Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 1

IDENTIFIKASI KEBERADAAN REKAHAN PADA FORMASI KARBONAT MELALUI REKAMAN LOG DAN BATUAN INTI Oleh : Gerry Gusti Nugraha* Dr. I r. Benyamin, M.T** Dr. I r. Ratnayu Sitaresmi, M.T*** Sari Ketertarikandalamstudirekahanalamipadapermukaanmaupunbawahpermukaan formasitelahmeningkatsangatpesatbeberapatahunbelakanganini.Halinimembawabeberapa industribesarmengetahuiefekdarirekahanpadaaliranbawahpermukaandanpeningkatan persentasependapatanproduksiminyaksertagassecarasignifikandimanarekahanmempunyai peran yang sangat besar pada kegiatan produksi tersebut. Salahsatupendekatanuntukmenginvestigasikeberadaanrekahansecaratidaklangsung yaknidengananalisainterpretasiloggingatauevaluasiformasi.Selainitu,rekahandapatterlihat langsungpadacontohbatuaninti.Selainkeduametodediatasdilakukanpenelitiantentang bagaimana rekahan mempengaruhi reservoir tersebut. LapanganTAmerupakan tempatdilakukankegiatan penelitianmelalui empatsumuryang mewakili ujung batas lapangan TA, terdiri dari sumur TA-2, TA-3, TA-4 dan TA-7. Sumur TA-2, TA-3danTA-4merupakansumureksplorasiyangtidakdiproduksikansecarakomersilfluida reservoirnya, sedangkan sumur TA-7 dilakukan kegiatan produksi. Sumur-sumur diatas dilakukan tes produksi yang datanya dapat digunakan dalam mendeskripsikan rekahan pada lapangan ini. Kata kunci: rekahan, evaluasi formasi, batuan inti Abstract Interestinnaturalfracturestudiesinsurfaceandsubsurfaceformationshasincreased dramatically in the pastyears.This has been brought about bygreater industry knowledgeofthe effect of fractures on subsurface fluidflow and by a significant and ever increasing percentage of oil and gas discoveries where natural fractures play a significant role in production. Detectingfractureoccurrencesinthisstudyconsistsoftwomethods;directandindirect method. Logging interpretation is one of indirect methods to detect fracture occurrence in reservoir, andthedirectmethodinthisstudyisevaluatingcoresofreservoirineverywells.Theeffectof fracture in reservoir is the most essential thing to be considered in this study. Wells of TA field are consist of TA-2, TA-3, TA-4 and TA-7. TA-2, TA-3 and TA-4 are not produced economically. In spite of TA-7 are producible and all of these wells were tested for production. The data of well testing is used to describe how fractures affect reservoir performance.Keywords: fracture, logging interpretation, cores *) Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 2 **)Dosen Pembimbing I Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti ***) Dosen Pembimbing II Program Studi Teknik Perminyakan Universitas Trisakti PENDAHULUAN Padadasarnyaseorangpetrofisik dituntutuntukmemahamikondisireservoir yangdianalisasertamenentukanzona prospekyangakandilakukaneksploitasi secaralanjut.Olehkarenaitu,seorang petrofisik harus menguasai karakteristik sifat batuanyang dimiliki oleh reservoir tersebut, diantaranya:lithologi,porositas, permeabilitas,tingkatkejenuhanair.Halini dapatmembantudalammeramalkan cadangan minyak di reservoir. Parameter porositas diperlukan dalam menentukancadanganminyakawal reservoir.Berdasarkanpembentukannya porositas terbagi menjadi dua yaitu: porositas primer, adalah porositas yang terbentuk pada saatpengendapanbatuandanporositas sekunder,adalahporositasyangterbentuk setelah terjadinya pengendapan batuan. Salah satujeniskategoriyangdimilikioleh porositassekunderiniadalahrekahan.Oleh karenaitu,penulisberfokuspadacara pendeteksianrekahandalambeberapa metode. Salahsatupendekatanuntuk menginvestigasikeberadaanrekahanadalah dengananalisainterpretasiloggingatau evaluasiformasi.Setelahmengetahui keberadaannyapadasuatuformasi,dapat ditentukanparameterfisikyangdimiliki rekahantersebutagardapatmengetahui perananrekahandalammemproduksifluida formasi.Penelitianinimengungkapkan bahwavariabelyangdilakukanpada penelitian ini hanya sebagian dari banyaknya variabelyangharusdipertimbangkandalam memprediksiperformareservoir.Pada penelitianinireservoirrekahdikategorikan berdasarkan parameter yang dimiliki masing-masingreservoir.Pengategorianini dilakukanberdasarkanteoriNelsondalam mengklasifikasi reservoir rekah alami. PROBLEM STATEMENT Terdapatbeberapaindustriyang sering menyangkal keberadaan rekahan pada reservoirnyakarenapenangananreservoir rekahiniyangcukupkompleksmembuat habisnyawaktudanuanguntuk melaksanakanstudiini.Haliniperlu dihindari karena menyangkal adanya rekahan tidakmemberikanhalyangbaikuntuk dilakukannyaeksplorasidanpengembangan secara lanjut, sehingga hanya membawa pada kegiatan teknikal dan ekonomik yang buruk. Karena pada dasarnya rekahan berkontribusi besardalammemproduksikanfluida.Oleh karenaitu,hal-halyangtelahdisebutkandi atas membawa penulis melakukan studi ini.TEORI DASAR Formasikarbonatmemilikirecovery factoryangkecildibandingkandengan formasibatupasir,tetapiformasikarbonat memilikipotensiyangbesaruntuk meningkatkanhasilproduksimelalui rekahan.Rekahanmerupakankerusakan mekanikpadabatuan,berasaldaritegangan yangdihasilkandisekitarkerusakan, heterogenitas dan diskontinuitas fisik2. Reservoirrekahdapatdiartikan sangatluaskarenasistemrekahalamidapat memberikanefekberanekaragamdalam performareservoirpadatahapprimary, secondarysertatertiarydankarenaefek rekahaninibiasanyadiprediksikanjauh sebelumkeberadaandataproduksi,dalam definisiopersionalreservoirrekahanadalah sebagaireservoiryangmanaterjadiatau diprediksikanterdapatkerusakanmekanik padabatuansehinggamemilikiefekyang signifikanpadaaliranfluidadalambentuk peningkatanpermeabilitasdanreservesatau permeabilitasanisotropy.Padaprinsipnya rekahan bermula dan tersebar ketika tegangan menjadi sama dengan kekuatan batu tersebut. Reservoirrekahansangatmungkinmengalami peningkatanaliranfluida(melaluipeningkatan permeabilitas).Padaprinsipnya,rekahan berperansebagaiavenue(tempatmengalirnya fluida),danmatriksberperansebagaistorage (tempatmenyimpanfluida).Halinidapat dijelaskandenganklasifikasirekahanalami Nelson. Klasifikasiberdasarkankegunaan rekahan pada reservoir3:Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 3 1.Tipe1,yaiturekahanmemberikan porositasdanpermeabilitasyang baik. 2.Tipe2,yaiturekahanyanghanya memberikanpermeabilitasyang baik 3.Tipe3,yaiturekahanmemberikan permeabilitastambahansebagai mediapadareservoiryangtelah berproduksi 4.Tipe4,yaiturekahantidah memberikanporositasdan permeabilitasyangbaik,namun memberikanketidakseragaman sehingga berperan sebagai barrier. Gambar 1 Klasifikasi Reservoir Rekah Alami3 Adabeberapacarauntuk menentukanletakkedalamanzonazonaini adalahdenganmelakukandeteksiatau bahkan prediksi, antara lain (Nelson3, 2001): Deteksi Rekahan Secara Langsung 1)Core Analysis Metodeinidapatterlihatlangsung jenisporositassekunderyangdimilikioleh formasipadakedalamantertentu,sesuai denganintervalkedalamanyangdijadikan bahan pengamatan. Pengamatan mikroskopik rekahandapatterlihatjelassertadapat dijelaskanprosesdiagenesayangdialami formasi. 2) Downhole Camera Deteksiinidilakukandengan menurunkankameradansistempenerangan kedalamlubangumtukmerekamgambar pada dalam lubang. Peralatan ini mengambil 1000gambardlaamsekalijalan,sertadapat beroperasipadasuhu200oFdan4000psi. Namun keterbatasan metode ini adalah cairan formasi harus bersih (berisi gas atau air) atau tidak ada cairan di dalam lubang bor. 3) Impression Packer Deteksiinidilakukandengan memasukkanpackerkedalamlubangbor sampai zona interest, lalu diberikan tekanan. Softcoatingyangmenempelpadadinding sumurmemberiinformasikarakterfisikdan topografi mengenai keadaan sumur, termasuk rekahan. 4) Electrical dan Acoustic Borehole Imaging Logs FractureImagingLogsmerupakan alatpendeteksirekahanyangmendominasi padaindustrisaatini.Alatinitermasuk acousticdanelectricalresistivitytools.Alat akustikmenggambarkantopografidari lubangsumur(ultrasonicborholeimager), sedangkanalatresistivitasmenggambarkan fluidadalamrekahanyangterbuka (formationmicroimager).Alatakustikini seringdipakaiapabiladigunakanlumpur dengansifatoil-basedketikapemboran berlangsung.Halinidisebabkankarenaalat resistivitasdalammenggambarkanlubang bor tidak bekerja pada sistem tersebut. Serta logakustiklebihbaikmenggambarkan breakoutslubangboruntukmenentukan direksiteganganin-situ.Dilainhal, resistivityimaginglogsmempunyairesolusi yanglebihbaikdandapatdilakukan perhitunganuntukmenentukanbesarnya lebar rekahan. Pembacaan hasil imaging FMI log akan dijelaskan pada bab selanjutnya. Deteksi Rekahan Secara Tidak Langsung 1)Evaluasi Well LoggingPendeteksiansecaralangsung bukanlahsatu-satunyacarauntuk memperkirakankeberadaanrekahandalam formasi,tetapicaralainditempuhuntuk memastikan hasil evaluasi lebih akurat, salah satunya adalah evaluasi rekaman log. Hal ini medasari penulis untuk melakukan penelitian berdasarkanidentifikasirekahanmelalui evaluasi well logging, ada beberapa hal yang harusdiperhatikandalammengevaluasihal ini,rekaman-rekamanberikutyang Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 4 menimbulkanciritersendiriapabila mendeteksikeberadaanrekahan(Martinez1, 2002): a)Log Kaliper LogKalipermengukurdiameter lubangdanbentuklubangtersebut. Pemanjanganlubangbordapatdiobservasi sebagaiarahrekahanyanghancurselama proses pemboran berlangsung. b)Spontaneous Potential Log RekamanSpontaneousPotential Logterkadangdipengaruhiolehadanya rekahan.Terlihatdariadanyadefleksi negative yang disebabkan oleh masuknya ion filtratlumpurkedalamformasirekahan. Namun defleksi negatif ini dapat disebabkan oleh adanya lapisan silt. c)Gamma Ray Log Kenaikkanrekamangammaray yangtidakditandaidengannaiknya formationshalinessmengidentifikasikan adanyarekahandimanagaramuranium terdeposisisepanjangpermukaanrekahan dan di dalamnya. d)Log Resistivitas Efekyangditimbulkandari keberadaanrekahanpadarekamanini tergantungarah,ukuran,panjangdanfluida yangadadidalamrekahan.Jikaterdapat rekahan,makadeeplaterologdanshallow laterologakanmendeteksinyasebagaizona dengan resistivitas rendah.Padarekahanvertical,shallow laterologakanlebihterpengaruhdaripada deep laterolog. Zona rekahan akan terdeteksi sebagaizonaanomaliyangkonduktif,jika rekahan terisi penuh oleh filtrat lumpur.e)Log Densitas Karenarekamanlogini diaplikasikan untuk mengukur porositas pada batuanyangterisifluida,makaadanya rekahan ditandai dengan adanya pengurangan densitasbulkyangterukur.Namunlogini tidak mendeteksi rekahan secara jelasketika harus berdiri sendiri. f)Log Neutron Logneutrondiaplikasikanuntuk mengukurporositaspadabatuanyangterisi oleh fluida. Oleh karena itu, adanya rekahan ditandaidenganadanyapenguranganion hidrogen yang terukur.g)Log Sonik Log sonik dapat mendeteksi rekahan sebagaipenguranganamplitudegelombang yangmerambatdalamformasi.Transittime pada log ini dpengaruhi oleh fluida, sehingga deteksirekahanlebihseringdiukurdari amplitude gelombang dan pelemahannya. 2)Flow Test dan Evaluasi Well Test Metodeflowtestdilakukandengan mengamatiperformareservoirmelalui sejarah produksi. Metode well test dilakukan evaluasirekahandenganmelakukansingle welltest(pressuredrawdowndanpressure buildup)sertamultiplewelltest(pressure interference test). Identifikasirekahanpadastudiini dilakukandenganperangkatlunakdengan Input-nyaantaralain:PHIE_CPX,DT, ROMU_CPX;Output-nya:SPI_CPX. Perhitunganalgoritmayaitu:SPI_CPX= PHIE_CPX PHIS. PHIE_CPX merupakan algoritmaperangkatlunakuntukmembaca nilaiproporsifluidadidalammatrikspada poriyangterkoneksi,DTmerupakannilai pembacaanlogsonikyangtelahdilakukan interpretasi,ROMU_CPXmerupakannilai densitasmatriksyangterukursertaPHIS merupakanalgoritmaperangkatlunakuntuk membacanilailogsonik.SPI_CPXadalah nilai porositas rekahanyangdidapatkan dari analisa petrofisik. HASIL DAN PEMBAHASANHasilinterpretasimasing-masing sumur disajikan pada halaman lampiran yang terdiridariinterpretasisumurTA-2,TA-3, TA-4 dan TA-7 serta kenampakan batuan inti masing-masingsumur.Berdasarkan interpretasisumurTA-2memilikilitologi yangsamasepertisumurTA-7,olehkarena ituketidakberadaanbatuanintipadasumur TA-7dapatdiwakilkandenganbatuaninti sumur TA-2. Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 5 Identifikasi rekahan dilakukan dengan menggunakanperangkatlunakinterpretasi dengankemunculannilaiSPI_CPXyang merupakanporositasrekahan.Interpretasi sumurTA-2menunjukkanrekahansecara intens muncul pada kedalaman 7503-7585 ft yangmerupakanzonaB,sedangkanpada zonalainrekahanhanyamunculpada beberapa kedalaman saja. Sumur TA-2 tidak memiliki batuan inti pada daerah selain A dan D. Oleh karena itu, hasil interpretasi rekahan pada zona B digunakan batuan inti pada zona A. Identifikasi rekahan pada sumur TA-3 danTA-4menunjukkannilaiSPI-CPX munculsepanjangreservoiryangditeliti, kecualipadadaerahwashoutTA-4.Hasil identifikasi batuan inti menunjukkan rekahan pada setiap zona yang mewakili. Identifikasi rekahanpadasumurTA-7hampirsama dengansumurTA-2intensitasrekahanzona Bterlihatjelasdengankemunculannilai SPI_CPX.Karenaketidakberadaanbatuan intipadasumurini,untukmengkonfirmasi hasilinterpretasirekahan,digunakanFMI log. Klasifikasi Nelson dengan data batuan intidilakukanpadaseluruhsumurdengan sumurTA-2denganTA-7memilikibatuan intiyangsama.Keduasumurini dikategorikansebagaireservoiryang dipengaruhi aliran matriks. Gambar 2 Tipe Reservoir Rekah Alami Sumur TA-2 Klasifikasireservoirrekahalami padasumurTA-3danTA-4menunjukkan bahwasumur-sumuriniterpengaruholeh alirandominasirekahan.Halinidapat dinyatakan sebab penyebaran data batuan inti yang didapatkan dari SCAL maupun routine core.Banyakdatayangterdapatdalam kelompokdominasirekahanataubiasa disebut reservoir rekahan tipe 1 yakni storage dan permeabilitas reservoir dimiliki sebagian besarolehrekahan,sehinggadiharapkan sumurinimenyumbangkanreservesyang besar. Gambar 3 Tipe Reservoir Rekah Alami Sumur TA-3 Gambar 4 Tipe Reservoir Rekah Alami Sumur TA-4 Setelahpengelompokkanpada masing-masingsumur,klasifikasiini dilakukanterhadaplapangan.Klasifikasiini menyatakan bahwa lapangan TA dipengaruhi dengan keberadaan rekahan. Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 6 Gambar 5 Tipe Reservoir Rekah Alami Lapangan TA Setelahmelakukan pengklasifikasianreservoirrekahan, selanjutnyamelihatperformaaliranfluida reservoir terhadap rekahan. Tabel 1 Hasil Tes Produksi Lapangan TA Hasil tes produksi diatas menunjukkan bahwalapanganTAcocokuntuk dilaksanakanstimulasifracturinguntuk memaksimalkanaliranrekahan.Halini ditunjukkan oleh hasil produksi sumur TA-2 danTA-4.SumurTA-3yanghanya dilakukanacidizingmemilikialiranyang kecil.Dariproduksidiatasdapatdiplot denganfrekuensialiranyangdimiliki lapanganTAuntukmemastikanbahwa lapanganiniterpengaruholehkeberadaan rekahan dengan plot yang berbentuk skewed. Gambar 6 Intensitas Tes Produksi Lapangan TA KESIMPULAN & SARAN Berdasarkanhasilpembahasanyang telahdilakukansebelumnya,makadidapat beberapa kesimpulan diantaranya : 1.LapanganTAmemilikireservoir denganpengaruhrekahanyang cukup tinggi berdasarkan klasifikasi tipe reservoir rekah, interpretasi log dan intensitas tes produksi. 2.Hasilinterpretasilogpadaumur TA-2danTA-7memperlihatkan intensitasrekahanyangterdapat padazonaB,sedangkanzona lainnyahanyamunculpada beberapa kedalaman. 3.SumurTA-3danTA-4memiliki rekahan yang sangat intens di dalam reservoirnyaberdasarkanhasil interpretasilog,rekahanmuncul sepanjang kedalaman reservoir yang diteliti. 4.SumurTA-2danTA-7memiliki reservoirdenganmatriksdominan, sedangkansumurTA-3danTA-4 memiliki reservoir dengan dominasi rekahanberdasarkan pengelompokkantipereservoir rekah alami oleh Nelson. 5.Hasilanalisadaribeberapates produksiyangdilakukan,lapangan TAlebihtepatdilakukanstimulasi dengancarafracturingmeliputi hydraulicfracturingatauacid fracturing. DAFTAR SIMBOL PHIE_CPX= Algoritama porositas efektif PHIS= Algoritma porositas sonic SPI_CPX = Algoritma porositas rekahan DAFTAR PUSTAKA 1.Martinez,LilianaPatricia, Characterization of Naturally Fractured ReservoirsFromConventionalWell Logs,TheUniversityofOklahoma, Oklahoma, 2002. 2.Mazullo,S.J.,OverviewofPorosity EvolutioninCarbonateReservoirs, KansasGeologicalSocietyBulletin, Kansas, 2004. Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 7 3.Nelson,R.A.,GeologicAnalysisof NaturallyFracturedReservoirs,Second Edition,GulfProfessionalPublishing, Texas, 2001.LAMPIRAN Gambar 7 Interpretasi Rekahan dan Korelasi Batuan Inti Sumur TA-2 Gambar 8 Zona A Zona B Zona C Zona D Zona A Zona B Zona C Zona D Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 8 Interpretasi Rekahan dan Korelasi Batuan Inti Sumur TA-3 Gambar 9 Interpretasi Rekahan dan Korelasi Batuan Inti Sumur TA-4 Gambar 10 Zona A Zona B Zona C Zona D Zona A Zona B Zona C Zona D Gerry Gusti Nugraha, 07111155, Semester8 2015/2016 9 Interpretasi Rekahan dan Korelasi FMI Log TA-7