2.resiko Geologi & Sumberdaya Migas (Revisi) [PDF]

Citation preview

RESIKO GEOLOGI DAN SUMBERDAYA HIDROKARBON FORMASI KUJUNG LAPANGAN BTW CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA Bambang Triwibowo Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta e-mail: [email protected] Abstrak Identifikasi prospek dan lead pada Formasi Kujung Lapangan BTW, Cekungan Jawa Timur bagian timur, dilakukan dengan pemetaan geologi bawah permukaan berdasarkan interpretasi 30 lintasan seismik 2D dan satu data sumur. Pada bagian tenggara daerah telitian ditengarai adanya 2 (dua) prospek yakni PK-1 dan PK-2 serta satu lead LK-1. Penilaian resiko geologi (Pg) terhadap komponen sistem petroleum untuk masing-masing prospek dan lead memperoleh nilai Pg sebesar 0.27 untuk PK-1; PK-2 = 0,26, keduanya termasuk Low Risk untuk eksplorasi hidrokarbon, sedangkan LK-1 nilainya 0.18, termasuk Moderate Risk. Perhitungan volumetrik masing-masing prospek dan lead dengan simulasi Monte Carlo mendapatkan angka sumberdaya P50 jika terisi minyak, Prospek K-1 = 34.77 MBO; Prospek K-2 = 30.63 MBO; dan Lead K-1 = 5.60 MBO, sedangkan jika berisi gas maka besarnya sumberdaya P50 Prospek K-1 = 9561.19 MSCF; Prospek K-2 = 8423.01 MSCF; dan Lead K-1 = 1540.53 MSCF. Kata-kata kunci: prospek, lead, resiko geologi, dan sumberdaya. Abstract Identification of prospect and lead at Kujung Formation of BTW Field, eastern part of North East Java Basin, conducted with geology sub-surface mapping based on interpretation at 30 lines of seismic 2D and one well data. At the southeast of studies area were recognized of 2 prospects namely PK-1 and PK-2 also one LK-1 lead. Assessment of geological risk (Pg) for the components of petroleum system to the each prospect and lead obtain values of Pg equal to 0.27 for the PK-1; PK-2 = 0,26, both as a Low Risk for the exploration of hydrocarbon, while the LK-1 value is 0.18, as a Moderate Risk. Volumetric Calculation for each prospect and lead with Monte Carlo simulation show the number of resource P50 in oil case Prospect of K-1 = 34.77 MBO; Prospect of K-2 = 30.63 MBO; and K-1 Lead = 5.60 MBO, while if containing gas hence level of P 50 Prospect of K-1 = 9561.19 MSCF; Prospect of K-2 = 8423.01 MSCF; and K1 Lead = 1540.53 MSCF. Key words: prospect, lead, geological risk, and resources.



Pendahuluan Cekungan Jawa Timur Utara adalah cekungan yang telah dieksplorasi sejak tahun 1800-an. Cekungan ini telah memproduksi minyak dan gas selama 114 tahun dan telah dieksplorasi selama lebih kurang 130 tahun (Satyana, 2003). Walaupun demikian, bahkan sampai sekarang cekungan ini masih sangat menarik untuk upaya eksplorasi migas. Resiko geologi dalam pemboran minyak dan gas bumi, khususnya mengenai komponen sistem petroleum dan perhitungan sumberdaya, menjadi sesuatu yang penting sebelum pemboran eksplorasi dilakukan. Lapangan BTW berada di selatan Pulau Madura bagian timur Cekungan Jawa Timur Utara (Gambar 1), sedangkan obyek telitian baru dilakukan pada reservoir batugamping Formasi Kujung. Formasi Kujung merupakan salah satu karbonat reservoir yang potensial di lepas pantai utara Madura (Mudjiono & Pireno, 2002). Tujuan penelitian ini untuk identifikasi prospek dan lead serta perhitungan sumberdaya termasuk resiko geologinya, dengan harapan ketidakpastian dan kesalahan dalam kegiatan eksplorasi dapat diminimalisir. Resiko geologi dilakukan menurut evaluasi probabilitas komponen sistem petroleum yang dikemukakan Otis dan Schneidermann (1997). Identifikasi prospek dan lead dilakukan dengan pemetaan geologi bawah permukaan berdasarkan interpretasi data seismik 2D, sedangkan perhitungan sumberdaya dilakukan dengan metode volumetrik dan simulasi Monte Carlo. Parameter perhitungan sumberdaya diperoleh dari hasil analisis seismik dan analisis kuantitatif parameter petrofisik reservoir data sumur. Metode Resiko geologi didasarkan atas ada 4 (empat) faktor independen yang berperan dalam analisis play concept. Keempat faktor tersebut adalah : 1. Adanya batuan induk yang matang (P source) 2. Adanya batuan reservoir (P reservoir) 3. Adanya perangkap (P trap) 4. Dinamika Play (P dynamic) atau waktu pembentukan perangkap relatif terhadap waktu migrasi, jalur migrasi hidrokarbon dari batuan induk ke reservoir, dan preservasi hidrokarbon sampai saat ini. Berdasarkan penilaian keempat faktor ini dapat ditentukan Probabilitas Keberhasilan Geologi (Pg) atau Geological Risk. Pg merupakan resiko yang berkaitan dengan ada atau tidaknya akumulasi



migas, nilainya ditentukan dengan mengalikan setiap faktor probabilitas, dengan rumus sbb: Pg = P-source x P-reservoir x P-trap x Pdynamics Perhitungan sumberdaya migas masing-masing prospek dan lead dihitung secara volumetrik, untuk itu parameter-parameter sumberdaya migas yang harus diketahui. Parameter-parameter sumberdaya migas tersebut adalah luas jebakan, ketebalan batuan reservoar dan/atau Net to Gross, porositas efektif, kejenuhan hidrokarbon, faktor volume formasi migas, probalilitas keberhasilan geologi, dan faktor perolehan (RF). Penentuan parameter-parameter angka perhitungan sumberdaya migas prospek dan lead dilakukan dengan pendekatan simulasi Monte Carlo. Untuk minyak: Sumberdaya



7758    (1  S w )  CF  BV  RF Boi



=



= (STB) Untuk Gas: Sumberdaya



=



43560    (1  S w )  CF  BV  RF B gi



= (SCF) Keterangan: Ø = Porositas (%) Sw = Kejenuhan Air (Sw) (%) Boi = Formation Volume Factor, untuk minyak (bbl/STB) Bgi = Formation Volume Factor, untuk gas (cuft/scf) CF = Probalilitas Keberhasilan Geologi (Pg) BV = Bulk Volume (acre-ft) 7758 = Faktor konversi satuan untuk minyak, bbl/acre-ft 43560 = Faktor konversi satuan untuk gas, scf/acre-ft Tahapan penelitian diawali dengan studi literatur dan preparasi data. Data yang dipergunakan berupa data seismik 2D (30 lintasan) dan satu data sumur. Analisis yang dilakukan antara lain, pengikatan sumur dengan seismik, analisa petrofisika, kajian geokimia, interpretasi struktur dan penarikan horizon, dilanjutkan pembuatan peta-peta bawah permukaan. Tahap selanjutnya identifikasi prospek dan lead, perhitungan resiko geologi, dan perhitungan sumberdaya migas (Gambar 2).



Hasil dan Pembahasan Geologi Berdasarkan data sumur, Formasi Kujung di Lapangan BTW terdiri atas batugamping dengan sisipan batulempung. Formasi Kujung ini tersusun oleh batugamping, napal, batulempung gampingan dengan sisipan batugamping bioklastik setebal 2025 cm. Pada sisipan batugamping bioklastik ini dijumpai adanya Heterostegina borneensis VAN DER VLERK dan Spiroclypeus tidoenganensis VAN DER VLERK yang menunjukan umur Oligosen Atas. Pada napal dan lempung gampingan dijumpai adanya Globigerina tripartita, Globigerina siperoensis, Globigerinasellii, Globigerinita dissimilis, Globorotalia opima dan Globorotalia mayeri yang memberikan petunjuk umur Oligosen Atas, Zona P19-N1 (Pringgoprawiro, 1983). Ketebalan formasi ini belum diketahui, sebagian ketebalan yang terukur di Kali Tepon adalah 500 meter, dan Formasi Kujung ini diendapkan selaras di atas Formasi Ngimbang pada lingkungan laut, zona neritik luar. Kehadiran batugamping merupakan indikasi bahwa pada saat pengendapan terjadi kondisi tektonik yang cukup tenang, bagian utara Cekungan Madura Selatan (Sribudiyani et.al., 2003). Pengikatan data seismik dengan data sumur menggunakan data checkshot. Dari marker yang tergambar pada penampang seismik, dapat dilakukan penarikan horizon yang diinginkan, bersamaan dengan itu dilakukan pula interpretasi struktur geologinya. Karakter refleksi pada Formasi Kujung ini cukup kuat dan menerus pada seluruh daerah penelitian. Hasil pembuatan peta Top Formasi Kujung dapat diketahui kedalaman pada daerah rendahan di bagian utara mencapai -6.000’, sedangkan pada bagian tinggian di tenggara, kedalaman -2.000’. Patahan di bagian tenggara berarah baratlaut-tenggara, patahan dan lipatan tersebut yang menyebabkan adanya perangkap di lapangan ini (Gambar 3). Analisis Petrofisika Hasil analisa kuantitatif petrofisik log sumur, Formasi Kujung sebagai berikut.  Nilai porositas (Φ) berkisar antara 19.43%34,93%, dengan rerata Φ = 23.81%. Perhitungan porositas dilakukan dengan menggunakan rumus Neutron-Densitas.  Nilai saturasi air (Sw) berkisar antara 77.9 % 99.5%, dengan rerata Sw = 87%. Perhitungan Sw memakai rumus Simandoux. Resiko Geologi



Batuan Induk Batuan induk pada daerah penelitian diperkirakan berasal dari Formasi Ngimbang. Hasil kurva Depth VS TOC, memperlihatkan bahwa potensi hidrokarbon yang baik (Good) terdapat pada kedalaman 2.500 meter sampai 3.400 meter (8.200 ft – 11.154 ft), yang merupakan elevasi dari Formasi Ngimbang. Batuan induk ini matang ditunjukkan dengan harga Vitrinite > 0.6, dengan ketebalan dan luasan yang memadai. Batuan induk itu merupakan campuran antara endapan deltaiklakustrin dan sedimen tepi laut milik Formasi Ngimbang. Tanda-tanda minyak dari sidewall cores pada beberapa sumur di cekungan ini menunjukkan karakteristik serupa dengan rembesan yang ada di dekat permukaan berasal dari batuan induk lakustrin yang berada di atas strata Eosen. Batuan Reservoir Mempunyai ketebalan kurang lebih 400 m, menyebar di seluruh bagian utara sampai Paparan Madura selatan pada Cekungan Jawa Timur. Walaupun pada sikuen ini menghadirkan sistem pengendapan yang sangat komplek, dengan sifatsifat fisik reservoir tidak dapat diperkirakan, baik secara vertikal maupun lateral, secara umum dipercaya sebagai reservoir yang baik. Pada Paparan Madura Utara dari hasil tes diperoleh kumulatif 7.500 BOPD ditambah 12 MMCFD dari sikuen ini (Mudjiono and Pireno, 2003). Di daerah telitian, batuan reservoir berupa batugamping dengan rerata Ø 23.81% dan rerata Sw 87%. Perlu dicatat bahwa parameter ini diperoleh dari data satu sumur, dan untuk batugamping lazim terjadi perubahan fasies secara lateral dan vertikal, hal ini akan mempengaruhi sifat fisik reservoir. Perangkap Perangkap yang ada di daerah telitian berupa antiklin yang tersesarkan, tutupan (closure) pada peta struktur kedalaman Top Formasi Kujung didasarkan atas interpolasi dan ekstrapolasi lintasan seismik. Penyekat regional adalah batulempung Formasi Tuban dengan ketebalan kurang dari 1.500’ pada sikuen klastik di paparan menebal ke selatan, berupa batulempung gampingan. Migrasi Pada sistem minyak bumi kawasan ini, pada arah barat–timur graben Madura merupakan salah satu wilayah kitchen yang besar, dengan batuan induk tebal yang telah matang untuk membentuk hidrokarbon. Kedalaman batuan dasar pada bagian



tengah lebih dari 21.000’. Graben ini merupakan cekungan syn-rift yang terisi batu-lempung sekitar 5.000’ dari Formasi Ngimbang dan 5.000’ batulempung Formasi Kujung. Hampir semua perangkap pada area ini terletak 10 – 50 km dari batuan induk yang matang, lapisan penyalur pada Formasi Ngimbang dan Formasi Kujung merupakan hal penting untuk bekerjanya suatu sistem play. Meskipun migrasi berjarak jauh ternyata terbukti oleh beberapa penemuan di sekitar Paparan Madura Selatan (Satyana, 2003). Migrasi lebih lanjut secara vertikal dapat terjadi karena tingginya rasio batupasir/lempung atau sesar. Gambaran sistem petroleum daerah telitian dapat dilihat pada Gambar 4, sedangkan hasil perhitungan Pg dapat diperiksa pada Tabel 1. Prospek dan Lead Prospek merupakan petroleum trap/jebakan potensial yang didefinisikan dengan garis lintasan seismik sekurang-kurangnya 2 lintasan, sedangkan lead petroleum trap/jebakan potensial yang didefinisikan hanya dengan 1 lintasan seismik. Dalam peta tersebut terdapat dua tinggian struktur yang dapat diidentifikasi sebagai daerah prospek dan satu lead Formasi Kujung di bagian tenggara daerah telitian, yaitu PK-1, PK-2 dan LK-1 (Gambar 5-7). Hasil perhitungan resiko geologi (Pg) prospek dan lead berturut-turut nilai Pg sebesar 0.27; 0,26; dan 0.18, PK-1 dan PK-2 Low Risk, sedangkan LK-1 termasuk Moderate Risk (Tabel 1). Perhitungan Sumberdaya Migas Perhitungan sumber daya dilakukan untuk masingmasing prospek dan lead. Besaran luasan menjadi faktor utama selain Pg, karena parameter yang lain diasumsikan sama, seperti Ø dan Sw yang didapat dari hasil petrofisik sumur. Pada perhitungan sumberdaya ini dilakukan dua kasus, yaitu seandainya seluruh porinya terisi minyak dan kasus lain diandaikan seluruh pori berisi gas. Hasil perhitungannya disajikan dalam Tabel 2. Kesimpulan Setelah melakukan analisa secara kualitatif dan kuantitatif terhadap data log dan data seismik, maka didapatkan kesimpulan sebagai berikut: 1. Sistem Petroleum Lapangan BTW, batuan induk yang matang diperkirakan dari Formasi Ngimbang dan Kujung bawah. Perangkap terdiri dari perangkap struktural berupa antiklin tersesarkan. Penyekat regional terdiri dari batulempung Formasi Tuban dan penyekat



intraformational Formasi Kujung. Migrasi berjalan secara lateral dan vertikal (sesar/kekar). 2. Teridentifikasi dua buah prospek dan satu lead Formasi Kujung, berada di bagian tenggara lapangan BTW, berturut-turut berdasarkan peringkat dari yang baik ke yang kurang baik sbb.: PK-1, PK-2, dan LK-1 3. Resiko Geologi (Pg) PK-1=0.27 (low risk); PK-2=0,26 (low risk); dan LK-1=0.18 (moderate risk). 4. Sumberdaya (P50) masing-masing Prospek dan Lead: Jika berisi minyak Prospek K-1 = 34.77 MBO; Prospek K-2 = 30.63 MBO; dan Lead K-1 = 5.60 MBO. sedangkan jika berisi gas maka besarnya sumberdaya Prospek K-1 = 9561.19 MSCF; Prospek K-2 = 8423.01 MSCF; dan Lead K-1 = 1540.53 MSCF. Daftar Pustaka Bemmelen, van, R.W. 1949, The Geology of Indonesia, Martinus Nijhoff, The hague, etherland. Fisher, WL. and Brown, L.F. 1985, Seismic Stratigraphic Interpretation and Petroleum Exploration, AAPG Department of Education, Austin, Texas. Harsono, A, 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Edisi ke-8, Schlumberger Oilfield Service, Jakarta. Hilchie, Douglas W. 1989, Advanced Well Log Interpretation, Douglas W. Hilchie Inc, Boulder, Colorado. Johansen, Kjell Bugg. 2003, Depositional Geometries and Hydrocarbon Potential within Kujung Carbonate Along the North Madura Platform, as Revealed by 3D and 2D Seismic Data, IPA Proceedings 29th Annual Convention. Lucia, Jerry F, 1985. Carbonate Reservoir Characterization. Springer, United State of America. Mudjiono R. and Gadjah Eko Pireno. 2002, Exploration of the North Madura Platform, Offshore East Java, Indonesia, IPA Proceedings 28th Annual Convention. Mulhadiono, Pringgoprawiro, dan Asikin, 1984. Tinjauan Stratigrafi dan Tatanan Tektonik di Pulau. Madura, Jawa Timur, Prosiding PIT IAGI MI, Bandung. Otis R.M. and Schneidermann N. 1997, a Process for Evaluating Exploration Prospects, AAPG Bulletin, vol. 81 no. 7, p.1087-1109.



Pringgoprawiro, H, 1983, Biostratigrafi dan Paleogeografi Cekungan Jawa Timur Utara, Suatu Pendekatan Baru, Disertasi Doktor, ITB, Bandung. PT X. 2009, Hydrocarbon Potential Evaluation of the Selat Madura Block, PT X, Jakarta (unpublished). Satyana Awang Harun, 2003, Geochemistry of the East Java Basin; New Observation in Oil Grouping, Genetic Gas Type and Trends of Hydrocarbon Habitat, IPA Proceedings 29th Annual Convention. Sribudiyani, et al. 2003, The Collision of the East Java Microplate and Its Implication for



Hydrocarbon Occurences in the East Java Basin, IPA Proceedings 29th Annual Convention. Tearpock, Daniel J. and Bischke, Richard E. Applied Subsurface Geological Mapping, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey. Western Atlas International. 1988. Final Well Report of “X-1”, Western Atlas International, Jakarta (unpublished).



Gambar 1. Fisiografi dan lokasi daerah telitian ( Bemmelen, 1949).



Data / Literatur



Data Sumur



Data Seismik 2D



Well Tie



Analisis Petrofisik



Analisis Geokimia



Interpretasi Struktur dan Horison



Sistem Petroleum dan Play Concept



Peta -Peta Bawah Permukaan



Identifikasi Prospek / Lead



Analisa Resiko Geologi Analisis



Perhitungan Sumber Daya



Gambar 2: Diagram alir tahapan telitian.



Gambar 3. Peta top struktur kedalaman horison Kujung.



Gambar 4. Play Concept pada daerah penelitian.



Tabel 1. Perhitungan resiko geologi.



A



B C Top Kujung



Gambar 5. Prospek PK-1 dan penampang seismiknya.



D Top Kujung



Gambar 6. Prospek PK-2 dan penampang seismiknya.



Gambar 7. Lead LK-1 dan penampang seismiknya.



Tabel 2. Hasil perhitungan sumberdaya MIGAS Lapangan BTW.



Oil Case



Gas Case



Note: Makalah ini diterbitkan di Prosiding Seminar Nasional ke-6 Tahun 2011, Rekayasa Industri dan Informasi, STTNAS Desember 2011, ISSN 1907-5995.