buku batuan inti penyimpan minyak migas

Gambar Sampul :Alat CT Scan di Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS untuk analisa bantuan inti

ISBN : 978-979-8218-24-8

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi i

PENGANTAR

Salah satu tugas Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS sebagai lembaga penelitian dan pengembangan berkewajiban untuk menyebarluaskan informasi hasil penelitian di subsektor migas yang melingkupi kegiatan hulu hingga hilir.

Kegiatan hulu migas diawali dari proses eksplorasi untuk memetakan keberadaan sumber daya migas yang salah satunya melalui pengambilan percontoh batuan inti (core) di dalam reservoir. Dari batu inti tersebut kemudian dilakukan analisis laboratorium untuk menentukan karakteristik reservoir dan sifat-sifat minyak bumi yang terkandung di dalamnya. Analisis batuan inti ini membutuhkan pengetahuan yang mendalam untuk mengevaluasi sumber daya minyak yang dikandungnya.

Melalui penerbitan Buku Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi ini saya berharap dapat menumbuhkembangkan pengetahuan tentang karakterisasi reservoir guna menunjang produksi migas. Saya menyampaikan penghargaan dan terima kasih kepada para peneliti dan pihak-pihak yang terlibat dalam penyusunan buku ini, semoga karya ini dapat dimanfaatkan sebagai sumber pengetahuan dalam upaya peningkatan pelayanan informasi publik di bidang pengetahuan teknologi minyak dan gas bumi.

Jakarta, Desember 2012

Kepala Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS

Dra. Yanni Kussuryani, M.Si.

ii Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

PRAKATA

Buku yang berjudul Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi merupakan ekstraksi informasi dan pengetahuan di bidang perminyakan mengenai batuan inti atau yang biasa disebut dengan core. Batuan inti memiliki peranan penting dalam mengidentifi kasi dan mengkarakterisasi properti suatu reservoir minyak bumi. Properti dari batuan inti dapat diketahui melalui serangkaian uji dan pengukuran di laboratorium. Selanjutnya informasi yang diperoleh dari batuan inti tersebut digunakan untuk menentukan strategi produksi dan manajemen reservoir agar dapat dikuras secara optimal.

Secara komprehensif buku ini membahas sifat-sifat batuan inti yang ada di Indonesia. Beberapa istilah yang termuat dalam buku ini berasal dari istilah asing yang disesuaikan padanan katanya berdasarkan kamus besar bahasa Indonesia. Informasi yang tercantum dalam buku ini berasal dari referensi-referensi terkemuka di bidang perminyakan.

Kami berharap buku ini dapat dijadikan sebagai sumber informasi di bidang perminyakan terutama bagi para tenaga ahli, praktisi, akademisi dan peneliti serta dapat memperkaya referensi khususnya tentang batuan inti. Tentunya, buku ini masih jauh dari sempurna dan kami akan sangat berterima kasih bila ada masukan dari pembaca untuk perbaikan ke depannya.

Jakarta, Desember 2012

A. Yusuf dan M. Romli

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi iii

PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGANTEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI LEMIGAS

Yusuf, ABatuan inti penyimpan minyak dan gas bumi / A. Yusuf, M. Romli;

penyunting, Suprajitno Munadi, Bambang Widarsono. - Jakarta : PusatPenelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS, 2012.90 hlm. ; 24 cm.

Bibliografi : hlm. 90 ISBN 978-979-8218-24-81. Minyak bumi, Tambang, 2. Gas. I. Judul, II. Romli, M. III. Suprajitno

Munadi. IV. Bambang Widarsono. 665.5

Hak Cipta @ 2012 Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS

iv Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

PENGARAH

Dra. Yanni Kussuryani. M.Si.

Penyunting

Prof. Dr. Suprajitno MunadiDr. Ir. Bambang Widarsono, M.Sc.

Penyunting PenyeliaIr. Daru Siswanto

Drs. H. Joko Kristadi. M.Si.

Penulis

A. YusufIr. M. Romli

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi v

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ................................................................................ i

PRAKATA ........... .................................................................................... ii

ISBN ....................................................................................................... iii

PENGARAH ............... ............................................................................ iv

DAFTAR ISI............................................................................................ . v

BAB I. PENDAHULUAN ...................................................................... 1

BAB II. GEOLOGI ................................................................................. 3

2.1 Umum ................................................................................ 3

2.2 Hukum Kejadian Alam ....................................................... 3

2.3 Tugas Ahli Geologi Minyak ................................................ 4

2.4 Jebakan Minyak Bumi ....................................................... 7

BAB III. SURVEI GEOFISIKA ................................................................ 11

3.1 Umum ................................................................................ 11

3.2 Kegiatan Geofi sika ............................................................ 11

3.2.1 Metode Elektromagnetotelurik ................................ 12

3.2.2 Metode Georadar .................................................... 12

3.2.3 Metode Seismik ...................................................... 13

3.2.4 Geofi sika Reservoar ............................................... 17

BAB IV. MODEL GEOLOGI.................................................................... 21

4.1 Umum ................................................................................ 21

4.2 Proses Pemodelan Geologi .............................................. 21

4.2.1 Model Geometri ...................................................... 22

4.2.2 Model Stratigrafi Berlapis ........................................ 22

4.2.3 Model Bukan Stratigrafi ........................................... 23

4.2.4 Model Patahan ........................................................ 24

4.2.5 Disktretisasi ............................................................. 24

vi Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

4.2.6 Terstruktur ............................................................... 25

4.2.7 Kisi Tidak Terstruktur ............................................... 25

4.2.8 Model Prakiraan ...................................................... 26

4.3 Pemodelan Geologi Dalam Sistem Pengelolaan

Informasi ........................................................................... 27

4.4 Paradigma Baru ................................................................ 27

4.5 Jalan ke Depan ................................................................. 28

BAB V. TEKNIK PEMBORAN ............................................................... 29

5.1 Umum ................................................................................ 29

5.2 Kegiatan Pemboran .......................................................... 29

5.3 Log Sumur ......................................................................... 36

BAB VI. PENGUKURAN DAN MANFAAT BATU INTI ........................... 39

6.1 Umum ............................................................................... 39

6.2 Pengukuran Batu Intl ......................................................... 39

6.2.1 Porositas ................................................................. 39

6.2.2 Permeabilitas ......................................................... 42

6.3 Manfaat Batu Inti ............................................................... 47

6.3.1 Proses Pengambilan Batu Inti. ................................ 47

6.3.2 Pengambilan Conto Batu Inti .................................. 48

6.3.3 Diskripsi Batu Inti. ................................................... 49

6.3.4 Korelasi Log-Kedalaman.... ..................................... 50

6.3.5 Penggunaan Data Analisis Batu Inti ........................ 52

6.4 Perhitungan Statistik Analisis Batu Inti .............................. 53

6.4.1 Merata-ratakan Data Porositas dan Permeabilitas . 53

6.4.2 Aplikasi Komputer Data Analisis Batu Inti ............... 54

6.4.3 Pemetaan Data Analisis Batu Inti ............................ 54

6.5 Perhitungan Minyakdi Tempat............................................. 55

6.5.1 Eksplorasi ............................................................... 55

6.5.2 Operasi Penyelesaian Sumur dan Kerja-ulang ....... 55

6.5.3 Pengembangan Lapangan ...................................... 56

6.5.4 Evaluasi Sumur dan Reservoar .............................. 56

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi vii

BAB VII. SIFAT-SIFAT FLUIDA HIDROKARBON................................. 57

7.1 Umum ................................................................................. 57

7.2 Komposisi Minyak .............................................................. 57

7.3 Perilaku Fasa dan Aliran Fluida .......................................... 58

BAB VIII. TEKNIK PRODUKSI .............................................................. 61

8.1 Umum ............................................................................. 61

8.2 Sistem Produksi ............................................................. 61

8.3 Teknik Perangsangan (Stimulation Technique)........... ... 65

8.3.1 Perekahan Hidrolis (Hydraulic Fracturing)............ 65

8.3.2 Pengasaman (Acidizing) ....................................... 66

BAB IX. TEKNIK RESERVOAR ............................................................ 71

9.1 Umum.......... ..................................................................... 71

9.2 Mekanisme Pendorong Dalam Reservoar Minyak............ 71

9.2.1 Tenaga Pendorong Pengurasan

(Depletion Drive) .................................................... 71

9.2.2 Tenaga Pendorong Tudung Gas

(Gas Cap Drive) ..................................................... 74

9.2.3 Tenaga Pendorong Air (Water Drive) ...................... 76

9.2.4 Pengurasan Gravitasi (Gravity Drainage) .............. 78

9.2.5 Tenaga Pendorong Kombinasi

(Combination Drive) ............................................... 80

BAB X. SIMULASI RESERVOAR ........................................................ 81

10.1 Umum................................................................................ 81

10.2 Program Komputer Sederhana. ........................................ 81

BAB XI. KEEKONOMIAN ..................................................................... 83

11.1 Umum .............................................................................. 83

11.2 Pertimbangan Ekonomi ................................................... 83

11.3 Situasi Kini ...................................................................... 86

11.4 Gagasan Baru ................................................................... 87

DAFTAR PUSTAKA ............................................................................... 89

BIODATA ......... ....................................................................................... 91

viii Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

DAFTAR TABEL

3.1 Keunggulan metode seismik pantul dan seismik bias ..................... 18

3.2 Kelemahan metode seismik pantul dan seismik bias.......... ............ 18

7.1 Komposisi minyak ........................................................................... 57

8.1 Urut-urutan kegiatan sumur.......... ................................................... 62

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi ix

DAFTAR GAMBAR

2.1 llustrasi dan interpertasi kronologi hukum-hukum geologi

(Core Lab, 1975) ............................................................................. 3

2.2 Berbagai jenis minyak (Levorsen, 1956) ......................................... 5

2.3 Elemen sistem minyak (Walters, 2011) ............................................. 5

2.4 Pembentukan antiklinal (Core Lab, 1975) ....................................... 6

2.5 Jenis antiklinal (Core Lab, 1975) ..................................................... 8

2.6 Jenis sinklinal (Core Lab, 1975)....................................................... 8

3.1 Survei udara (Sandier, 1982)............................................................ 11

3.2 Survei seismik (Sandier, 1982) ........................................................ 14

3.3 Truk penggerak getaran (Google, 2011) ......................................... 15

3.4 Fenomena perubahan gelombang seismik (Reynolds, 1998). ........ 16

3.5 Contoh hasil pencitraan (Google, 2011) .......................................... 17

4.1 Skema proses pemodelan geologi (Turner dan Gable, 2011) ......... 22

4.2 Pembentukan model geometri padat (Gable, 2011) ........................ 23

4.3 Kesetaraan 2D (Turner dan Gable, 2011) ....................................... 25

4.4 Model kisi 3D tidak terstruktur lapisan terpatahkan

(Gable, 2011) ..... ............................................................................. 26

4.5 Penggabungan data geologi dan pengelolaan informasi

(Rosenbaum dan Turner, 2003) ...................................................... 27

5.1 Awal terjadinya serpihan oleh mata bor putar

(Nishimatsu, 1972) .......................................................................... 30

5.2 Serpihan terlempar dan awal terjadinya serpihan baru

(Nishimatsu, 1972) .......................................................................... 30

5.3 Sketsa menara pemboran putar (Sandier, 1982) ............................ 31

5.4 Contoh bentuk mata bor (Sandier, 1982) ........................................ 31

5.5 Sketsa sistem lumpur (Sandier, 1982) ............................................ 32

5.6 Petugas pengatur lumpur (Sandier, 1982) ...................................... 33

5.7 Pipa dan mata bor batu inti (Sandier, 1982) .................................... 34

5.8 Contoh bentuk kaki anjing (Lubinski, 1961)..................................... 34

x Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

5.9 Contoh bentuk BOP (Sandier, 1982) ............................................. 35

5.10 Peralatan asli yang digunakan oleh Schlumberger bersaudara

(Chopradkk, 2011) ......................................................................... 36

6.1 Penentuan volume butiran dengan porosimeter hukum boyle

(Core Lab, 1975) ........................................................................... 40

6.2 Penentuan volume pori dengan porosimeter hukum Boyle

(Core Lab, 1975) ........................................................................... 41

6.3 Porosimeter Washburn Bunting (Core Lab, 1975) ........................ 41

6.4 Penampang balok media berpori (Core Lab, 1975) ...................... 42

6.5 Skema permeameter (Core Lab, 1975)......................................... 44

6.6 Pemegang batu inti jenis Hassler (Core Lab, 1975)...................... 45

6.7 Rekahan dalam batu inti terlihat jelas dalam kedua iriisan

(Widarsono, 2008) ......................................................................... 49

6.8 Kalibrasi kedalaman (Widarsono, 2008) ....................................... 51

7.1 Sistem komponen tunggal (Core Lab, 1975)................................. 59

7.2 Sistem binari (Core Lab, 1975). .................................................... 60

8.1 Variasi komposisi batuan karbonat (Peden,1993) ......................... 65

8.2 Hasil perekahan sebelum dan sesudah dipasang

propan (Peden,1993) .................................................................... 66

8.3 Contoh hasil pengasaman pada batugamping (Peden,1993) ....... 68

8.4 Pencucian asam di interval perforasi (Peden,1993)...................... 69

9.1 Diagran fasa komposisi tetap (Core Lab, 1975) ............................ 72

9.2 Reservoar tenaga dorong tudung gas (Peden,1993) .................... 75

9.3 Reservoar Tenaga dorong air (Sandier, 1982) .............................. 77

11.1 Contoh pohon keputusan (Core Lab, 1975) .................................. 85

1Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB IPENDAHULUAN

Data, interpertasi dan penggunaan data batu inti, merupakan dasar setiap kegiatan rekayasa untuk menentukan antara lain volume cadangan hidrokarbon di tempat (in-place hydrocarbon reserve) dan perolehannya secara efi sien. Analisis batu inti meliputi tentang analisis konvensional, analisis batu inti spesial, dan analisis fl uida reservoar yang sangat berkontribusi dan penting dalam memperoleh data dasar sifar-sifat batuan dan fl uida.

Analisis batu inti memberikan informasi tentang apa jenis hidrokarbon yang dikandungnya, dan berapa besar kapasitas penyimpanannya. Dari permeabilitas yang diukur dapat diperkirakan tentang litologi batuan dan kemampuan alir formasi. Penyelidikan kandungan sisa fl uida di dalam conto batu inti memungkinkan menginterpertasi produksinya dan di bawah kondisi tertentu memberikan informasi saturasi air reservoar.

Perluasan terhadap analisis batu inti konvensional memberikan hubungan tekanan kapiler-saturasi air, sifat-sifat kelistrikan, keberhasilan pendorongan air (water fl ood), permeabilitas relatif, dan kompresibilitas batuan. Ini dan data khusus lainnya dapat diperoleh dari conto batuan resevoar.

Waktu merupakan faktor utama yang membedakan antara analisis batu inti konvensional dan analisis batu inti spesial. Analisis batu inti konvensional dapat diselesaikan dalam beberapa jam atau hari setelah diperoleh contonya, dan datanya sering digunakan dalam membantu pemilihan interval dalam sumur yang akan diselesaikan. Sedangkan analisis batu inti spesial, walau biasanya mencerminkan proses yang terkesan lambat, dapat digunakan untuk menentukan penentuan keseimbangan lempung dan air purwa (connate water) sebelum menentukan sifat-sifat kelistrikan atau keseimbangan tekanan kapiler-saturasi air sewaktu dilakukan pengujian tekanan kapiler itu sendiri. Fenomena lambatnya program uji spesial ini, biasanya butuh waktu 6-8 minggu, malah kadang-kadang lebih lama. Dalam banyak kasus, kerugian keterlambatan waktu tersebuit dapat ditanggulangi misalnya dengan mengatur faktor waktu, dan perencanaan awal yang baik pada program pengumpulan data. Evaluasi tentang parameter dasar analisis batu inti digabung dengan data uji khusus yang diperoleh dari conto batu inti dapat memberikan kinerja reservoar, perlakuan pada sumur, serta interpertasi dan pemahaman log sumur.

Di bawah keadaan tertentu, hidrokarbon muncul di dalam jebakan bawah tanah yang terbentuk secara stratigrafi atau struktural. Komposisi hidrokabon tersebut bervariasi dari yang sederhana seperti metana, etana, sampai ke yang kompleks campuran dari etana, metana, propana, dan yang bukan hidrokarbon seperti karbon dioksida (CO2) dan hidrogen sulfi da (H2S). Pada kondisi tekanan dan temperatur awal reservoar, hidrokarbon muncul sebagai gas atau cairan, tergantung pada tekanan dan temperatur reservoar dan komposisi hidrokarbon.

2 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Temperatur dalam reservoar biasanya tetap konstan selama masa produksi lapangan minyak, sedangkan tekanan turun begitu pada saat produksi dimulai, dan terjadi pengurasan reservoar. Fluida yang diproduksi dari resevoar dipengaruhi oleh perubahan tekanan dan temperatur. Perubahan sifat-sifat hidrokarbon tergantung pada komposisi awal dalam reservoar dan bagaimana cara hidrokarbon tersebut dikumpulkan di permukaan.

Pengetahuan tentang keadaan awal hidrokarbon di dalam reservoar mempengaruhi pelaksanaan pemboran sumur, penyelesaian sumur, dan produksinya. Perubahan-perubahan yang timbul dalam sifat-sifat dasar fi sika sewaktu tekanan turun dan hidrokarbon diproduksi, sangat penting dalam perhitungan rekayasa untuk menentukan jumlah hidrokarbon di tempat, proyeksi kinerja di masa mendatang, dan perkiraan perolehannya.

Perilaku fasa fluida mengubah sifat-sifat hidrokarbon sewaktu ada penurunan tekanan dan/atau temperatur. Keadaan hidrokarbon mempengaruhi pengukuran sifat-sifat yang diukur, antara lain titik didih, faktor kompresibilitas gas, faktor volume formasi, gas dalam larutan, hubungan tekanan-volume, dan lain-lain. Pengetahuan dan pemahaman parameter-parameter tersebut dibutuhkan pada pengembangan rekayasa geologi dan rekayasa reservoar.


BAB IIGEOLOGI

2.1 Umum

Geologi merupakan paduan antara seni, ilmu pengetahuan, dan teknologi yang mempelajari kerak-bumi dan segala macam kejadian di dalamnya. Akhli geologi mencoba mengungkap semua kejadian di kerak-bumi beberapa ribu bahkan jutaan tahun yang lalu tentang, misalnya awal bagaimana suatu lokasi secara regional terbentuk, kejadian apa saja yang mempengaruhinya, sehingga menjadi seperti saat ini. Terkumpulnya hidrokarbon yang tadinya tidak ada di tempat itu, namun terbentuk dari tempat lain dan bermigrasi melalui proses yang sangat panjang

2.2 Hukum Kejadian Alam

Menurut sejarahnya (Core Lab, 1975), perkembangan geologi itu sejalan dan tidak pernah bertentangan dengan perumusan sejumlah hukum kejadian di alam yang menyatakan antara lain bahwa: saat ini merupakan pembuka masa lalu (law of uniformitarianism); dalam tumpukan formasi, formasi paling tua selalu berada paling bawah, sedangkan yang paling muda ada di atas (law of superposition); fosil paling sederhana ditemukan di formasi paling tua (law of faunal succession); formasi yang lebih tua dipotong oleh yang lebih muda dan formasi yang lebih muda menembus formasi lebih tua (intrusive relationshiops).

Gambar 2.1Ilustrasi dan interpertasi kronologi hukum-hukum geologi

(Core Lab, 1975)


Walaupun perumusan ini nampak sederhana dan gamblang, namun merupakan dasar pemikiran dan pemahaman dari hampir seluruh kejadian di kerak bumi yang berperan besar dalam terbentuknya struktur jebakan hidrokarbon. Dan ini yang menjadi perhatian para akhli geologi.

2.3 Tugas Akhli Geologi Minyak

Tugas akhli geologi minyak antara lain adalah mempelajari hal ikhwal kerak-bumi yang memberikan petunjuk kemungkinan adanya jebakan-jebakan endapan minyak-bumi. Minyak-bumi sendiri adalah senyawa hidrogen dan karbon bersama-sama dengan ikutannya, baik yang berupa gas, cairan atau padatan. Hampir seluruh minyak-bumi terdapat dalam sedimen laut. Ini memperkuat dugaan pendapat para ahli bahwa minyak-bumi memang berasal dari bahan organik seperti adanya turunan porfi rin dan nitrogen. Bahan-bahan organik ini dapat ditransformasikan menjadi minyak-bumi dengan bantuan mikroba, panas-tekanan, reaksi katalitik, dan radioaktivitas (Core Lab, 1975)

Minyak bumi, atau minyak (petroleum), berasal dari bahasa Yunani terdiri dari dua kata petra yang berarti batuan (rock) dan oleum yang menunjukkan minyak (oil) yang kalau digabung bisa diartikan secara bebas menjadi minyak batuan (rock oil). Istilah ini pertama kali digunakan oleh akhli mineralogi bangsa Jerman bernama Georgius Agricola. Sementara itu, bangsa Yunani sering juga menggunakan istilah naphta sebagai sinonim petroleum, tetapi sekarang istilah ini hanya dijumpai di kalangan bangsa Rusia dan Arab (Walters, 2011)

Sampai saat ini minyak-bumi dikenal terbagi dalam bentuk yang aromatik, parafi nik, aspaltik atau naftanik (Gambar 2.2). Dari komposisi kimianya, ber-dasarkan persentase beratnya, maka 82-87% adalah karbon, 11-15% hidrogen, sedangkan sisanya berupa belerang, nitrogen, dan oksigen.

Semua sistem minyak (lihat Gambar 2.3) mengandung: 1. Paling sedikit ada satu batuan penutup, sehingga memungkinkan terbentuknya minyak dan terperas keluar dari batuan awalnya; 2. Saluran (biasanya berupa lapisan yang permeabel atau patahan) tempat berlalunya minyak bermigrasi ke tempat lain; 3. Batuan reservoar dengan porositas dan permeabilitas cukup baik yang mampu mengakumulasikan sejumlah minyak yang bernilai ekonomis; 4. Batuan kedap (permeabilitas rendah) dan struktur yang menahan minyak bermigrasi dari tempat lain dan tertahan di dalam batuan tersebut.

Bagian atas dan bagian bawah dari minyak tersebut merupakan fungsi dari kedalaman. Dalam cekungan yang sebenarnya, kedalaman ini tidak seragam dan bervariasi tergantung pada (Walters, 2011): jenis bahan organiknya, aliran panas regional dari batuan dasar, konduktivitas panas dari litologi yang berbeda, dan sejarah penimbunannya (misalnya laju pengendapan, pengangkatan ke atas, erosi, dan peristiwa yang ada waktu itu)

Batuan induk minyak adalah batuan sedimen yang diendapkan di air, yang mengandung cukup banyak bahan organik yang mampu membangkitkan pemerasan minyak dan/atau gas yang banyak dan bernilai ekonomis sewaktu terpanasi. Lapisan yang kaya bahan organik tersebut diendapkan sepanjang


sejarah bumi, pada hampir seluruh lingkungan geologi dan pada kebanyakan cekungan sedimen. Batuan induk hanya mewakili sebagian kecil lapisan cekungan dan hanya terbentuk jika ada kondisi khusus.

Gambar 2.2Berbagai jenis minyak (Levorsen, 1956)

Gambar 2.3Elemen sistem minyak (Walters, 2011)


Ada tiga faktor yang mengontrol pengendapan sedimen yang kaya bahan organik tersebut yaitu produktivitas, pelarutan, dan terjaganya proses pembentukannya. Produktivitas biologi menentukan jumlah mineral anorganik yang bercampur dengan bahan organik. Sekali diendapkan, bahan-bahan organik tersebut harus terjaga dalam bentuk yang kelak bisa menjadi pembangkit minyak.

Diperlukan waktu rata-rata 1 sampai 2 juta tahun untuk pembentukan dan terjebaknya minyak-bumi.dalam batuan dari masa Pra-Kambrium sampai Pleistosin (Core Lab, 1975). Minyak-bumi yang terjebak ini temperaturnya antara 100 sampai 350oF, malah seringkali asal minyak-bumi tersebut berada di temperatur rendah (di bawah 150oC). Sedangkan tekanannya bisa dari 1 atmosfi r saja, namun ada kalanya yang malah bisa sampai mencapai 1000 atmosfi r. Pada saat diagenesa, air diperas keluar dari sumbernya dalam sedimen yang membawa serta beberapa ppm (part per million) hidrokarbon minyak. Berapa lama bahan-bahan minyak dan gas ini menempuh perjalanan menuju jebakannya, tergantung dari jarak yang ditempuhnya. Di antara jebakan-jebakan tersebut ada yang terbentuk sejak awal pada saat terjadinya perlapisan stratigrafi . Namun setiap kali menghadapi halangan bergerak, apakah secara

Gambar 2.4Pembentukan antiklinal (Core Lab, 1975)


struktural, stratigtrafi , atau hidrodinamik, maka biasanya terjadilah penumpukan minyak-bumi di dalam jebakan tersebut. Proses pembentukan struktur (Core Lab, 1975), misalnya antiklinal, diperlihatkan dalam Gambar 2.4 di bawah ini. Awalnya suatu lapisan dapat tekanan ke arah dalam dari sekelilingnya (A) dan lapisan tersebut terlipat menjadi beberapa lipatan (B) dan akhirnya dalam waktu yang sangat lama setiap lipatan membentuk antiklinal terpisah sendiri-sendiri (C)

2.4 Jebakan Minyak Bumi

Ciri utama dari suatu jebakan struktural adalah adanya titik tumpah (spill point) yaitu titik terendah dalam jebakan yang menampung hidrokarbon. Tidak harus semua bentuk jebakan memenuhi persyaratan tersebut untuk menjebak hidrokarbon, misalnya saja porositas rekahan yang terjadi pada saat deformasi sedimen juga mampu menyimpan hidrokarbon. Ada tiga bentuk jebakan struktural yang dikenal yaitu jebakan terlipat, jebakan patahan, dan kubah garam (Core Lab, 1975).

Walaupun tidak mudah dan tidak biasa ditemukan, jebakan stratigrafi berperan dalam cadangan minyak dunia, seperti reservoar karbonat dan lensa-lensa pasir. Ada tiga jenis jebakan stratigrafi , yakni jebakan stratigrafi primer, jebakan stratigrafi sekunder, dan reef, walaupun yang terakhir ini menjadi istilah yang salah kaprah, artinya hampir semua minyak atau gas yang ditemukan di batuan karbonat selalu disebut reef.

Jenis jebakan fl uida-hidrodinamika terbentuk manakala gradien potensial berada dalam suatu akifer, sehingga aliran air cenderung mengarah miring turun ke bawah. Sebaliknya, gaya hidrodinamika mendorong minyak dalam akifer tersebut bergerak justru miring ke atas. Tetapi, ini berbeda dengan minyak yang terjebak secara hidrodinamika, sebab minyak tersebut bergerak atau terpisahkan dari puncak struktur, sehingga ada bidang kontak yang miring antara minyak dan air.

Jebakan kombinasi memiliki dua atau tiga tahapan sejarah, yaitu: elemen stratigrafi pertama-kali membentuk batas, atau akhir dari permeabilitas dalam reservoar; gerakan struktural yang menyebabkan deformasi dan bersama-sama elemen stratigrafi membentuk batuan pembatas; air formasi yang bergerak mengarah ke bawah meningkatkan dampak penjebakan tersebut. Jadi, kalau seseorang ingin mencari minyak, maka tentu saja harus ditemukan dulu jebakannya. Dikenal ada lima jenis jebakan antiklinal (Core Lab, 1975), yaitu antiklinal yang sederhana, antiklinal miring, antiklinal rebah, antiklinal tidak simetris, dan antiklinal terpatahkan (Gambar 2.5).

Ada struktur yang bentuknya justru kebalikan antiklinal (Core Lab, 1975) yaitu sinklinal (Gambar 2.6). Dikenal dua bentuk sinklinal, yaitu sinklinal sederhana (simple synclinal) dan sinklinal kompleks (complex sinclinal),

Dan biasanya, dalam suatu daerah tertentu, cara termudah menemukan jebakan struktural adalah dengan membornya terlebih dahulu untuk kepastiannya. Bentuk-bentuk lain yang dijumpai bisa berupa jebakan kombinasi,


Gambar 2.5Jenis antiklinal (Core Lab, 1975)

Gambar 2.6Jenis sinklinal (Core Lab, 1975)


dan berikutnya adalah jebakan stratigrafi dan hidrodinamika. Pengamatan pada keberadaan minyak-bumi dan jebakannya mengarah pada kenyataan bahwa minyak menjadi lebih ringan dengan bertambahnya kedalaman, karena kenaikan temperaturnya. Ini mengarah pada kenyataan juga bahwa padatan yang mempunyai titik leleh rendah akan lebih mudah menjadi cair; sedangkan molekul minyak yang besar akan terbelah menjadi molekul yang lebih kecil; atau bisa juga molekul yang besar ini terpolimerisasikan menjadi struktur organik membentuk metana dan grafi t (Core Lab, 1975)

Sewaktu air tanah yang tersirkulasi di bawah permukaan tanah bersentuhan dengan hidrokarbon, maka air tersebut akan mendegradasinya melalui kelarutan dan penggeseran hidrokarbon ringan, atau kadang-kadang bisa dengan oksidasi. Hasil ini semua adalah awal terbentuknya aspal. Dan serpih untuk bisa menjadi minyak komersial, maka kandungan material organiknya harus lebih dari 0,5%. Apabila dijumpai jejak hidrokarbon ringan di dalam batuan bukan reservoar, maka dapat diartikan bahwa batuan tersebut adalah lapisan induk (Core Lab, 1975). Akumulasi hidrokarbon biasanya ditemukan di sekitar ketidak-sinambungan. Minyak-bumi banyak ditemukan di batuan lebih muda yang mengarah ke cekungan. Di beberapa tempat, minyak-bumi sering ditemukan di serpih berwarna terang dan berbutir kasar daripada serpih berwarna gelap dan berbutir halus. Berat jenis minyak menjadi rendah, jika kandungan khlorida dalam air formasi juga rendah, atau sebaliknya, kandungan karbonatnya justru tinggi. Permeabilitas dan porositas besar biasanya ditemukan di batuan pasir yang tebal.


BAB IIISURVEI GEOFISIKA

3.1 Umum

Minyak sebagai sumber energi fosil telah lama dieksploatasi, sehingga indikator geologinya semakin terbatas. Untuk membantu mengatasi hal ini survei geofi sika ternyata sangat berperan dalam kegiatan eksplorasi minyak. Biaya eksplorasi tersebut sangat besar, sehingga pemilihan metode yang digunakan harus yang yang terbaik dan hasilnya dapat menjamin penemuan jebakan hidrokarbon.

3.2 Kegiatan Geofi sika

Sesuai dengan namanya, sebenarnya geofi sika merupakan paduan antara ilmu geologi dan ilmu fi sika. Di industri perminyakan, geologi lebih menitik-beratkan pada kajian tentang bumi dengan menelaah langsung batuan dari singkapan atau serpihan pemboran, sehingga dapat memberikan informasi tentang struktur, komposisi, dan kejadiannya. Sementara itu, geofi sika mencoba mengkaji yang belum terungkap dari keterbatasan pengamatan langsung geologi dengan cara mengukur dan mengenal sifat-sifat fi sika dengan instrumen tertentu.

Gambar 3.1Survei udara (Sandler, 1982)


Foto udara, misalnya, yang mengambil data regional secara utuh daerah yang menjadi perhatian dari pesawat terbang. Gambar 3.1 memperlihatkan kegiatan survei udara ini dilakukan, selain membawa kamera foto, dilengkapi juga dengan magnetometer. Metode tersebut bisa mencakup daerah yang sangat luas, sehingga dapat mendeteksi kemungkinan petunjuk awal adanya singkapan atau petunjuk-petunjuk lain yang mengarah pada ciri khusus dari jebakan yang kepastiannya membutuhkan pelaksanaan tahap selanjutnya. Magnetometer yang khusus dibawa pesawat adalah untuk mengukur variasi medan magnet, sedangkan teknik penginderaan jauh mampu mendeteksi resapan-resapan kecil hidrokarbon dengan memperhatikan perubahan geokimia tanah.

Dikenal beberapa metode dalam kegiatan geofisika, yaitu metode elektromagnetotelurik, metode georadar, dan metode seismik.

3.2.1 Metode elektromagnetotelurik

Metode ini merupakan metode geofi sika yang sudah sangat dikenal dan sering digunakan dalam survei geologi dengan berbagai variasi. Analisis data dan pemodelannya dapat dilakukan setelah semua datanya dibawa ke perkemahan atau terkumpul di laboratorium. Jika data tersebut dapat diproses cepat seperti waktu dilakukan akuisisi, maka dapat memodifi kasi konfi gurasi atau distribusi titik-titik pengamatan, sehingga dapat menghemat waktu dan terutama biaya. Untuk itu, biasanya dikembangkan cara transformasi supaya dapat mempercepat proses analisis data dalam jumlah yang sangat besar.

Teknik inversi Bostick (Google, 2011) adalah cara yang sederhana dan cepat untuk menganalisis kurva hasil sounding tahanan jenis semu (pseudo resistivity) dan fasa dari data magnetotelurik, yang sering disingkat sebagai MT. Dalam proses transformasi tersebut, semua data kedalaman yang diperoleh dari pengukuran frekuensi atau waktu didasarkan pada prinsip skin-depth. Selanjutnya, pengukuran tahanan jenis semu tersebut ditransformasikan menjadi tahanan jenis efektif, sehingga diperoleh tahanan jenis sebagai fungsi dari kedalaman

Banyak orang melakukan transformasi Bostick dengan menggunakan model sintesis kajian Meju. Ini dimaksudkan agar tahanan jenis fungsi kedalaman dapat lebih realistis. Hasilnya diuji dengan data MT sintesis 1D dan 2D Struktur 2D tersebut dapat diidentifi kasi melalui inversi data MT1D, selama strukturnya tidak menyimpang terlalu jauh dari model berlapis horisontal 1D.

3.2.2 Metode georadar

Metode ini merupakan salah satu metode geofi sika yang memetakan keadaan bawah permukaan tanah yang relatif dangkal, sehingga disebut sebagai Subsurface Profi ling Electromagnetic. Menggunakan prinsip-prinsip gelombang elektromagnetik yang penetrasi kedalaman dan besar amplitudo yang terekam sangat tergantung pada sifat kelistrikan batuan yang berada di bawah permukaan tanah dan frekuensi peralatan yang digunakan.


Hasil citra rekaman yang merupakan penampang vertikal dinyatakan dengan warna. Warna hitam, misalnya, berarti sinyal yang terekam kuat sekali, sebaliknya yang lemah diindikasikan dengan warna putih, warna abu-abu sinyalnya sedang-sedang saja. Intensitas sinyal yang diterima sebanding dengan amplitudo gelombang pantul yang erat hubungannya dengan perbedaan konduktivitas batuan.

Untuk interpertasi kualitatif, diperlukan perangkat lunak komputer yang memadai agar hasil warnanya jelas. Pengalaman membuktikan sewaktu diterapkan pada sedimen lempung, hasilnya sangat baik.

3.2.3 Metode seismik

Merupakan salah satu metode eksplorasi hidrokarbon yang didasarkan pada pengukuran gelombang reaksi balik suara yang sengaja dikirim ke bawah permukaan tanah. Sumber suara bisa berasal dari palu besar (sledgehammer), getaran (vibration) yang berasal dari kendaraan khusus, atau ledakan dinamit

Eksperimen seismik pertamakali dilakukan oleh Robert Mallet pada tahun 1845, sehingga dia diberi julukan bapak seismologi (Google, 2011). Dia mengukur waktu transmisi gelombang seismik berupa gelombang permukaan yang dibangkitkan dari ledakan. Penerapan untuk eksplorasi minyak dilaksanakan di tahun 1920an, sedangkan demonstrasinya di Oklahoma tahun 1921. Dalam perkembangannya, dikenal dua jenis seismik, yaitu seismik pantul (refl ection) dan seismik bias (refraction).

Pada seismik pantul, prinsip utamanya adalah mencatat waktu yang dibutuhkan gelombang suara yang berasal dari sumber suara di permukaan tanah dan merambat cepat ke bawah permukaan tanah. Kemudian, gelombang suara akan dipantulkan kembali oleh lapisan formasi geologi ke permukaan, diterima oleh suatu alat penerima suara (receiver), yang lebih umum disebut sebagai geophone.

Seismik jenis ini hanya mencatat gelombang yang terpantulkan dari permukaan formasi geologi. Beberapa jenis gelombang yang dikenal antara lain gelombang-P, gelombang-S. gelombang Stoneley, dan gelombang Love.

Analisis seismik pantul lebih dipusatkan pada energi yang diterima setelah getaran pertama dikirim. Gelombang-gelombang yang dicari adalah yang dipantulkan oleh semua antar-muka lapisan yang ada di bawah permukaan tanah.

Keunggulan seismik pantul mencakup: 1. Dapat mendeteksi variasi lateral dan kedalaman dari parameter fi sik berupa kecepatan seismik yang relevan; 2. Mampu menampakkan citra struktur bawah-tanah; 3. Bisa dimanfaatkan untuk membatasi kenampakan stratigrafi ; 4. Reaksi balik gelombang seismik tergantung pada densitas batuan dan tetapan elastisitas yang perubahannya (porositas, permeabilitas, dan kompaksi dst) dapat dideteksi; 5. Dapat mendeteksi langsung kemungkinan keberadaan hudrokarbon.


Sementara itu, kelemahan seismik pantul tesebut antara lain: 1. Bila ingin hasil yang baik, maka data survei harus banyak sekali; 2. Biaya akuisisi dan logistik sangat mahal; 3. Dibutuhkan komputer canggih, tenaga akhli, dan waktu yang banyak untuk memproses seluruh data; 4. Peralatan akuisisi umumnya sangat mahal.

Sejatinya, seismik eksplorasi adalah kegiatan eksplorasi yang dilakukan sebelum pemboran, kajiannya meliputi daerah yang luas. Hasil yang didapat berupa gambaran lapisan batuan dalam bawah tanah. Sumber seismik berupa dinamit yang berjarak puluhan kaki yang menghasilkan sumber suara yang bersih. Dinamit tersebut ditanam di tanah pada kedalaman antara 10 dan 20 kaki. Gambar 3.2 memperlihatkan bagaimana survei seismik tersebut dilaksanakan di lapangan.

Seandainya ledakan ini tidak terkontrol dengan baik, maka hasilnya adalah sinyal yang juga kurang baik. Kalau ditinjau dari segi lingkungan saja, maka peledakan tersebut akan menjadi sulit dilakukan, berkaitan dengan peraturan-peraturan, misalnya kebisingan (noise). Untuk mengatasinya, dilakukan misalnya dengan yang disebut sebagai metode vibrosis. Ini dilakukan sebagai pengganti ledakan dinamit untuk mengurangi akibat kebisingan. Biasanya, selalu berupa truk besar dan berat yang mampu menggetarkan tanah di bawahnya. Hasil getarannya berupa sinyal mengerik yang harus ditekan melalui proses tertentu. Metode ini dilakukan bila peledakan dinamit dilarang seperti di jalan raya, kota, atau taman.

Sumber konfi gurasi penerima (receiver confi guration) dikenal sebagai sebaran (spread). Sewaktu pekerja lapangan bergerak, manakala geofon

Gambar 3.2Survei siesmik (Sandler, 1982)


yang berada di belakang, penyebaran bergerak ke depan, maka sebarannya meloncat ke depan seperti loncatan katak (leap-frog). Penyebarannya bisa berupa sebaran tunggal (single-sided spread), yang disebut mendorong, bila geofon berada di depan tembakan, sedangkan yang disebut menarik, jika sebaliknya geofon berada di belakang tembakan. Di samping penyebaran tunggal, dikenal juga penyebaran yang terpisah (split spread).

Perlu dilakukan koreksi amplitudo untuk penyebaran geometris atau divergensi fron-gelombang. Kecenderungan berkurangnya kekuatan amplitudo gelombang yang menyebar tersebut dapat diibaratkan pada waktu melempar batu ke kolam air yang gelombangnya semakin melemah menuju ke tepian kolam. Ini dapat diperkirakan dari konservasi energi. Untuk mempertajam sumber awal harus melalui proses dekonvolusi, Ada dua alasan penggunaan proses ini, yaitu untuk mempertajam refl ektor dan untuk membersihkan citra multi pantulan. Sebenarnya, kata `dekon` sendiri bisa disamakan dengan mempertajam saringan seperti pada perangkat lunak Adobe Photoshop atau perangkat lunak yang lain.

Metode seismik bias (refraction) mengukur gelombang datang yang dipantulkan sepanjang formasi geologi di bawah permukaan tanah, Peristiwa bias ini biasanya terjadi pada permukaan air tanah dan bagian teratas formasi bantalan batuan. Grafi k waktu datang gelombang pertama seismik pada

Gambar 3.3Truk penggerak getaran (Google, 2011)


masing-masing geophone memberikan informasi kedalaman dan lokasi horison geologi tesebut. Informasinya digambarkan dalam penampang melintang yang menunjukkan kedalaman permukaan air tanah dan lapisan pertama pantulan batuan.

Seismik bias dihitung berdasarkan waktu jalar gelombang pada batuan dari posisi sumber ke penerima pada berbagai jarak tertentu. Pada metode ini, gelombang yang terjadi setelah fi rst break saja yang dibutuhkan. Parameter jarak dan waktu jalar dihubungkan oleh kecepatan rambat gelombang dalam medium. Kecepatan ini dikontrol oleh tetapan fi sika yang ada di dalam materi, yang selanjutnya dikenal sebagai parameter elastisitas.

Dalam metode seismik bias, mekanisme pengambilan data lapangan adalah mengetahui jarak dan waktu yang berhasil direkam oleh seismograf. Ini berguna untuk mengetahui kedalaman dan jenis lapisan yang sedang diselidiki. Dari getaran yang dibangkitkan dari permukaan tanah, selanjutnya akan merambat ke bawah permukaan tanah secara radial. Pada saat gelombang tersebut bertemu lapisan dengan sifat elastik batuan yang berbeda, maka gelombang yang datang tersebut akan mengalami pemantulan dan pembiasan. Manakala ada gelombang yang melewati bidang batas dengan sifat lapisan yang berbeda, maka gelombangnya akan terpantul dan terbiaskan ke permukaan. Selanjutnya, gelombang yang kembali ini akan diterima oleh geofon yang ada di permukaan.

Seluruh kejadian perambatan gelombang bawah tanah dan fenomena yang menyebabkan perubahan gelombang seismik diperlihatkan pada Gambar 3.4.

Gambar 3.4Fenomena perubahan gelombang seismik

(Reynolds, 1998)


Perlu dilakukan juga pemilahan dari pengumpulan tembakan, sehingga terkumpul titik-tengah biasa (common midpoint, CMP). Dalam pengumpulan CMP tersebut, pantulan berasal dari titik yang sama untuk lapisan datar (fl at layer). Dengan mengatur kemiringan lapisan-lapisan tersebut akan diperoleh kedalaman biasa titik (common-depth-point, CDP) yang bisa dianggap sama dengan CMP. Perlu juga dilakukan koreksi migrasi dari tumpukan CMP untuk mengurangi efek jalur-gelombang yang non-vertikal dan difraksi. Secara sederhana, istilah difraksi tersebut bisa diartikan sebagai kemampuan gelombang menyebar ke setiap sudut. Dalam data difraksi yang diperoleh biasanya disebabkan oleh tepi lapisan batuan yang tajam. Migrasi mampu mengkoreksi kemiringan dan difraksi hiperbola yang kurang baik. Kadang-kadang, istilah migrasi disebut juga sebagai pencitraan (imaging). Hasil salah satu pencitraan tersebut diperlihatkan pada Gambar 3.5 yang menggambarkan dengan jelas struktur bawah tanah. Hal semacam ini bisa membantu menentukan lokasi sumur yang akan dibor.

Gambar 3.5Contoh hasil pencitraan (Google, 2011)

Ada beberapa keunggulan dan kelemahan yang dimiliki kedua metode seismik, pantul dan bias, masing-masing disajikan dalam Tabel 3.1 dan 3.2.

3.2.4 Geofi sika Reservoar

Di dunia industri perminyakan dikenal geofisika reservoar (reservoir geophysics) yang mulai muncul sekitar tahun 1990-an. Pendekatannya menggunakan konsep-konsep ilmu geofi sika, terutama seismik, sedangkan


kegiatannya meliputi karakterisasi reservoar, pengembangan lapangan, dan peningkatan pengurasan minyak.

Karakterisasi reservoar merupakan suatu kegiatan membuka sifat-sifat reservoar secara kualitatif, mengenali geologinya, dan ketidakpastian variasi spasialnya (Munadi, 2006). Geofisika seismik dan geostatistik mampu mengurangi ketidakpastian spasial tersebut, Ada istilah Production Seismology yang kajiannya hampir setara dengan geofi sika reservoar yang dibantu dengan pengembangan seismik 3D.

Seismik Pantul Seismik Bias

Pengukurannya membutuhkan offset yang relatif kecil

Butuh lokasi sumber dan penerima yang luas, sehingga relatif murah dalam pengambilan datanya

Dapat bekerja apa pun perubahan kecepatan sebagai fungsi kedalaman

Relatif mudah dilakukan, kecuali proses filtering untuk memperkuat sinyal first break yang dibaca

Mampu melihat struktur yang lebih kompleks

Pengembangan model interpertasinya tidak terlalu sulit dilakukan seperti pada metode geofisika yang lain

Tabel 3.1Keunggulan metode seismik pantul dan seismik bias

Seismik Pantul Seismik Bias

Lokasi sumber dan penerima cukup lebar untuk memberikan citra bawah tanah yang lebih baik, tapi biaya akuisisi lebih mahal

Dalam pengukuran regional butuh offset yang lebih besar

Butuh komputer yang mahal dan sistem data yang handal

Hanya bekerja jika keceptan gelombang meningkat sebagai fungsi kedalaman

Data yang direkam banyak, butuh database canggih, perlu asumsi model yang kompleks dan interpertasinya butuh tenaga yang akhli

Interpertasinya berbentuk lapisan-lapisan miring

Tabel 3.2Kelemahan metode seismik pantul dan seismik bias


Dimensi lateral dari volume reservoar bisa didapat dari struktur penyebaran lapisan reservoar. Kompleksitasnya terlihat pada pola sesar dalam peta struktur resevoarnya. Reservoar migas kebanyakan berada jauh di bawah tanah, sehingga pembuatan peta strukturnya berbasis pada penampang seismik yang divalidasi data sumur.

Untuk deliniasi sumur sebagai kepastian lapisan pengandung migas, tidak bisa hanya tergantung struktur, sebab sering syaratnya terpenuhi, tetapi terbukti hanya mengandung air dengan pori-porinya yang sempit dan pemeabilitasmya rendah.

Dari struktur seismik terlihat puncak dan dasar formasi reservoar, sedangkan data seismik menunjukkan penampang dalam skala waktu. Mengubah skala tersebut ke skala kedalaman tergantung pada kecepatan rambat gelombng seismik dari permukaan tanah sampai puncak atau dasar formasi reservoar. Dalam proses konversi tersebut dikenal beberapa istilah (Google, 2011), misalnya perentangan sebelum tumpukan kedalaman migrasi ke kedalaman terukur (Pre Stack Depth Migration Stretch to Depth, PSDM), tomografi seismik, analisis kecepatan migrasi (Migration Velocity Analysis, MVA), analisis kecepatan resolusi tinggi (High Resolution Velocity Analysis, HRVA) dst.

Litologi seismik mengubah penampang seismik menjadi penampang impedansi akustik. Ini membantu membayangkan membor sumur pada setiap posisi titik pendek (short point, SP) sekaligus melakukan log akustik dan log densitas. Dari penampang akustik tersebut nampak bahwa: a) impedensi akustik dapat mewakili formasi, bukan bidang batas layaknya pada seismik jejak, b) impedensi akustik cukup peka terhadap perubahan litologi, c) impedensi akustik setara dengan perkalian kecepatan rambat gelombang seismik dalam medium dengan densitasnya. Kecepatan rambat dipengaruhi oleh isi dan struktur medium (porositas, kompresibilitas matriks, kompresibilitas fl uida, densitas). Sedangkan densitasnya sendiri dipengaruhi oleh saturasi air yang berkaitan dengan adanya hidrokarbon.

Konsep inversi pembatasan simpangan tajam yang jarang (constraint sparse spike inversion) merupakan pengembangan konsep dekonvolusi konvensional yang mampu mengubah seismik jejak menjadi deret koefi sien pantul. Daya tarik variasi amplitudo dengan offset (Amplitude Variation with Offset, AVO) disebabkan oleh adanya perubahan anomali amplitudo pada offset manakala berhadapan dengan formasi reservoar berupa batuan pasir yang mengandung gas. Aplikasi AVO tersebut menjadi awal petrofi sika seismik di industri perminyakan. Anomali AVO dicetuskan dari model sejumlah gas dalam batuan pasir di bawah permukaan tanah yang tertutup serpih. Sementara itu, kajian penerapan AVO untuk mendeteksi gas di batuan gamping masih terus dikembangkan.

Penerapan konsep jaringan syaraf buatan banyak dipakai untuk menurunkan data log sumur semu dari data yang ada. Data log porositas, misalnya, didasarkan pada log sinar gamma, impedensi akustik, dan densitas. Sementara itu, log tahanan jenis didasarkan pada impedensi akustik, log sinar


gamma, log porositas, dan densitas. Prakiraan log tahanan jenis tersebut dari kurva geofi sika sumur sangat membantu di industri perminyakan. Sedangkan log sonik adalah satu-satunya cara untuk mengubah data skala kedalaman ke skala waktu.

Sementara itu, dalam beberapa tahun terakhir, perusahaan minyak telah meningkatkan biaya survei seismik sedemikian besarnya, tapi kebanyakan hasilnya kurang memuaskan, tidak sebanding dengan biaya yang sudah dikeluarkan. Kegiatannya tidak memenuhi sasaran yang disebabkan oleh teknologinya belum optimal memproses data yang ada, tetapi juga kegiatannya tidak direncanakan dengan baik. Sebelum tembakan pertama meletus, perencana survei harus memikirkan bagaimana cara terbaik untuk memperoleh gambaran bawahtanah. Selain itu, harus dipertimbangkan lokasi, jenis sumber dan penerima, waktu dan tenaga kerja yang membantu. Banyak faktor tambahan seperti kesehatan, keamanan, dan isu lingkungan yang harus juga dipertimbangkan.


BAB IVMODEL GEOLOGI

4.1 Umum

Dalam kurun waktu sekitar dua dekade, serangkaian teknologi pemodelan tiga-dimensi sangat rumit yang menggambarkan kondisi bawah tanah secara tepat untuk memenuhi kebutuhan telah dikembangkan oleh para ahli. Model geologi membutuhkan perluasan metode-metode tradisi lama dan ini membuat proses pemodelannya tetap menantang secara teknik. Para akhli geologi selalu mengenal kebutuhan memandang bumi sebagai suatu yang multidimensi. Persyaratan untuk karakternya dan pemodelannya, sebaiknya sebagai berikut: Kegiatan industri, terutama industri perminyakan, membutuhkan kreasi suatu sistem yang interaktif antara model tetap dan model sementara keadaan fi sik bagian-bagian kerak bumi (Google, 2011), yaitu kemampuan memodelkan dan memvisualisasikan secara efektif geometri batuan dan satuan waktu-stratigrafi . Interpertasi antara observasi berkas yang menumpuk membutuhkan pengetahuan geologi untuk meniru secara cermat lingkungan geologi yang sebenarnya. Metode-metode pengulangan yang melibatkan penilaian dan perbaikan yang progresif semakin menambah waktu dan biaya untuk menciptakan model-model bawah-tanah.

Tidak seperti komunitas pengguna berbasis industri sumberdaya yang lama, maka banyak pengguna yang potensial saat ini di mana model dan visualnya tidak mampu menginterpertasi data geosains dasar atau mengevaluasi jasa interpertasi alternatif. Mereka ini mungkin tidak mampu membedakan antara teori dan fakta. Singkatnya, pengguna baru tersebut jelas sangat menginginkan solusi bukan data dan informasi yang mudah dimengerti. Pengguna-pengguna ini dapat diklasifi kasikan berdasarkan kemampuan menerima informasi sebagai klien yang pandai dan praktis. Klien yang pandai tersebut adalah mereka yang dapat menerima dan menginterpertasi atau mengevaluasi berkaitan dengan data yang banyak, sedangkan klien yang praktis pengguna yang tidak mau repot yang menginginkan jawaban yang relatif sederhana dan ringkas.

4.2 Proses Pemodelan Geologi

Langkah-langkah dalam pemodelan geologi secara sederhana diperlihatkan dalam Gambar 4.1 (Turner dan Gable, 2011). Data mentah yang dikumpulkan dari berbagai sumber dapat dibedakan dalam dua jenis, yaitu data tetap dan sifat data. Yang pertama digunakan untuk membuat model geometri 3D seperti terlihat pada sisi kiri gambar. Pemodelan geometri melibatkan dua hal, yaitu pengembangan representasi geometri yang tepat dari kerangka-kerja dasar-dasar geologi, dan pembagian berurutan atau pemisahan kerangka-kerja untuk menyediakan kontrol penyelesaian analitis dalam model numerik yang digunakan dalam model prakiraan. Tanda panah horisontal menghubungkan pemisahan dan operasi pemodelan analitis.


4.2.1 Model Geometri

Pengembangan secara geometri yang tepat mewakili kerangka kerja geologi, cocok memvisualisasikan untuk membantu menjelaskan dan kontrol distribusi nyata serta perambatan sifat-sifat batuan yang dibutuhkan untuk pemodelan. Pemahaman kerangka-kerja yang diselesaikan dengan menerapkan berbagai jenis data (Google, 2011), termasuk (a) lubang bor dan data sederhana yang terisolasi, (b) permukaan (segitiga, segiempat), (c) kisi 2D dan lubang-kecil (grid and mesh), dan (d) berbagai model iso-volumetrik yang dibuat dari berbagai permukaan, potongan melintang, dan kisi-lubang.

4.2.2 Model Stratigrafi Berlapis

Lingkungan geologi sedimenter dimodelkan dengan membuat permukaan-permukaan yang didefinisikan sebagai lapisan antar-muka (interface), permukaannya ditumpuk sesuai dengan urutan stratigrafi nya, yang memisahkan antara permukaan-permukaan sebagai satuan geologi. Pembuatan permukaan individual biasanya dilanjutkan oleh salah satu dari: 1. menggunakan pengamatan lubang-bor untuk menciptakan permukaan segitiga yang jelas, 2. menerapkan pembentukan permukaan dan prosedur pengkonturan pengamatan

Gambar 4.1Skema proses pemodelan geologi

(Turner dan Gable, 2011)


lubang-bor, dan 3. mengembangkan serangkaian potongan-melintang yang mudah diinterpertasi antara lubangbor-lubangbor. Tanpa memperhatikan metode yang digunakan, tetap ada beberapa masalah. Permukaan-permukaan yang dibuat secara terpisah bisa saja saling berpotongan yang tidak mungkin dapat diselesaikan secara geologi. Peninjauan ulang secara hati-hati dan penampilan semua permukaan biasanya dibutuhkan pada area erosi atau bukan pengendapan. Sementara itu, menentukan volume yang mewakili lokasi secara cermat pada kontak permukaan yang sudah diketahui juga penting. Ada hal yang sama sukarnya, tetapi langkahnya sama pentingnya adalah menentukan di mana letak isopach kontur nol pada satuan stratigrafi . Karena beberapa sistem perangkat lunak membutuhkan semua permukaan muncul di seluruh domain model, maka permukaan harus diperluas dengan satuan ketebalan nol yang menyebabkan masalah pada penampilan yang benar. Terbatasnya pendekatan ini adalah geometri hanya dapat diwakili oleh satu fungsi yang punya satu harga, Z (x,y).

4.2.3 Model Bukan Stratigrafi

Daerah yang memiliki struktur geologi kompleks, atau tanpa urutan perlapisan, harus dimodelkan dengan teknik lain. Salah satu pendekatan adalah dengan mengembangkan serangkaian bentuk yang kompleks pula termasuk volume yang diperoleh dari sejumlah interpertasi potongan-melintang. Volume individual harus berbagi permukaan yang menempel sehingga tidak ada lagi ruang kosong atau volume yang tumpang-tindih. Ada beberapa produk yang

Gambar 4.2Pembentukan model geometri padat (Gable, 2011)


menyediakan kemampuan pembentukan model. Suatu pendekatan alternatif mulai dengan seluruh volume regional dan kemudian dibagi menjadi daerah-daerah dengan serangkaian permukaan-permukaan yang saling memotong mewakili ketidakterusan utama seperti zona geser atau patahan. Pada Gambar 4.2 diperagakan konsep ini sebagai pembentukan geometri padat. Berbagai daerah dapat dianggap memiliki sifat-sifat material yang jelas dengan anisotropi terorientasi atau gradien, sedangkan permukaan yang tidak menerus diberi lebar dan sifat-sifat yang unik. Pembatasan pendekatan ini adalah semua geometri harus dinyatakan tertutup, volume yang kedap udara. Geometri yang tidak bermacam-macam, seperti sebuah bidang patahan yang berhenti di dalam volume atau lubang bor diwakili sebagai garis volume nol, tidak dapat diwakili.

4.2.4 Model Patahan

Strata batuan pada sisi lain suatu patahan bisa mempunyai ketebalan yang sama atau berbeda, dan karakternya tergantung pada jenis patahan dan hubungan sementara antara proses pengendapan dan proses patahan. Sejumlah alat pemodelan telah diusulkan untuk membantu pembentukan model di bawah asumsi spesifi k. Patahan bisa saja menjadi saluran aliran fl uida, atau kadang-kadang malah bertindak menjadi penghalang aliran. Ini pun dapat menambah anisotropi untuk distribusi secara tepat oleh model numerikal. Vertikal atau hampir vertikal, patahan dan zona yang hampir horisontal dapat didefi nisikan dengan menambah permukaan pada model stratigrafi yang sudah ada. Ini menambah semakin kompleksnya pembentukan model, yang sebaliknya menjadi langkah langsung. Patahan yang sedikit miring menimbulkan kesukaran pemodelan yang lebih besar.

4.2.5 Diskretisassi

Distribusi yang tepat biasanya dimodelkan dengan menerapkan metode diskretisasi dengan membagi kerangka-kerja objek menjadi serangkaian elemen-elemen kecil. Ada teori suatu badan berkaitan dengan desain dan konstruksi kisi yang tepat untuk persyaratan model yang berbeda

Ada dua jenis kisi, struktur dan tidak struktur. Telah ada produk komersial yang tergantung terutama pada ukuran kisi dan terstruktur. Sementara model 3D membutuhkan ukuran kisi volumetrik, perbedaan di antara pendekatan diilustrasikan dalam Gambar 4.3


4.2.6 Kisi Terstruktur

Suatu kisi seluler teratur, seperti pada Gambar 4.3B, merupakan model yang paling umum. Suatu volume 3D dibagi menjadi elemen volume diskrit atau voxel yang biasanya berbentuk kubus biasa. Kalau selnya ukurannya kecil sekali, maka informasi rinci tentang geometri yang penting bisa saja hilang, tetapi sebenarnya sel yang kecil menghasilkan berkas model yang besar sekali. Sel quadratree (Gambar 4.3C) memberikan fl eksibilitas tinggi pada penyesuaian resolusi grid yang dibutuhkan dalam 3D, representasi octree memberikan kegunaan yang sama. Lapisan sedimen lebih jelas secara lateral daripada secara vertikal, sehingga ada model komersial yang menawarkan voxel geoseluler.

4.2.7 Kisi Tidak Terstruktur

Kisi tidak terstruktur (lihat Gambar 4.4) tidak dibatasi oleh adanya node yang tetap dan muka struktur yang mampu mengkaitkan dengan model elemen terbatas. Kisi tidak terstruktur tiga dimensi yang didasarkan pada segiempat dan segienam biasanya bermanfaat untuk pemodelan patahan dan rekahan yang tidak menerusini memberikan kebebasan selama pengembangan

Gambar 4.3Kesetaraan 2D (Turner dan Gable, 2011)


model, tapi akan menambah biaya komputerisasi dan tambahan usaha dalam mengkonstruksi model serta membutuhkan penggunaan perangkat lunak yang canggih.

4.2.8 Model Prakiraan

Sasaran utama pemodelan geometri bawahtanah adalah untuk memberikan kontrol geometri dan distribusi sifat-sifat pada beberapa jenis pemodelan numerik. Dan maksud tujuan pemodelan analitis tersebut adalah untuk prakiraan.

Sisi kanan Gambar 4.1 mengidentifi kasi langkah-langkah model prakiraan tersebut. Prakiraan memiliki karakter ekstrapolasi daripada interpertasi, jadi ini melibatkan ketidakpastian dan risiko. Prakiraan mengarah pada pengambilan keputusan. Hasil prakiraan ini sering membutuhkan dukungan visualisasi dan interpertasi yang dapat disajikan dan digunakan oleh `pelanggan` hasil pemodelan tersebut. Model geometri dan prakiraan diperlihatkan pada Gambar 4.1 sebagai cara menyajikan visualisasi dan interpertasi yang diteruskan kepada pelanggan.

4.3 Pemodelan Geologi Dalam Sistem Pengelolaan Informasi

Hasil penyampaian model yang efi sien dan juga pemodelan yang efektif tergantung pada penggunaan informasi pengelola yang rumit. Contoh dokumen

Gambar 4.4Model kisi 3D tidak terstruktur lapisan terpatahkan (Gable, 2011)


yang relatif sedikit muncul dari pendekatan yang terintegrasi. Inti teknik pusat mengandung alat teknik yang mendukung pengembangan model kerangka kerja geologi dan pemodelan numerik simulasi prakiraan. Inti teknik dikelilingi oleh empat komponen pendukung (Gambar 4.5). Komponen infrastruktur dibutuhkan untuk menjaga agar sistemnya dapat beroperasi secara mulus. Komponen pengelolaan kerangka kerja menyediakan alat untuk mengakses inti teknik, termasuk menjalin pengguna, dan juga menghubungkan kepada penilaian risiko dan komponen pendukung keputusan yang mengandung alat perangkat lunak untuk penilaian risiko dan pengambilan keputusan. Komponen penyebaran mengatur produksi dan distribusi hasil yang dikembangkan sistem.

Gambar 4.5Penggabungan data geologi dan pengelolaan informasi

(Rosenbaum dan Turner, 2003)

4.4 Paradigma Baru

Para akhli kebumian sekarang berada di mana ketelitian dan kecepatan bukan lagi merupakan bahan saling tukar menukar informasi utama, karena sudah tersedianya komputer canggih dengan sistem kecepatan dan kemampuan penyimpanan yang tidak merupakan halangan. Data akurat dapat disimpan dalam sistem yang besar dan/atau mudah didistribusikan. Data rinci model dapat dibuat untuk memenuhi keinginan penggunanya. Metadata dan


kamus memungkinkan berbagi data dan model di antara para profesional sebagai kerangka-kerja dan praktek terbaiknya. Hal yang sama dapat dilakukan kepada publik dan investor melalui internet dan mereka membantu memperoleh penyebaran pengetahuan. Sistem yang demikian merupakan dasar dari sistem pemodelan geologi yang akan dilanjutkan. Sedang dalam proses dengan membangun bahasa baru untuk mempelajari dan memprakirakan sistem yang rumit dalam lingkungan terbuka yang akan dibagi.

4.5 Jalan ke Depan

Ada dua sisi data manajemen dan interpertasinya yang tercakup, yaitu: pengumpulan data (data lapangan, data model, database obyek dan masa depan), dan data model terpisah (ketelitian, luas, mudah, dan dalamnya). Ini akan dapat membantu menterjemahkan proses yang sedang berlangsung dari analog (catatan, peta) ke digital (database dan model). Ini semua akan mengurangi usaha dari hari ke hari oleh para akhli sains yang dapat diulangi dan bisa dibagikan dari sistem tersebut. Dengan demikian ketelitian dan konsistensi dapat ditujukan dan dikontrol melalui proses:

Perskalaan; jejak dan data yang diproses pada skala dan ketelitian yang sesuai untuk setiap tampilan, pada sistem yang cocok pada jumlah data yang ada

Stabil; menciptakan model data dan metadata di mana kerangka-kerja atau konsep yang muncul tidak saling mempengaruhi, dan pada landasan yang selalu timbul dan berubah seiring berjalannya waktu.

Membagi; penyimpanan dan pengelolaan data serta interpertasi manakala prosesnya dapat dimutakhirkan dan dijaga sewaktu proses pengerjaan sistem sedang berlangsung, di antara kelompok akhli dan publik.


BAB VTEKNIK PEMBORAN

5.1 Umum

Tanpa pemboran hampir tidak mungkin mendapatkan gambaran rinci lapisan atau batuan yang jauh di bawah permukaan tanah. Banyak sekali informasi yang diperoleh dari kegiatan pemboran tersebut, antara lain kedalaman lapisan yang produktif, temperatur dan tekanan, jenis batuan, litologi, dan jenis fl uidanya. Risiko yang dihadapi adalah adanya semburan liar yang selain menambah biaya pemboran yang tidak sedikit, juga kadang-kadang menelan korban jiwa.

5.2 Kegiatan Pemboran

Yang pertama-kali dibor adalah sumur taruhan (wild cat) yang lokasinya biasanya dipilih di puncak struktur. Disebut demikian karena sumur ini benar-benar merupakan taruhan untuk langkah selanjutnya. Bila berhasil menemukan jebakan hidrokarbon, maka lazimnya diikuti beberapa sumur di kaki struktur (appraisal wells) untuk menentukan batas-batas reservoar. Data sumur-sumur tersebut sangat membantu memperbaiki model geologi yang sudah dibangun sebelumnya. Kebijakan pimpinan perusahaan dibantu dengan masukan pemikiran akhli teknik reservoar akan mampu mengambil keputusan apakah akan berproduksi dengan jumlah sumur tertentu ataukah justru produksinya dipercepat (accelerated) dengan tambahan sumur-sumur pengembangan (development wells) di lokasi-lokasi yang dipilih. Urut-urutan langkah ini bisa diterapkan untuk jebakan struktural seperti antiklinal. Berbeda sekali, tentu saja, bila yang dijumpai di lapangan berupa lensa-lensa, atau bentuk lain.

Setiap metoda pemboran harus mampu memecah formasi yang ditembus dan membawa serpihan-serpihan batuan ke permukaan. Dikenal pemboran dengan cara seperti mengaduk dan menumbuk (churn drilling), sedangkan yang sering digunakan adalah dengan memutar (rotary drilling), atau gabungan keduanya. Cara kerja alat bor memecah batuan formasi berurutan diperlihatkan pada Gambar 5.1 dan 5.2.

Setelah semua perlengkapan dan peralatan disiapkan, dibuat lobang yang dibeton (concrete cellar) berukuran 3,05 meter (10 kaki) x 2,45 meter (8 kaki) x 3,05 meter (10 kaki) cukup kuat menahan beban menara pemboran (drilling rig) yang selanjutnya nanti untuk mengakomodasi katup kepala-sumur (well-head valve) dan perluasan gelondong (expansion spool). Bagian-bagian dari menara pemboran diperlihatkan dalam Gambar 5.3. Di sekitar dan di bawah lubang tersebut masih diperkuat lagi dengan bahan-bahan tertentu, selain untuk memperkuat penahan beban menara bor, juga untuk mengalihkan rembesan besar gas yang bisa membahayakan petugas lapangan.

Batuan terpecah menjadi beberapa serpihan oleh mata bor, misalnya yang berbentuk tiga kerucut (three cones) seperti yang dapat dilihat pada Gambar 5.4. Untuk mengangkat serpihan batuan dari lubang sumur melalui anulus


Gambar 5.1Awal terjadinya serpihan oleh mata bor putar

(Nishimatsu, 1972)

Gambar 5.2Serpihan terlempar dan awal terjadinya serpihan baru

(Nishimatsu, 1972)

ke permukaan diperlukan lumpur pemboran. Bagaimana sirkulasi lumpur bor pada saat kegiatan pemboran berlangsung diperlihatkan pada Gambar 5.5. Beberapa jenis lumpur pemboran yang sudah umum digunakan adalah yang berbasis air (water base mud), berbasis minyak (oil base mud), dan kadang-kadang udara yang dipasok dari kompresor atau gas dari sumur terdekat, bila kondisinya memungkinkan.


Gambar 5.3Sketsa menara pemboran putar (Sandler, 1982)

Rotary Drilling Rig

Gambar 5.4Contoh bentuk mata bor tiga kerucut (Sandler, 1982)


permukaan dengan menjaga kestabilan tekanan dalam sumur mengantisipasi adanya tekanan yang besar dari dalam formasi. Gejala awal adanya tekanan yang besar ini dapat diindikasi dengan bertambahnya gelembung-gelembung udara di permukaan. Biasanya langkah yang diambil akhli lumpur di lapangan adalah menambah sejumlah bahan tambahan pemberat, seperti CaSO4. Oleh sebab itu, secara periodik perlu dilakukan pengecekan viskositas lumpur dengan corong khusus.

Pengalaman membuktikan bahwa membor lapisan yang lunak membutuhkan biaya lumpur pemboran yang lebih tinggi dibandingkan dengan membor

Di permukaan, serpihan ini diseleksi dan dikumpulkan untuk dianalisis lebih lanjut. Selain itu, fungsi lumpur tersebut antara lain: melumasi dan mengidentifi kasi langkah-langkah model prakiraan tersebut. Prakiraan memiliki karakter ekstrapolasi daripada interpertasi, jadi ini melibatkan ketidakpastian dan risiko. Prakiraan mengarah pada pengambilan keputusan. Hasil prakiraan ini sering membutuhkan dukungan visualisasi dan interpertasi yang dapat disajikan dan digunakan oleh `pelanggan` hasil pemodelan tersebut. Model geometri dan prakiraan diperlihatkan pada Gambar 5.5 sebagai cara menyajikan visualisasi dan interpertasi yang diteruskan kepada pelanggan.mengurangi masuknya cairan lumpur ke dalam formasi, menjaga serpihan batu dan pemberatnya manakala sirkulasi berhenti, membantu menyangga berat pipa pemboran dan selubung, mengurangi kerusakan pada lapisan yang potensial, meneruskan tenaga-kuda hidrolik ke mata bor, dan mengontrol tekanan bawah

Gambar 5.5Sketsa sistem lumpur (Sandler, 1982)


lapisan yang lebih keras. Ini disebabkan dinding sumur sering runtuh dan hilangnya sirkulasi, sehingga harus diganti lumpur baru dengan bahan-bahan tambahannya (additives). Gambar 5.6 memperlihatkan petugas lapangan yang sedang meramu lumpur yang akan digunakan dalam kegiatan pemboran.

Gambar 5.6Petugas pengatur lumpur (Sandler, 1982)

Serpihan berukuran kecil yang terbawa lumpur bisa tidak sepenuhnya mewakili lapisan yang ditembus manakala terdiri dari serpih dan lempung yang akan mengembang dalam lumpur pemboran yang sudah bercampur air dan berubah bentuk sesampainya di permukaan. Sebagai penggantinya diambil conto dari formasi yang menjadi perhatian, berukuran cukup memadai untuk menentukan sifat-sifat fi sik batuan formasi tersebut. Dengan alat selongsong baja di dasar lubang (bottom hole core barrel) akan diperoleh conto batu-inti berukuran panjang sampai 70 kaki dengan garis tengah 3 inci.

Sedangkan dengan alat khusus diperoleh conto formasi yang diambil dari dinding sumur (side wall core) dengan ukuran garis tengah sampai 1 inci dan panjang 2 sampai 6 inci. Contoh alat yang digunakan dan bentuk batu inti yang diperoleh diperlihatkan seperti pada Gambar 5.7.

Kegiatan pemboran agak terhambat oleh dua hal: 1).terjepitnya pipa pemboran sewaktu menembus lapisan yang lengket, biasanya lempung, dengan kandungan banyak air; 2) pengambilan conto batu-inti yang prosesnya biasanya agak lambat, namun diperlukan untuk menunjang kebutuhan akhli geologi tentang informasi lapisan yang dituju.

Lubang sumur hampir dipastikan tidak mulus lurus ke bawah, melainkan berkelok, malah sering dijumpai kelokan yang menyerupai kaki anjing, lebih sering disebut sebagai dog leg seperti yang terlihat pada Gambar 5.8.


Gambar 5.7Pipa dan mata bor batu inti (Sandler, 1982)

Gambar 5.8Contoh bentuk kaki anjing (Lubinski, 1961)


Selain pemboran sumur satu per satu lurus menembus lapisan yang diduga mengandung hidrokarbon, dikenal juga pemboran beberapa sumur miring yang dilakukan dari satu lokasi klaster. Ini sering dijumpai di anjungan lepas pantai atau lokasi-lokasi yang tidak memungkinkan menajak setiap sumur di setiap titik permukaan tanah, atau pertimbangan-pertimbangan ekonomi. Teknologi pemboran terbaru malah memungkinkan menembus lapisan secara horisontal mengikuti arahnya lapisan. .

Tidak semua kegiatan pemboran mulus sesuai jadwal dan sasaran, tetapi kadang-kadang dijumpai apa yang disebut sebagai semburan liar (blow-out). Untuk mengantisipasi kejadian ini di permukaan dipasang alat pencegah semburan liar (blow-out preventer, BOP) yang bentuknya terlihat pada Gambar 5.9.

Gambar 5.9Contoh bentuk BOP (Sandler, 1982)

Apa yang dilakukan kalau semburan liar semacam ini terlanjur terjadi ?. Yang paling umum dilakukan adalah menutup sumur tersebut dengan membor sumur baru miring ke arah lubang yang menyembur dan menutupnya dengan semen.


5.3 Log Sumur

Tujuan utama melaksanakan log sumur minyak adalah mendeteksi zona dengan permeabilitas sedang sampai permeabilitas tinggi yang mengandung fl uida hidrokarbon, sedangkan identifi kasi litologi dan jenis fl uidanya akan membantu pemetaan regional daerah sumberdaya.

Ide dari konsep dasar log sumur dicetuskan di Perancis. Pada tahun 1931 Schlumberger bersaudara, Marcel dan Conrad, mengenalkan metoda eksplorasi migas dalam bentuk kurva normal pendek, diikuti dengan yang panjang pada tahun 1934. Peralatan pertama yang mereka gunakan diperlihatkan dalam Gambar 5.10. Metoda eksplorasi ini disesuaikan pada log formasi yang bergerak dari kedalaman akhir suatu sumur sampai ke permukaan. Dalam perkembangannya, rekaman tahanan-jenis dan potensial spontan sebagai fungsi kedalaman ini dikenal sebagai alat bantu geologi yang sangat handal untuk menemukan formasi migas.

Sekarang, pengertian log sumur bisa mencakup pengukuran, pengamatan, dan pencatatan semua hal penting berkaitan dengan pemboran sumur, penyelesaian sumur, dan pengujian sumur. Namun istilah ini bisa saja dikembangkan menjadi cakupan tentang semua pengamatan di masa datang yang berkaitan dengan umur produksi sumur.

Penggunaan log dalam eksplorasi migas dan evaluasinya berguna untuk analisis parameter reservoar, penentuan kolom litologi, dan perkiraan ukuran reservoarnya. Data uji aliran reservoar yang diperoleh dapat membantu memahami laju aliran, umur, dan potensi produksi suatu reservoar migas.

Gambar 5.10 Peralatan asli yang digunakan oleh Schlumberger bersaudara

(Chopra dkk, 2011)


Data dari prospek migas tersebut merupakan pengukuran bawah-tanah yang masih agak kasar. Jadi, data log dari sumur prospek migas tersebut membantu mendefi nisikan secara rinci dan memperkirakan parameter reservoar seperti temperatur, ketebalan, ukuran lateral, banyaknya rekahan dan ruang pori antar-butiran, serta kuantitas dan kualitas fl uida migas yang akan diproduksi.

Pada hakikatnya, untuk mengetahui perilaku material dan fl uida yang membentuk reservoar migas seyogyanya dibantu dengan pengukuran atau analisis di laboratorium pada conto batu-inti dan conto serpihan pemboran. Dengan demikian, pengukuran log selalu dibutuhkan untuk mengkorelasikan dan menghubungkan uji reservoar dan analisis batu-inti, sehingga dapat mengurangi waktu yang dibutuhkan dalam pengujian, dan memprakirakan umur produksi suatu lapangan migas.

Sebenarnya, log sumur dapat membantu korelasi geologi bawah-tanah dan studi litologi antara sumur-sumur pada suatu prospek migas. Log litologi biasanya digabungkan dengan identifi kasi analisis serpihan pemboran dengan diskripsi batu-inti dan menghubungkannya dengan log sumur. Kerincian dan ketelitian dari log sumur menghasilkan log litologi yang bagus dalam batuan beku dan batuan metamorf, apabila dikorelasikan dengan serpihan pemboran. Dalam lingkungan sedimen, log dapat menghilangkan bias conto dan ketidak-tepatan menentukan interval serpihan pemboran dalam upaya membentuk log litologi.

Data survei lokasi migas yang diperoleh dapat membantu menentukan karakter geologi regional dan sifat-sifat geofi sika dari daerah migas tersebut. Selain itu, datanya juga dapat digunakan untuk mendefi nisikan prospek migas dan menentukan lokasi pemboran yang baik, sehingga dapat menguji potensi reservoar migas. Mungkin ada baiknya korelasi data log, secara vertikal, dengan geofi sika permukaan, secara horisontal, dibuat secara periodik. Sering ukuran tiga dimensi reservoar migas dapat diperoleh dari penggabungan data tahanan-jenis lubang-bor dengan data tahanan-jenis permukaan.

Tetapi dalam pelaksanaan di lapangan, dijumpai beberapa kesulitan. Batuan beku dan batuan metamorf, misalnya, menunjukkan sifat-sifat petrofi sik (porositas, densitas, kecepatan akustik, tahanan jemis, dan radioaktivitas) yang sangat berbeda dengan batuan sedimen. Mineralogi dan petrofi sika batuan bukan sedimen sangat penting dalam pengembangan pemahaman tentang karakter log. Pengalaman menunjukkan bahwa log konvensional dan metoda interpertasinya tidaklah cukup untuk kasus sumur yang dibor di batuan vulkanik, batuan beku, dan batuan metamorf. Kalibrasi standar yang biasa dilakukan memang memadai untuk litologi sedimen. Namun untuk penerapan di migas, peralatan log harus dikalibrasi khusus untuk batuan sedimen, litologi metamorf, dan porositas rekahan. Beberapa efek yang perlu diperhatikan pada log migas antara lain mineralisasi, derajat metamorfosa, sistem rekahan, dan alterasi yang terjadi.

Pengukuran tahanan-jenis dalam batuan berbutir dipengaruhi oleh porositas, jenis fl uida dalam pori-porinya, dan sifat-sifat petrofi sikanya. Rumus-


rumus yang sudah dikenal dalam evaluasi sumberdaya minyak dan gas, adalah Archie dan Humble. Interpertasi tahanan-jenis dan kurva SP dalam batuan sedimen benar-benar tergantung pada kemampuan pemahaman tentang data yang ada dari daerah tersebut.

Secara kuantitatif, log densitas (densilog) sangat bermanfaat dalam batuan formasi sedimen. Densitas batuan intrusif densitasnya biasanya begitu tinggi sedangkan dalam tufa vulkanik sangat rendah, sehingga rekamannya berada di luar kisaran kalibrasinya. Zona rekahan dan zona teralterasi biasanya menimbulkan lubang besar yang sangat mempengaruhi respon log.

Log netron bisa dikalibrasi terhadap air yang berada dalam batugamping, dan dinyatakan dalam satuan porositas semu batu-gamping dan batupasir. Evaluasi dari log netron saja bisa dilakukan, karena ada data kalibrasi untuk litologi batuan sedimen. Namun demikian, perlu rekomendasi evaluasi perbandingan hasil log temperatur dan log netron ditambah dengan informasi tentang litologi dan alterasinya. Log akustik dapat dimanfaatkan dalam batuan sedimen, karena interval waktu transit dalam batuan sedimen sangat tinggi.

Untuk identifi kasi litologi, log sinar gamma cukup bermanfaat pada batuan sedimen. Log sinar gamma yang biasa digunakan mampu memperlihatkan perbedaan dengan litologi batuannya.

Informasi yang diinginkan dari suatu sumur migas memang unik. Kadang-kadang dijumpai temperatur tinggi, sehingga pengukurannya berada di luar kelaziman. Selain itu, ketidak-laziman ini juga menyangkut lingkungan batuan sedimen,

Jadi, sebenarnya teknik interpertasi log migas bisa dikatakan sudah lama dikenal. Sampai saat ini, masih tetap ada perbedaan metoda interpertasi log yang diterapkan di migas.


BAB VIPENGUKURAN DAN MANFAAT BATU INTI

6.1 Umum

Banyak parameter yang bisa diukur dengan peralatan yang ada di lab batu inti oleh tenaga-tenaga profesional yang berpengalaman di Lemigas, tapi hanya dua parameter, yaitu porositas dan permeabilitas yang disampaikan, bukan berarti yang lain tidak penting.

Banyak manfaat batu inti yang perlu diketahui dan dicoba dibahas dengan keterbatasan kemampuan yang ada.

6.2 Pengukuran Batu Inti

6.2.1 Porositas

Walaupun pengertian porositas sangat sederhana dan mudah dimengerti, tetapi penetapan harganya harus dilakukan dengan teliti, karena parameter ini termasuk salah satu faktor yang ada dalam rumus untuk menentukan volume minyak di tempat (oil in place) pada suatu lapangan tertentu. Porositas dinyatakan sebagai perbandingan antara volume ruang kosong dengan volume seluruh (bulk volume) material. Dalam reservoar hidrokarbon, ruang kosong ini merupakan tempat akumulasi dan penyimpanan air, minyak dan gas. Porositas lazimnya dinyatakan dalam persentase volume suatu material, misalnya volume kosong dibagi volume seluruh material, dikalikan 100.

Sementara itu, porositas efektif dinyatakan sebagai perbandingan volume kosong yang saling berhubungan terhadap seluruh volume material. Sedangkan porositas total adalah perbandingan volume semua ruang kosong dengan volume seluruh material, tidak perduli ruang kosong tersebut saling berhubungan atau tidak.

Porositas pada satuan pasir, yang merupakan salah satu batuan reservoar, bervariasi sesuai dengan distribusi ukuran butiran dan bentuk butiran, peng-gabungannya, penyemenannya, dan/atau kandungan lempungnya.

Untuk menentukan porositas conto batu inti, dua dari tiga faktor harus ditentukan, yaitu volume seluruhnya, volume kosong, dan volume butiran. Volume seluruh materi ditentukan dengan cara mengukur cairan yang dipindahkan oleh conto batu inti yang ditengge\amkan ke dalam cairan tersebut. Ada cara lain menentukan volume materi yaitu dengan menjumlahkan volume pori yang dihitung dengan volume butiran yang diukur atau dihitung.Jenis analisis rutin batu inti - Konvensional, jenis analisis batu inti, adalah metode untuk interval formasi

yang relatif seragam dengan mengambil tiga sampai empat inci conto dari interval satu kaki.


- Analisis seluruh batu inti, suatu metode dengan seluruh batu inti dari interval yang dievaluasi digunakan seluruhnya dalam analisis. Metode ini biasanya digunakan untuk menganalisis formasi yang tidak seragam.

- Analisis batu inti diameter penuh, adalah metode analisis pada batu inti yang berdiameter penuh yang diambil dari sumur untuk dianalisis, tetapi tidak perlu seluruh panjang interval batu inti akan digunakan.

Dikenal ada tujuh metode uji porositas, yaitu:1. Penjumlahan fl uida; pori-pori batu inti yang masih segar diisi dengan gas,

air, kadang-kadang minyak. Kandungan gas ditentukan dengan injeksi air raksa (merkuri) atau air ke dalam conto batu inti yang segar. Kandungan air dan minyak ditentukan dengan cara distilasi dari conto batu inti tersebut. Volume pori ditentukan dari jumlah kandungan fl uida.

2. Hukum Boyle; penentuan volume butiran, volume butiran conto yang diekstraksi dan dikeringkan ditentukan dengan penerapan hukum Boyle atas data tekanan yang diukur dengan menekan gas ke dalam suatu sel yang ada conto batu intinya, seperti terlihat pada Gambar 6.1, volume butiran ditentukan dengan mengurangi volume butiran dari volume seluruh materi.

3. Hukum Boyle; penentuan volume pori, conto yang menempati seluruh volume sel, meninggalkan volume pori conto sebagai satu-satunya volume gas yang ada dalam conto, yang memungkinkan menentukan volume pori secara langsung (Gambar 6.2)

4. Metode Washburn-Bunting; gas dari pori-pori conto yang diekstraksi dan dikeringkan, diekstraksi melalui penyedot. Gas yang berada di dalam pipet, yang sudah dikalibrasi volumenya, diukur pada tekanan atmosfi r. Ini dilakukan beberapa kali untuk mengeluarkan semua gas yang berada di dalam conto. Jumlah seluruh volume gas yang dikeluarkan adalah volume pori conto (Gambar 6.3)

Gambar 6.1Penentuan volume butiran dengan porosimeter hukum Boyle

(Core Lab, 1975)


5. Saturasi kembali; volume pori dari conto yang diekstraksi dan dikeringkan ditentukan secara gravimetri, mensaturasi kembali dengan cairan, apakah larutan garam, atau hidrokarbon yang telah diketahui densitasnya. Conto diambil dahulu sebelum ditenggelamkan ke dalam cairan jenuh. Diperlukan tekanan tinggi untuk menjenuhkan cairan ke dalam conto.

6. Metode Russel; densitas butiran, conto kering ditimbang. Ukuran butiran conto diperkecil dengan menggerusnya. Berat butiran ditimbang dan volume butiran diukur dengan pendesakan cairan atau alat hukum Boyle.

Gambar 6.2Penentuan volume pori dengan porosimeter hukum Boyle

(Core Lab, 1975)

Gambar 6.3Porosimeter Washburn Bunting

(Core Lab, 1975)


Densitas butiran digunakan dengan menimbang berat kering conto untuk menentukan volume butiran conto. Volume pori conto diperoleh dari perbedaan volume materi dan volume butiran. Teknik ini dianggap cara terbaik untuk menentukan porositas total.

7. Pengukuran porositas; conto dinding sumur, contonya dianalisa seperti pada conto konvensional, peralatan yang digunakan diperkecil untuk mendapatkan ketelitian yang baik. Porositas ditentukan dengan metode penjumlahan fl uida.

6.2.2 Permeabilitas

1. Walaupun juga terkesan sederhana, namun permeabilitas memegang peranan dalam menentukan laju aliran suatu fl uida dalam media berpori, karena merupakan salah satu faktor dalam rumus Darcy. Permeabilitas dapat diartikan sebagai kemampuan material berpori dilewati fl uida. Dengan kata lain, laju minyak atau gas yang diproduksi pada penurunan tekanan tertentu sebanding dengan permeabilitas. Satuan permeabilitas yang umum digunakan adalah milidarcy, satu satuan seperseribu darcy. Darcy didefi nisikan sebagai permeabilitas yang memungkinkan fl uida viskositas satu centipoise mengalir dengan kecepatan linier satu sentimeter per detik pada gradien tekanan satu atmosfi r setiap sentimeter.

Gambar 6.4Penampang balok media berpori

(Core Lab, 1975)

Laju aliran fl uida ditentukan dengan menggunakan rumusQ = (K P A)/ L (6.1) di manaP = penurunan tekanan, atmosfi r A = luas penampang, cm2

= viskositas fl uida, sentipoise


L = panjang, cmK = permeabilitas, darcy

Jadi, permeabilitas merupakan fungsi ukuran dan bentuk saluran pori batuan. Pasir berbutir kasar dan bersih mempunyai permeabilitas tinggi, sebaliknya yang berbutir halus permeabilitasnya rendah.

Gas mengalir berbeda dengan aliran cairan, sehingga permeabilitas udara berbeda sedikit dengan permeabilitas cairan. Molekul gas mengalir pada laju yang seragam melalui pori yang kecil. Sementara molekul cairan tidak demikian. Molekul cairan yang berada dekat dinding pori selalu dalam keadaan diam. Kecepatan molekulnya bertambah pada pusat pori. Kinerja aliran yang demikian disebut sebagai efek Klinkenberg.

Koreksi rata-rata Klinkenberg diterapkan pada permeabilitas udara yang diukur dan untuk mengkonversikannya ada faktor ekivalensinya. Koreksi rata-rata berkisar antara sekitar 1% pada formasi yang sangat permeabel sampai 70% pada formasi permeabilitas rendah. Hukum Darcy mengganggap bahwa:- Tidak ada reaksi antara fl uida yang mengalir dengan batuan- Hanya ada satu fl uida

Bila ada reaksi antara fl uida dan batuan, maka permeabilitasnya akan berkurang. Bila lebih dari satu fl uida yang mengalir, maka kedua fl uida akan saling mempengaruhi, sehingga permeabilitasnya berkurang pada setiap fasanya.

Reaksi

buku batuan inti penyimpan minyak migas

Documents