan daerah sayap timur laut curam dan daerah barat daya landai. Lapangan ini

memiliki struktur sesar naik utama yang berarah barat laut tenggara dan juga

16

berkembang sesar-sesar turun berarah barat daya-timur laut pada bagian sayap

antiklin yang landai (barat daya). Antiklin ini memiliki closure vertikal setebal

650 ft. Lapangan ini memiliki kondisi geologi yang kompleks karena memiliki

banyak sesar yang minor dan chanelisasi pada mayor sand dan mempunyai

kontinuitas yang tidak menerus antar sumur. Gambar 2.7. menunjukan Peta

bawah permukaan top struktur Bekasap B Sand di Lapangan “HITORI”.

Gambar 2.7.

Peta Top Struktur Bekasap B Sand di Lapangan “HITORI”

2.2. Karakteristik Reservoir Lapangan “HITORI”

Lapangan minyak “HITORI” mempunyai lapisan utama dari beberapa

17

lapisan pada Formasi Bekasap dan Formasi Telisa. Mekanisme pendorong yang

bekerja pada lapangan ini adalah water drive. Tekanan reservoir awal (initial

pressure) diperkirakan sebesar 2600 psi untuk Formasi Bekasap dan 2030 untuk

Formasi Telisa, dan pada saat ini reservoir memiliki tekanan rata-rata sebesar

1500 psi, dengan tekanan bubble point 235 psi. Reservoir Bekasap mempunyai

Temperatur rata-rata 280 oF dan 260 oF untuk Formasi Telisa. Reservoir ini

merupakan reservoir tidak jenuh (undersaturated) karena tekanan reservoirnya

berada di atas bubble point. Berikut adalah data sifat fisik fluida dan batuan

reservoir Lapangan “HITORI” :

Tabel II-1

Sifat Fisik Batuan dan Fluida Reservoir Lapangan “HITORI”

‘HITORI’ Field Reservoir Properties

18

2.3. Sejarah Produksi Dan Pengembangan Lapangan “HITORI”

Lapangan “HITORI” pertama kali ditemukan pada tahun 1952. Lapangan ini

merupakan lapangan terbesar kelima dalam area operasi PT. Chevron Pacific

Indonesia dengan perkiraan original oil in place (OOIP) sebesar 834 MMSTB.

Lapisan minyak produktif berada pada Formasi Telisa dan Formasi Bekasap. Formasi

Bekasap merupakan lapisan utama yang memproduksikan minyak pada tiga lapisan

pasir utama (A, B dan C sand) dengan perkiraan OOIP sebesar 667 MMSTB,

sedangkan Formasi Telisa mempunyai empat lapisan pasir produktif (T1-T4) dengan

perkiraan OOIP 167 MMSTB. Sumur pertama pada Lapangan “HITORI” dibor pada

daerah puncak struktur di bagian utara dari lapangan ini. Sumur ini mengalirkan

minyak dengan laju produksi 3750 BOPD dari Lapisan Bekasap A3 dan A4 sand

dengan tebal perforasi 35 ft. Lapangan “HITORI” mulai berproduksi pada bulan juli

1971 dengan 17 sumur produksi. Sampai bulan januari 1972 Lapangan “HITORI”

mempunyai 30 sumur produksi pada area seluas 247 acre dengan laju produksi 45

MBOPD. Puncak produksi minyak di Lapangan “HITORI” dicapai pada bulan

September 1972 dengan laju produksi lebih dari 47 MBOPD.

Perolehan minyak pada Lapangan “HITORI” sudah memasuki tahap

perolehan sekunder. Tahap perolehan primer sudah dimulai sejak lapangan ini

pertama kali diproduksikan pada tahun 1971, sedangkan perolehan tahap lanjut

dimulai sejak tahun 1998 ketika “High Grade Area” dikembangkan dengan

waterflood.

Tahun 1975 pengembangan sumur dan pressure maintenance (peripheral

water injection) secara luas diintensifkan dimana lebih dari 25 sumur dibor antara

tahun 1975-1977 untuk pengembangan lapangan dan penetuan batas-batas reservoir.

peripheral water injection dimulai dengan laju 3000 BWPD untuk mempertahankan

produksi sebesar 20 MBOPD, tetapi proyek ini tidak memberikan pengaruh yang

besar terhadap produksinya karena tidak tercukupinya volume injeksi. peripheral

water injection kedua dimulai pada tahun 1979 dan laju injeksi efektifnya dicapai

pada tahun 1981. Antara tahun 1979 sampai 1982 total telah dibor 9 sumur injeksi

19

dan 9 water supply wells untuk meningkatkan kinerja peripheral water injection di

lapangan ini. 23 sumur produksi tambahan juga dibor untuk meningkatkan kapasitas

produksi lapangan ini. Pertengahan tahun 1994 mulai diperkenalkan stimulasi sumur

yaitu suatu upaya untuk merangsang produksi sumur agar kembali berproduksi pada

kapasitasnya (meningkatkan kapasitas produksi sumur) dimana pada Lapangan

“HITORI” ini stimulasi sumur dilakukan dengan metode hydraulic fracturing.

Hydraulic fracturing tidak hanya dilakukan pada sumur produki, akan tetapi

dilakukan juga pada beberapa sumur injeksi air untuk memperbaiki performancenya.

Lapangan “HITORI” saat ini telah mempunyai lebih dari 151 sumur produksi, 95

sumur injeksi aktif, 13 sumur pengamatan (observation well) dan 25 water source

wells. Laju produksi minyak rata-rata lebih dari 23,5 MBOPD dan laju injeksi air

sebesar 250 MBWPD. Kumulatip produksi minyak (Np) sampai akhir Desember

2004 sebesar 253 MMSTB dan perkiraan remaining reserve sebesar 100 MMSTB.

Gambar 2.8. di bawah ini menunjukkan performance produksi dari Lapangan

Kotabatak.

Gambar 2.8.

Performance Produksi Lapangan “HITORI”