Buku Batuan Inti Penyimpan Minyak Migas

Gambar Ga mbar 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

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.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

i

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 mengidentifikasi 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 referensireferensi 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

ii

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGAN TEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI “ LEMIGAS”

Yusuf, A Batuan inti penyimpan minyak dan gas bumi / A. Yusuf, M. Romli; penyunting, Suprajitno Munadi, Bambang Widarsono. - Jakarta : Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS, 2012. 90 hlm. ; 24 cm. Bibliografi: hlm. 90 ISBN 978-979-8218-24-8 1. 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”

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

iii

PENGARAH Dra. Yanni Kussuryani. M.Si. Penyunting Prof. Dr. Suprajitno Munadi Dr. Ir. Bambang Widarsono, M.Sc. Penyunting Penyelia Ir. Daru Siswanto Drs. H. Joko Kristadi. M.Si. Penulis  A. Yusuf  Ir. M. Romli

iv

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR................................................................................

i

PRAKATA ........... ....................................................................................

ii

ISBN ............................................................................... ........................

ii i

PENGARAH ............... ............................................................................

iv

DAFTAR ISI.............................................................................................

v

BAB I. PENDA HULUAN ......................................................................

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 Geofisika ............................................................

11

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

12

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

12

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

13

3.2.4 Geofisika 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

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

v

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

vi

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

BAB VII. SIFAT-SIFAT FLUIDA HIDROKARB ON.................................

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 PUSTAK A ...............................................................................

89

BIODATA ......... ............................................................................... ........

91

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

vii

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

viii

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

DAFTAR GAMBA R

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

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

ix

5.9

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

35

5.10 Peralatan asli yang digunakan oleh Schlumberger bersaudara (Chopradkk, 2011)......................................................................... 6.1

Penentuan volume butiran dengan porosimeter hukum boyle (Core Lab, 1975) ...........................................................................

6.2

36

40

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

x

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB I PENDAHULUAN 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 e fisien.  Analisis batu inti meliputi tentang analisis konvensional, analisis batu inti spesial, dan analisis fluida reservoar yang sangat berkontribusi dan penting dalam memperoleh data dasar sifar-sifat batuan dan fluida.  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 fluida 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 flood), 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 kapilersaturasi 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 stratigra fi 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 (CO 2) dan hidrogen sul fida (H2S). Pada kondisi tekanan dan temperatur awal reservoar, hidrokarbon muncul sebagai gas atau cairan, tergantung pada tekanan dan temperatur reservoar dan komposisi hidrokarbon. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

1

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 fisika 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.

2

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB II GEOLOGI 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 2.1 Ilustrasi dan interpertasi kr onologi hukum-hukum geologi (Core Lab , 1975)

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

3

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 Akh li Geolog i Miny ak

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 por firin 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, parafinik, aspaltik atau naftanik (Gambar 2.2). Dari komposisi kimianya, berdasarkan 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 4

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 2.2 Berbagai jenis minyak (Levorsen, 1956)

Gambar 2.3 Elemen sis tem min yak (Walters, 2011)

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. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

5

 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 350 oF, malah seringkali asal minyak-bumi tersebut berada di temperatur rendah (di bawah 150 oC). Sedangkan tekanannya bisa dari 1 atmosfir saja, namun ada kalanya yang malah bisa sampai mencapai 1000 atmos fir. 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 2.4 Pembentukan antikl inal (Core Lab, 1975)

6

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 sendirisendiri (C) 2.4 Jebakan Minyak Bum i

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 stratigra fi berperan dalam cadangan minyak dunia, seperti reservoar karbonat dan lensalensa pasir. Ada tiga jenis jebakan stratigra fi, 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 fluida-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 strukt ural ada lah dengan membo rnya terlebih dahulu unt uk kepastiannya. Bentuk-bentuk lain yang dijumpai bisa berupa jebakan kombinasi, Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

7

Gambar 2.5 Jenis anti klin al (Core Lab, 1975)

Gambar 2.6 Jenis s inkl inal (Core Lab, 1975)

8

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

dan berikutnya adalah jebakan stratigra fi  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 gra fit (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 dar ipada 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.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

9

10

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB III SURVEI GEOFISIKA 3.1 Umum

Minyak sebagai sumber energi fosil telah lama dieksploatasi, sehingga indikator geologinya semakin terbatas. Untuk membantu mengatasi hal ini survei geofisika 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 Geo fi sika

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

Gambar 3.1 Survei udara (Sandler, 1982)

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

11

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 elektr omagnetotelu rik

Metode ini merupakan metode geo fisika 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 memodi fikasi konfigurasi 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 diidenti fikasi melalui inversi data MT1D, selama strukturnya tidak menyimpang terlalu jauh dari model berlapis horisontal 1D. 3.2.2 Metode geor adar 

Metode ini merupakan salah satu metode geo fisika yang memetakan keadaan bawah permukaan tanah yang relatif dangkal, sehingga disebut sebagai Subsurface Profiling 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.

12

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 abuabu sinyalnya sedang-sedang saja. Intensitas sinyal yang diterima sebanding dengan amplitudo gelombang pantul yang erat hubungannya hubunganny a 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 (reflection) 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 fisik berupa kecepatan seismik yang relevan; 2. Mampu menampakkan citra struktur bawah-tanah; 3. Bisa dimanfaatkan untuk membatasi kenampakan stratigra fi; 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.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

13

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 peraturanperaturan, 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 konfigurasi penerima ( receiver configuration ) dikenal sebagai sebaran (spread) . Sewaktu pekerja lapangan bergerak, manakala geofon

Gambar 3.2 Survei s iesmik (Sandler (Sandler,, 1982) 1982)

14

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 3.3 Truk penggerak getaran (Google, 2011)

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 re flektor dan untuk membersih membersihkan kan citra multi pantulan. Sebenarnya, kata `dekon` sendiri bisa disamakan dengan mempertajam saringan seperti pada perangkat lunak  Adobe Photoshop 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. Gra fik waktu datang gelombang pertama seismik pada

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

15

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 first break saja yang dibutuhkan. Parameter  jarak dan waktu jalar dihubungkan oleh kecepatan rambat gelombang dalam medium. Kecepatan ini dikontrol oleh tetapan fisika 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 3.4 Fenomena perubahan gelombang seismik (Reynolds, 1998)

16

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 ( flat 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. Kadangkadang, 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 3.5 Contoh h asil p encitraan (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 Geo fi sik a Reservoar 

Di dunia industri perminyakan dikenal geofisika reservoar ( reservoir geophysics ) yang mulai muncul sekitar tahun 1990-an. Pendekatannya menggunakan konsep-konsep ilmu geo fisika, terutama seismik, sedangkan Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

17

Tabel 3.1 Keunggulan metode seismik pantul dan seismik bias

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 3.2 Kelemahan 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 lapisanlapisan miring

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 geo fisika reservoar yang dibantu dengan pengembangan seismik 3D. 18

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 t erbukti 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 fluida, 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 koe fisien 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 petro fisika 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 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

19

gamma, log porositas, dan densitas. Prakiraan log t ahanan jenis tersebut dari kurva geofisika 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.

20

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB IV MODEL 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 fisik 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 diklasi fikasikan 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 Geolog i

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 dasardasar 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. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

21

Gambar 4.1 Skema proses pemodelan geologi (Turn er d an Gable, 2011)

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 Stratig ra fi  Berlapis

Lingkungan geologi sedimenter dimodelkan dengan membuat permukaanpermukaan yang didefinisikan sebagai lapisan antar-muka ( interface ), permukaannya ditumpuk sesuai dengan urutan stratigra finya, 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

22

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 stratigra fi. 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 B ukan Strati gra fi

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 4.2 Pembentukan mod el geometri padat (Gable, 2011)

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

23

menyediakan kemampuan pembentukan model. Suatu pendekatan alternatif mulai dengan seluruh volume regional dan kemudian dibagi menjadi daerahdaerah 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 spesi fik. Patahan bisa saja menjadi saluran aliran fluida, 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 dide finisikan 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 Disk retisass i

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

24

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 4.3 Kesetar aan 2D (Turn er dan Gable, 2011)

4.2.6 Kisi Terst rukt ur 

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 fleksibilitas 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 Terst rukt ur 

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 menerus ini memberikan kebebasan selama pengembangan Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

25

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

Gambar 4.4 Model kis i 3D tidak terst rukt ur lapi san terpatahkan (Gable, 2011)

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 mengidenti fikasi 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 Geolog i Dalam Sistem Pengelolaan Info rmasi

Hasil penyampaian model yang e fisien dan juga pemodelan yang efektif tergantung pada penggunaan informasi pengelola yang rumit. Contoh dokumen 26

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 4.5 Penggabungan 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 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

27

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 s istem pemodelan geologi yang akan dilanjutkan. Sedang dalam proses dengan membangun bahasa baru untuk mempelajari dan memprakirakan sist em 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.

28

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB V TEKNIK 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 fluidanya. 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 benarbenar 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 ( wellhead 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 Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

29

Gambar 5.1  Awal ter jad in ya s erp ih an o leh mat a bor pu tar  (Nishimatsu, 1972)

Gambar 5.2 Serpihan 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 kadangkadang udara yang dipasok dari kompresor atau gas dari sumur terdekat, bila kondisinya memungkinkan. 30

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Rotary Drilling Rig

Gambar 5.3 Sketsa menara pembor an put ar (Sandler, 1982)

Gambar 5.4 Contoh bentu k mata bor t iga kerucu t (Sandler, 1982)

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

31

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 CaSO 4. 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

Gambar 5.5 Sketsa sist em lumpu r (Sandler, 1982)

Di permukaan, serpihan ini diseleksi dan dikumpulkan untuk dianalisis lebih lanjut. Selain itu, fungsi lumpur tersebut antara lain: melumasi dan mengidentifikasi 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 32

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

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 5.6 Petugas 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 fisik 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 ¾ 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. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

33

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

Gambar 5.8 Contoh bentuk kaki anjing (Lubinski, 1961)

34

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Selain pemboran sumur satu per satu lurus menembus lapisan yang diduga mengandung hidrokarbon, dikenal juga pemboran beberapa sumur mir ing 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 5.9 Contoh 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. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

35

5.3 Log Sumu r 

Tujuan utama melaksanakan log sumur minyak adalah mendeteksi zona dengan permeabilitas sedang sampai permeabilitas tinggi yang mengandung fluida hidrokarbon, sedangkan identi fikasi litologi dan jenis fluidanya 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.

Gambar 5.10 Peralatan asli yang digun akan oleh Schlumb erger bersaudara (Chopra dkk, 2011)

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. 36

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Data dari prospek migas tersebut merupakan pengukuran bawah-tanah yang masih agak kasar. Jadi, data log dari sumur prospek migas tersebut membantu mendefinisikan secara rinci dan memperkirakan parameter reservoar seperti temperatur, ketebalan, ukuran lateral, banyaknya rekahan dan ruang pori antarbutiran, serta kuantitas dan kualitas fluida migas yang akan diproduksi. Pada hakikatnya, untuk mengetahui perilaku material dan fluida 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 identi fikasi 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 ketidaktepatan menentukan interval serpihan pemboran dalam upaya membentuk log litologi. Data survei lokasi migas yang diperoleh dapat membantu menentukan karakter geologi regional dan sifat-sifat geo fisika dari daerah migas tersebut. Selain itu, datanya juga dapat digunakan untuk mende finisikan prospek migas dan menentukan lokasi pemboran yang baik, sehingga dapat menguji potensi reservoar migas. Mungkin ada baiknya korelasi data log, secara vertikal, dengan geo fisika 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 petro fisik (porositas, densitas, kecepatan akustik, tahanan jemis, dan radioaktivitas) yang sangat berbeda dengan batuan sedimen. Mineralogi dan petro fisika 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 fluida dalam pori-porinya, dan sifat-sifat petro fisikanya. RumusBatuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

37

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 identifikasi 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. Kadangkadang 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.

38

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB VI PENGUKURAN 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. Porosit as 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, penggabungannya, 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. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

39

- 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 fluida; 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 fluida. 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.

Gambar 6.1 Penentuan volume butiran dengan porosimeter hukum Boyle (Core Lab , 1975)

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 atmos fir. 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)

40

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 6.2 Penentuan vol ume pori dengan porosimeter hukum Boyle (Core Lab , 1975)

Gambar 6.3 Porosimeter Washburn Bunting (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. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

41

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 fluida. 6.2.2 Permeabilitas

1. Walaupun juga terkesan sederhana, namun permeabilitas memegang peranan dalam menentukan laju aliran suatu fluida dalam media berpori, karena merupakan salah satu faktor dalam rumus Darcy. Permeabilitas dapat diartikan sebagai kemampuan material berpori dilewati fluida. 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 didefinisikan sebagai permeabilitas yang memungkinkan fluida viskositas satu centipoise mengalir dengan kecepatan linier satu sentimeter per detik pada gradien tekanan satu atmos fir setiap sentimeter.

Gambar 6.4 Penampang balok media berpori (Core Lab , 1975)

Laju aliran fluida ditentukan dengan menggunakan rumus Q = (K ∆P A)/μ L

(6.1)

di mana ∆P = penurunan tekanan, atmos fir

 A = luas penampang, cm2 μ = viskositas fluida, sentipoise 42

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

L = panjang, cm K = 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 fluida yang mengalir dengan batuan - Hanya ada satu fluida Bila ada reaksi antara fluida dan batuan, maka permeabilitasnya akan berkurang. Bila lebih dari satu fluida yang mengalir, maka kedua fluida akan saling mempengaruhi, sehingga permeabilitasnya berkurang pada setiap fasanya. Reaksi yang paling umum antara fluida reservoar dengan batuan reservoar adalah mengembangnya jenis lempung tertentu, bila bersentuhan dengan air. Semakin segar airnya semakin besar mengembangnya. Pengaruh salinitas air juga berpengaruh pada permeabilitas udara di berbagai kandungan lempung. - Permeabilitas spesifik, bila hanya ada satu fluida saja. - Permeabilitas efektif, bila hadir fluida kedua yang mempengaruhi pertama, menimbulkan permeabilitas pada masing-masing fasa

fluida

- Permeabilitas relatif = permeabilitas efektif dibagi permeabilitas spesi fik. Di dalam reservoar minyak sering dijumpai dua fluida atau lebih, yaitu gas, minyak, dan air, atau ketiganya. - Proses pendorongan minyak oleh air berbeda dengan pendorongan minyak oleh gas. Perbedaan utama dari keduanya adalah sifat kemampuan membasahi fluidanya. Air selalu membasahi batuan, sedangkan gas sama sekali tidak demikian. Perbedaan ini tercermin dari sifat permeabilitas relatif batuan dengan fluida berbeda. a. Pendesakan minyak oleh gas Pendesakan minyak oleh air yang merupakan suatu fase yang membasahi mengalir merambah hampir seluruh pori dalam batuan. Sewaktu gas Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

43

masuk ke dalam reservoar akan terbentuk saluran menerus melalui pori terbesar. Dan sewaktu tenaga dorong gas ini berlanjut berhasil menembus saluran yang lebih kecil akan bergabung membentuk saluran menerus yang lain. Aliran minyak turun drastis sejalan dengan meningkatnya aliran gas. Sejumlah besar minyak akan tersisa dalam ruang berpori pada batas ekonomis produksi. b. Minyak tersisa setelah penyapuan muncul sebagai butir-butir yang terjebak, dikenal sebagai minyak tersisa. Pengukuran Permeabilitas Udara Metode permeameter  Untuk menentukan permeabilitas udara, conto batu inti perlu diukur dulu panjang dan luas penampang batu inti, perbedaan tekanan sepanjang conto, dan laju aliran udara yang melewati conto tersebut. Viskositas udara pada temperatur pengujian sudah tersedia dalam buku acuan. Alat untuk pengujian tersebut terdiri dari tabung batu inti ( core holder ), pencatat tekanan ( pressure gauge), dan meter aliran yang sudah dikalibrasi ( orifice), seperti terlihat dalam Gambar 6.5

Gambar 6.5 Skema permeameter (Core Lab, 1975)

Permeabilitas dihitung dengan rumus Darcy: Kudara = (2000 - Pa.μ.Qa.L)/(P12 - P22).A = (C.Qa.L)/A,

(6.2)

di mana C = (2000 - Pa.μ)/(P12 - P22) K = permeabiltas, milidarcy Qa = laju aliran udara ml/det pada tekanan armos fir  44

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

μ = viskositas udara, sentipoise

L = panjang conto, sentimeter  A = luas penampang melintang conto, sentimeter persegi P1 = tekanan hulu, atmos fir  P2 = tekanan hilir, atmos fir  Pa = tekanan atmos fir, atmosfir  Penentuan permeabilitas batu inti utuh sama pentingnya dengan uji plug konvensional. Perbedaannya hanya pada teknik pemegang batu intinya ( core holder ) yang umum digunakan adalah dari jenis Hassler seperti pada Gambar 6.6. Perbandingan hasil permeabilitas conto batu inti diameter penuh dengan ukuran konvensional menunjukkan bahwa permeabilitasnya berbeda, bila c onto batuannya terekah. Dalam teknik batu inti diameter penuh pengukuran kapasitas aliran tidak saja di dalam rekahan, tetapi juga di dalam matriks, sehingga harga permeabilitasnya lebih tinggi. Tetapi harga keduanya hampir mendekati pada conto batu inti yang seragam dan tidak ada rekahan.

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

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

45

Teknik lain pengukuran permeabilitas, yaitu pengukuran permeabilitas radial yang dilakukan dalam analisis batu inti diameter penuh, yang kalau dilakukan dengan benar, memberikan hasil yang baik. Teknik ini mengurangi panjang aliran dan mengurangi panjang conto yang akan dianalisa, dianggap bisa mengalahkan maksud analisis batu inti diameter penuh. Yang sulit adalah membor pusat conto yang biasanya menimbulkan pecah dan merusak conto aslinya. Uji keadaan tidak tetap dua fase untuk menentukan harga permeabilitas udara atau permeabilitas spesi fik sangat sulit dilaksanakan dan sangat rumit untuk mendapatkan data yang bisa digunakan. Pengukuran permeabilitas batu inti dinding sumur memberikan hasil yang sangat tinggi pada batuan keras dengan permeabilitas kurang dari 20 milidarcy. Ini disebabkan oleh adanya rekahan dan pemadatan conto oleh dampak tembakan peluru perforasi. Conto dari dinding sumur pasir padat dengan permeabilitas lebih tinggi, sekitar 20 milidarcy, memberikan permeabilitas terukur jauh lebih rendah. Ini disebabkan penyumbatan jalur aliran di pori oleh padatan lumpur yang menyebabkan distorsi jalur aliran. Permeabilitas empiris batu int i dinding sumur 

Faktor-faktor yang mengontrol permeabilitas pasir adalah ukuran butiran, derajat pemilihan, densitas conto yang jenuh, dan porositas. Densitas dan porositas ditentukan melalui analisis rutin conto dinding sumur, sedangkan ukuran butiran dan pemilihannya dapat dilakukan dengan menggunakan analisis saringan. Untuk menentukan permeabilitasnya kedua faktor dapat ditentukan dengan membandingkan terhadap conto yang baku. Data tersebut dapat digunakan untuk menentukan permeabilitas dari hubungan empiris. Keuntungan permeabilitas yang ditentukan secara empiris tersebut adalah diperoleh data yang lebih realistis, karena interpertasinya didasarkan pada seluruh ukuran conto untuk mengukur porositas dan saturasi yang lebih teliti.  Ai r purwa (connate water )

 Air selalu ada dalam semua reservoar yang memproduksi minyak atau gas.  Air yang disebut sebagai air purwa ini menyelimuti butiran-butiran, menempati pori terkecil dan pojok dan pinggiran pori-pori yang lebih besar sesuai dengan gaya tarik hidrostatis. Hidrokarbon juga berada di tengah-tengah pori yang lebih besar. Besarnya saturasi air tergantung distribusi ukuran pori pada ketinggian di atas permukaan air. Pasir berbutir kasar dan karbonat dengan rongga yang besar mempunyai kandungan air purwa kecil, sedangkan pasir berbutir halus air purwanya lebih besar. Saturasi air menurun dengan naiknya ketinggian di atas permukaan air.

46

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Tekanan kapiler 

Besarnya saturasi air dalam reservoar pada ketinggian tertentu dikontrol oleh struktur pori batuan, densitas fluida, dan karakter energi permukaan. Efek struktur pori tersebut ditentukan di laboratorium dalam bentuk kurva-kurva tekanan kapiler. Kurva tersebut diperoleh salah satu dari empat metode berikut: keadaan direstorasi kembali; injeksi air raksa; sentrifus; dan penguapan. Pada penerapan data yang diperoleh dari lab adalah untuk menghitung kandungan air dalam reservoar, sedangkan efek dari kedua faktor yang lain harus dihitung. Rumus yang digunakan adalah: Pc = H.(dw – do)/144 x (αL.cos ФL)/(αR.cos ФR),

(6.3)

di mana Pc = tekanan kapiler, psi H = ketinggian, kaki dw = densitas air, pon/kaki 3 α = tegangan antarmuka, dyne/cm Ф = sudut kontak, derajat

sedangkan L dan R masing-masing menyatakan lab dan reservoar. Interpertasi data tekanan kapiler berpengaruh pada saturasi air dan posisi struktural. 6.3 Manfaat Batu Inti

Untuk mendapatkan data batu inti, ternyata diperlukan proses yang pan jang. Ini mencakup antara lain: proses pengambilan batu inti; penggunaan data analisis batu inti; perhitungan statistik analisis batu inti; dan penerapan analisis batu inti. 6.3.1 Proses Pengambilan Batu Inti 6.3.1.1 Metode dan j enis batu int i a. Batu in ti k onvensional

Mata bor bisa berbentuk ekor ikan untuk formasi lunak, mata bor kerucut berputar untuk formasi lebih keras, dan mata bor berlian untuk formasi paling keras. Selongsong baja berisi penangkap batuan ada beberapa jenis, sementara itu selongsong tersebut tetap diam selama pengambilan batu inti. Keuntungan proses ini adalah dapat memperoleh batu inti dengan diameter terbesar, batu inti yang panjang tidak terputus (sampai 60 kaki), dan perolehan batu intinya yang terbaik. Kerugiannya tentu saja biaya yang tinggi, terutama mata bor berlian. Dengan menggunakan pipa pemboran dua kali untuk memperoleh batu inti Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

47

mungkin akan menjadi jenis paling mahal untuk mendapatkan batu inti, tetapi masih tetap relatif murah dibandingkan membor formasi yang sangat keras. b. Pengambilan batu inti dengan tali kabel ( wire line)

Selongsong baja berdiameter kecil dan mata bor khusus digunakan di ujung kabel pemboran. Mata bor berlian dapat digunakan, tetapi biasanya kerucut putar atau buntut ikan. Selongsong baja (panjang 10 kaki) dapat diperol eh dari pipa pemboran dengan alat tali kabel. Keuntungannya adalah metode ini murah dengan peralatan yang juga murah. Berhenti hanya sebentar dan memulai lagi, pengambilan batu inti lebih cepat. Kerugiannya adalah diameter batu inti lebih kecil dan perolehan batu intinya lebih jelek. c. Pengambilan batu int i dari dindi ng sumur 

Perusahaan layanan logging sering menawarkan jenis tumbukan dalam dua bentuk: untuk formasi lunak dan formasi keras, sedangkan bahan peledak dan mata bornya berbeda untuk setiap jenis formasi yang keras, biasanya dijalankan dengan bantuan tali kabel. Keuntungannya adalah kemampuannya kembali ke dalam lubang yang sudah dibor dan relatif murah. Kerugiannya adalah batu intinya sudah tercuci, conto batuannya kecil, butirannya sudah terpengaruh tembakan, padat dalam sedimen lunak, atau terekah pada batuan lebih keras. d. Selongsong baja terbungkus karet

Tidak digunakan sudu pisau, tetapi selongsong baja yang dibungkus karet. Dibor dengan menambah tekanan lumpur, bukan dengan cara beban pipa pemboran. Digunakan pada batupasir sangat lunak tidak terkonsolidasi, batuan konglomerat, batuan kerikil, dan formasi yang sangat terekah. e. Batu i nti terorientasi

Terutama digunakan untuk menentukan kemiringan dan strike suatu formasi serta studi tentang paleomagnetik 6.3.2 Pengambilan Cont o Batu Int i

Sangatlah penting manakala menggunakan informasi analisis batu inti untuk mengetahui bagaimana pemilihan conto batu inti dilakukan. Ada dua prosedur pengambilan batu inti, yaitu statistik dan optimistik. Pengambilan conto statistik berarti bahwa conto diambil untuk analisis di interval seragam pada seluruh batu inti tanpa memperdulikan adanya perubahan litologi. Biasanya, metode tersebut yang paling diinginkan untuk evaluasi keseluruhan batuan reservoar dan/atau interval batu inti. 48

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Pengambilan conto optimistik, sesuai dengan namanya, berupa conto yang dianalisis dipilih hanya terlihat baik dari batu inti dari setiap kaki (per feet interval ). Pada formasi batuan selang seling pasir dan serpih hanya pasir yang dipilih, bukan serpih atau batupasir yang kedap. 6.3.3 Diskripsi batu inti

Informasi yang sangat membantu kedua belah pihak, ahli geologi lapangan dan ahli teknik di kantor, adalah diskripsi batu inti yang teliti dan tepat. Diskripsi semacam ini pada awalnya dilakukan oleh ahli geologi di lokasi sumur ( well site geologist ) dan dalam banyak kasus langkah teliti berikutnya dilakukan setelah evaluasi analisis. Biasanya, kondisi di tempat lokasi tidak memungkinkan para ahli geologi melakukan diskripsi batu inti secara rinci. Berikut ini penggunaan penting manfaat dan diskripsi batu inti: - Memilih batas-batas formasi

- Memilih permukaan yang tidak sesuai - Memilih ketebalan bersih pada zona tertentu secara visual yang diperoleh dari data tekanan kapiler  - Lokasi rekahan (lihat Gambar 6.7) Citra plug core dari CT Scan jelas sekali memperlihatkan adanya rekahan pada interval batu inti. Ada beberapa kriteria untuk membedakan rekahan alami dan buatan. Rekahan tersebut mungkin alami apabila (Aguilera, 1980):

Gambar 6.7 Rekahan dalam batu inti terlihat jelas dalam kedua irisan (Widarsono, 2008)

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

49

a. Penyemenan nampak sepanjang permukaan rekahan. Tetapi harus sedikit hati-hati, karena kristal pada permukaan rekahan bukanlah halit yang diendapkan oleh proses penguapan fluida batu inti pada material lain dari fluida pemboran. Secara umum, permukaan rekahan yang nampak seperti rekahan segar, misalnya mineralisasi bebas dan tidak terpengaruh cuaca, tidak dianggap sebagai rekahan alami kecuali ada bukti khusus yang mendukung. b. Rekahan tertutup dalam batu inti. Satu sisi atau kedua sisi rekahan muncul pada batu inti. c. Rekahan sejajar terlihat pada batu inti. d. Goresan gesekan nampak terlihat pada batu inti. Permukaan demikian pada waktu pemboran tidak lumrah, terutama pada serpih yang agak kenyal yang dibor pada kedalaman yang dangkal, sehingga harus berhati-hati menerapkan kriterianya. Rekahan-rekahan semacam ini mampu meningkatkan kemampuan penyimpanan ( storage capacity) hidrokarbon di dalam reservoar. - Zona breksia yang mengindikasikan adanya patahan - Diskripsi litologi - Kemiringan formasi - Penampakan minyak-gas dan jenis penampakan berpendar (kuning menunjukkan minyak, sedangkan biru terang dan putih menunjukkan kondensat; cadangan gas kering tidak menunjukkan berpendar; sulit membedakan mineral dari pendar hidrokarbon) - Batas minyak-air dan batas minyak-gas (yang menunjukkan batuan ketat dengan terlepasnya gas secara perlahan-lahan) 6.3.4 Korelasi Log-Kedalaman

Faktor sangat penting yang sering ditinjau ulang berkali-kali oleh para akhli geologi dalam mengerjakan data batu-inti adalah koreksi log-kedalaman. Mudah sekali melakukan kesalahan pada penentuan kedalaman batu-inti berdasarkan kenyataan bahwa kedalaman diukur dari batu inti yang diperoleh geologi lapangan dan didasarkan pada kedalaman pemboran puncak batu inti. Juga apabila batu inti penuh tidak diperoleh, interval yang hilang menyebabkan masalah dalam menentukan kedalaman yang benar.  Ada beberapa metode untuk mengoreksi kedalaman batu inti terhadap kedalaman log. Pertama, jika bisa didapat ciri zona yang kentara di batu inti dan mengkorelasikan dengan log yang ada. Ini mencakup puncak zona-zona utama, penyimpangan anhidrit, dan terputusnya litologi yang tajam dalam batu inti yang mungkin dapat dikenali dalam log (log densitas atau log fotoelektrik).

50

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Pada Gambar 6.8 log densitas disandingkan di samping conto batu inti. dan nampak jelas sekali ciri kedalaman batu inti selaras dengan de fleksi log. Dengan demikian, didapat informasi pasti tentang kedalaman batu inti tersebut berasal. Hal semacam ini sangat membantu langkah perencanaan produksinya, misalnya interval mana yang akan diperforasi dsb.

Gambar 6.8 Kalibrasi kedalaman (Widarsono, 2008)

Dari korelasi semacam ini, secara berkali-kali mungkin dapat mengkoreksi kedalaman batu inti. Metode lain adalah memplot data analisis batu inti pada skala vertikal tertentu (skala log listrik) dan membandingkannya dengan kurva log. Porositas, misalnya, dapat diplot dan dibandingkan dengan log-log netron, sonik dan/atau densitas. Bantuan program komputer yang mampu memplot data terpilih dan keluarannya akan mudah dibandingkan dengan kurva log porositas. Program komputer lain menghitung rata-rata data batu inti pada panjangnya variabel dan faktor-faktor yang dirata-ratakan juga. Plot data yang demikian dengan efek perata-rataan, sering mampu memberikan korelasi data log yang lebih tepat. Program statistik, korelasi “ least squares” dapat digunakan untuk korelasi data analisis batu inti dan parameter log. Program komputer dapat  juga menghitung inkremental dan frekuensi kumulatif untuk parameter tertentu yang berguna dalam mengkalibrasi kurva log ke data analisis batu inti dengan menggunakan pendekatan statistik. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

51

6.3 5 Penggun aan data analisis batu in ti 6.3.5.1 Minyak di tempat (oil in place)

Perhitungan yang mungkin paling penting dilakukan geologi reservoar adalah perhitungan minyak di tempat. Dua faktor yang harus diketahui seteliti mungkin untuk melakukan perhitungan tersebut adalah porositas dan saturasi air. Rumus minyak di tempat adalah: OIP = NRV x Ø x (1 – S w)

(6.4)

di mana: OIP = oil in place, minyak di tempat, NRV = net rock volume, volume bersih batuan Ø

= porositas

Sw

= saturasi air 

Di sini nampak jelas sekali bahwa porositas dan saturasi air sangat kritis dalam rumus ini. Ada dua metode untuk mendapatkan angka pada reservoar tertentu. Ini diperoleh dari analisis batu inti dan log elektrik. Validitas angkaangka yang diperoleh ini dari satu metode bertentangan dengan yang lain dan tergantung pada beberapa faktor, antara lain: jenis batuan reservoar; sejumlah bagian batu inti; jenis pengambilan conto batu inti; jenis log yang dilakukan; validitas log tertentu berdasarkan pada lumpur pemboran yang digunakan dll. Biasanya, bila batuan reservoar sudah banyak diambil dengan cara pengambilan dan jumlah conto yang diambil sudah baik, angka porositas dihitung dengan metode ini memberikan hasil seperti yang diharapkan dibandingkan dengan perhitungan log yang tergantung kondisi beberapa variabel.  Ada tiga metode utama untuk mendapatkan angka saturasi air, dua di antaranya diperoleh dari analisis log dan yang ketiga dari log elektrik. Batu inti pertama yang memberikan saturasi air diperoleh dari penjumlahan fluida dari prosedur analisis batu inti standar. Dari angka-angka saturasi air ini dianggap yang paling tepat berdasarkan kenyataan bahwa diekstraksi dan diukur langsung dari batu inti, jadi jelas masalah yang berkaitan. Metode analisis batu inti kedua menentukan saturasi air yang tentu saja lebih disukai daripada metode sebelumnya adalah uji tekanan kapiler yang dilaksanakan pada conto batu inti. Metode ketiga adalah menghitung saturasi air langsung dari log elektrik. Seperti pada porositas, validitas angka saturasi air yang diperoleh dari uji tekanan kapiler, jika dibandingkan dengan yang dihitung dari log elektrik yang nerupakan fungsi dari batu inti yang diperoleh, jenis litologi,  jenis log yang dilakukan dll. Biasanya, sangat diinginkan menghitung saturasi air dengan kedua metode untuk reservoar tertentu, jika memungkinkan. Apabila saturasi air yang diperoleh sangat berbeda, maka studi yang lebih teliti harus dilakukan pada data dasar yang digunakan dalam kedua perhitungan tersebut dan mencoba menemukan penyebab perbedaan ini.

52

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

6.3.5.2 Penentuan ketebalan bersih

Salah satu penggunaan utama batu inti, baik sebagai analisis dan diskripsi, adalah untuk menentukan interval bersih atau yang produktif dari batuan yang bukan reservoar. Batuan reservoar adalah yang berpori dan permeabel yang mengandung hidrokarbon. Data analisis batu inti harus memberikan indikasi data porositas, permeabilitas, dan saturasi. Hubungan ini dapat dibandingkan dengan diskripsi batu inti dan mende finisikan interval reservoar dari batu inti yang tidak dianalisis. 6.4 Perhitungan Statistik Analisis Batu Inti 6.4.1 Merata-ratakan data p oros itas dan permeabili tas

Maksud merata-ratakan data analisis batu inti biasanya untuk memperoleh harga porositas untuk lapangan, sumur atau area. Perata-rataan permeabilitas  juga dibutuhkan untuk menentukan kapasitas sumur (Kh) dan untuk banyak penerapan rekayasa perminyakan. Biasanya, digunakan perata-rataan aritmatik: Karith = (Σn1 K)n

(6.5)

Perata-rataan ini berguna dalam penentuan harga rata-rata, jika tidak ada penyebaran harga yang lebar, misalnya distribusi normal. Permeabilitas ratarata aritmatik setara dengan sistem urutan yang baik untuk lapisan sejumlah n yang sejajar, setiap lapisannya menerus dan seragam dengan permeabili tas K. Ini perlapisan sistem yang ideal dan rumus tersebut dapat meniru aliran sejajar. Median; setara dengan titik tengah (50%) pada kurva kumulatif frekuensi. Semakin dekat harganya dengan rata-rata aritmatik semakin normal distribusinya. Modal adalah harga yang paling umum terjadi. Perata-rataan berat ( weighted average ) dihitung dengan mengkalikan faktor berat (ketebalan, jumlah conto, dll), pada porositas atau permeabilitas, menjumlahkan hasilnya dan membaginya dengan jumlah faktor pemberatnya. Perata-ratan permeabilitas geometrik mengikuti distribusi logaritmik. Harga rata-rata geometrik ini lebih representatif daripada rata-rata aritmatik Kgeo = (∑n1 ln K)/n

(6.6)

Rata-rata geometrik adalah perkiraan untuk permeabilitas yang paling mungkin. Ini merupakan sistem yang tidak teratur rata-rata geometrik yang paling representatif. Permeabilitas yang dihitung dari tekanan bentuk sering paling mendekati rata-rata geometrik.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

53

Rata-rata harmonik adalah representasi serangkaian aliran dan dihitung seperti berikut: Kharm = h/((∑n1 1/K)

(6.7)

Ini biasanya digunakan untuk merata-ratakan pengukuran permeabilitas vertikal. Perhitungan statistik lainnya pada data analisis batu initi adalah koefisien Lorenz; derajat keseragaman, permeabilitasnya dihitung dari daerah permukaan pori-pori. 6.4.2 Aplikasi komputer data analisis batu inti

Perata-rataan dan pengelompokkan analisis batu inti merupakan salah satu contoh keluaran suatu program komputer. Program pemilihan data batu inti menghitung pada hasil yang dilakukan sebelumnya. Program tersebut mampu merata-ratakan zona di dalam sumur, zona sebagian atau seluruhnya, setiap sumur, sekelompok sumur atau seluruh sumur. Keluaran lain juga dapat diperoleh untuk seluruh zona dan seluruh sumur. Saturasi air dihitung dari 3 fungsi atau saturasi analisis batu inti juga dapat dirata-ratakan.  Ada juga program yang memplot batu inti yang datanya diambil dari data keluaran program tadi dan diplot secara gra fik.dengan skala vertikal berupa porositas dan permeabilitas. Penggunaan data batu inti yang lebih luas adalah menggambar gra fik porositas (skala linier) terhadap permeabilitas (skala logaritma). Di bawah keadaan ideal, misalnya litologi seragam, akan diperoleh suatu garis lurus.  Apabila tersedia cukup analisis batu inti untuk mendapatkan garis lurus terebut, maka memungkinkan untuk mengambil harga porositas dari log dan mendapatkan harga permeabilitas yang setara dari gra fik ini. Sebaliknya,  juga memungkinkan untuk menghitung porositas untuk setiap titik yang hanya permeabilitas yang diketahui. Yang paling sering terjadi adalah hanya ada porositas dari sebagian interval batu inti yang dihitung dari log, maka harga permeabilitas yang setara dengan mudah diperoleh. Sering sekali mendapatkan gra fik garis lurus pada titik tertentu dan tibatiba nampak terputus dan garis lurus, baru membelok ke arah lain. Biasanya, ini berkaitan dengan adanya perubahan litologi di titik tersebut dan gejala ini dapat digunakan untuk menelusuri kembali ( back track) dan menemukan perubahannya. 6.4.3 Pemetaan data analis is batu i nti

 Ahli geologi dapat memanfaatkan untuk banyak hal pada peta porositas. Setelah korelasi kedalaman diperoleh, porositas dapat diplot pada setiap sumur dengan mengganggap ini adalah titik struktural. Walaupun harga porositas hanya mewakili sebagian kecil dari zona yang menarik, tetapi dapat menjadi suatu indikator kecenderungan yang berpori pada suatu daerah. Kalau pada peta struktur di atasnya diletakkan peta porositas, maka dengan mudah dapat

54

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

terlihat apakah porositas sejalan dengan struktur. Dapat juga terlihat apabila porositasnya menurun pada pinggir struktur, maka ini memberikan kemungkinan adanya jebakan stratigrafi di sekitarnya. Dengan kontrol yang cukup, sebenarnya peta porositas akan menjadi alat yang ampuh. Peta porositas digunakan pada pola grid untuk lapangan yang berproduksi untuk menghitung minyak di tempat. Dalam hal ini porositasnya dirata-rata untuk daerah tersebut dan peta volume pori hidrokarbon dapat digambar dengan grid sebagai titik kontrolnya. 6.5 Penghitungan minyak di tempat

 Ada spek spekulas ulasii tent tentang ang vali validit ditas as peta perm permeabi eabilit litas. as. Kar Karena ena kis kisaran aran harganya sedemikian luas yang dapat dicakupnya, maka sangat sulit untuk memproyeksikan harga-harganya di antara sumur-sumur. Peta permeabilitas paling sering digunakan secara terpisah seperti halnya pada peta porositas. Kadang-kadang ini memungkinkan untuk melihat kecenderungan k ecenderungan permeabilitas tinggi pada zona tertentu. Kapasitas, volume pori, dan volume pori hidrokarbon dapat dihitung. Untuk setiap sumur dan zona tertentu, permeabilitas dapat dipilih dan ketiga parameternya dapat dipetakan. Ini memungkinkan untuk melakukan deliniasi pada area tersebut berdasarkan pada persentase kapasitas, volume pori, dan volume pori hidrokarbon yang berada di atas pengelompokkan permeabilitas. 6,5.1 Eksplorasi

a. Mengevaluasi kemungkinan sumur-sumur di pinggir yang masih produktif, perluasan lapangan, dan sumur taruhan ( wild cat), yaitu sumur eksplorasi yang dibor di daerah yang belum tentu mengandung minyak, tetapi menurut survei geologi dan geo fisika daerah tersebut menunjukkan harapan adanya akumulasi hidrokarbon. b. Menentuka Menentukan n kondisi struktur dan stratigrafi bawah permukaan 6.5.2 6.5 .2 Opera Operasi si penyelesaian sumur d an kerja-ulang kerja-ulang

- Menentukan interval uji kandung-lapis kandung-lapisan an pipa ( drill stem test,DST), yaitu suatu metode uji untuk menentukan kemungkinan kandungan minyak yang dapat diproduksikan dari suatu s uatu lapisan dan dapat dilakukan di dalam lubang berpipa selubung ataupun terbuka dengan memanfaatkan rangkaian pipa bor. Hasil ujinya memberikan informasi tentang laju produksi yang dapat diharapkan diharapka n dari lapisan tersebut. - Mengembangkan Mengembangkan dasar untuk untuk interpertasi data uji kandung-lapisan pipa berdasarkan karakteristik formasinya - Menentukan kombinasi terbaik, atau urutan penyelesaian sehubungan hadirnya berbagai horison

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

55

- Menyeleksi kedalaman penyelesaian dan interval penyumbatan dengan memasang penyumbat ( packer ), ), penyemenan untuk memisahkan lapisan (cement cutoff ) air dan gas - Menyelekasi interval untuk perforasi, penembakan, dan pengasaman - Mengevaluasi keefektif keefektifan an penyelesaian - Menentukan interval untuk penyelesaian kembali ( recompletion ) 6.5.3 6.5. 3 Pengembang an lapang an

Data yang diperoleh dari analisis batu inti dapat dimanfaatkan untuk rencana pengembangan lapangan, antara lain: a. Menentukan jarak sumur yang optimal ( optimum spacing ) b. Menentukan lokasi pemboran baru c. Mendefinisikan batas lapangan d. Menentukan kapasitas peralatan lapangan yang diperlukan e. Mendefinisikan batas-batas fluida dan variasi yang melintas lapangan f. Menentuka Menentukan n korelasi struktural dan stratigrafi g. Mengembangkan dasar interpertasi dan kalibrasi untuk metode-metode log sumur yang lain h. Menyeleksi sumur penghasil air dan interval penyelesaian yang optimum 6.5.4 6.5 .4 Evaluasi Evaluasi s umur dan reservoar 

Data yang diperoleh dari batu inti juga dapat dimanfaatkan untuk evaluasi sumur dan reservoarnya, yang mencakup: - Menentukan ketebalan bersih ( net pay) - Memperkirak Memperkirakan an produksi awal, penurunan tekanan - Memperkirak Memperkirakan an laju masuknya air, tekanan injeksi - Memperkirakan urutan urutan pengurasan, atau atau yang lebih umum umum zona-zona mana yang terintrusi air atau gas pada beberapa zona yang diproduksi bersamaan - Memperkirak Memperkirakan an kemungkinan perolehannya - Menentukan jumlah minyak atau gas di tempat - Menyediakan data untuk partisip partisipasi asi kesetaraan dalam operasi penyatuan - Menyediakan data untuk studi reservoar lengkap, dan rencana untuk menjaga tekanan atau operasi perolehan kedua ( secondary recovery) - Menyediakan informasi bawah-tanah untuk penyelesaian sumur secara teknis dan metode perolehan di masa depan.

56

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB VI VIII SIFAT SIF AT-SIF -SIFAT AT FLUIDA HIDROKA RBON 7.1 Umum

Salah satu dari elemen-elemen kunci pada analisis dan prakiraan perilaku reservoar minyak adalah karakter sifat-sifat fisika fluida reservoar dan variasivariasi sifatnya selama proses eksploatasi. Fluida reservoar minyak adalah campuran yang sangat kompleks dari senyawa hidrokarbon yang muncul secara alami di dalam batuan berpori berada dekat permukaan perm ukaan atau bisa sampai ribuan kaki dalamnya. Senyawa tersebut dapat ditemukan dalam bentuk gas, cair atau padat, tergantung pada komposisi kimia dan tekanan-temperatur pada kemunculannya. 7.2 Komposisi Minyak

Komposisi kimia endapan minyak ini sangat bervariasi tergantung tempat dan kedalamannya. Namun secara umum, endapan-endapan tersebut mempunyai kemiripan, terutama terdiri dari hidrogen dan karbon dengan sedikit sulfur, nitrogen, dan oksigen. Kalau dipecah menjadi material-material elemennya, maka hampir semua endapan minyak menunjukkan hasil analisis seperti berikut: Tabel 7.1 Komposisi minyak

ELEMEN

PERSEN BERAT

Karbon

84,00 - 87,00

Hidrogen

11,00 - 14,00

Sulfur

0,05 - 4.00

Nitrogen

0,01 - 2,00

Oksigen

0,10 - 2,00

Komposisi kimia setiap endapan bisa sesederhana gas alam kering yang terutama terdiri dari beberapa hidrokarbon para fin dengan sedikit nitrogen, karbon dioksida, dan hidrogen sul fida sampai sekompleks minyak mentah berat yang berbeda-beda terdiri dari ratusan para finik, naftanik, dan hidrokarbon aromatik dengan nitrogen, sulfur, dan radikal oksigen yang kompleks. Dalam kasus terakhir tersebut, senyawanya sangat bervariasi sampai-sampai sampai-sampai belum ada analisis lengkap komposisi yang dilakukan pada minyak mentah. Sebagai Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

57

contoh, misalnya lebih dari 140 senyawa yang berbeda diidenti fikasi dalam conto minyak, tetapi ini hanya mewakili sekitar 14% volume conto. Contoh lain, ada sekitar 260 senyawa sulfur berbeda telah dicoba diidenti fiksai pada berbagai minyak mentah. Minyak muncul secara alami dalam tiga keadaan fisik atau fasa, yaitu sebagai uap atau gas, cair, dan padat. Sering muncul pada keadaan gas dalam reservoar gas alam, sebagai cairan dalam reservoar minyak, dan dalam dua bentuk gas dan cair dalam reservoar tudung-gas. Kadang-kadang muncul sebagai suatu padatan bersama dengan cairan dan/atau gas, dan paling banyak dijumpai hidrokarbon padat atau semi-padat. Walaupun demikian hidrokarbon padat ini, sering disebut sebagai “ oil shale” atau “tar sands”, belum dieksploatasi secara komersial, dan posisinya akan menjadi penting manakala endapan gas dan cair telah terkuras habis dan ditinggalkan. Perilaku produksi reservoar minyak tergantung pada karakter fisik fluida yang diproduksi. Yang paling penting adalah viskositas dan densitas fluida dan kedua sifatnya yang relatif, bila kedua fasa gas dan cair hadir. Yang tidak kalah penting adalah variasi volume fluidanya sebagai fungsi tekanan dan temperatur. Semua sifat-sifat tersebut bisa sangat bervariasi selama masa produksi reservoarnya. Nampak janggal pada sistem fasa tunggal yang berkembang menjadi dua fasa selama eksploatasi, atau fasa kedua, biasanya gas, dianggap sebagai sumber buatan energi reservoar. Perubahan-perubahan fasa yang demikian ini mempengaruhi karakter kinerja fluida, dan selanjutnya membikin semakin kompleks proses karakterisasinya. Sehubungan dengan kompleksnya sistem tersebut, maka pengertian tentang karakter kinerja fisik fluida reservoar dapat terpenuhi melalui penggunaan berbagai hubungan dan korelasi yang didasarkan pada hukum gas sempurna dan komponen cairan murni, dimodi fikasi dengan hubungan empiris dan percobaan yang tepat serta data. 7.3 Perilaku Fasa dan Aliran Fluida

Suatu sistem komponen tunggal, seperti misalnya etana, dapat muncul sebagai cairan atau gas tergantung pada tekanan dan temperatur sistem. Pada Gambar 7.1 diperlihatkan karakteristik fasa pada suatu sistem dan mengenalkan pengertian-pengertian yang diperlukan. Pada temperatur tertentu dan tekanan tertentu P 1, sistem muncul sebagai cairan fasa tunggal. Pada waktu tekanan dikurangi, volume cairan ini akan berkembang secara perlahan sampai pada tekanan P 2. Pada titik gelembung, fasa gas akan muncul, dan sistem akan berubah sebagai gas fasa tunggal pada waktu tekanan menjadi lebih rendah lagi turun menjadi P 3. Volume sistem akan berkembang secara pesat sewaktu tekanan turun dari P 2 ke P3. Sebaliknya, jika tekanan dinaikkan dari P 3 ke P2 di mana cairan terbentuk, dan sistem berubah dari fasa tunggal, uap yang kompresibel menjadi fasa tunggal, cairan sedikit kompresibel. Dalam hal ini, tekanan P 2 akan berkaitan dengan tekanan embun sistem. 58

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Jika temperatur sistem dinaikkan akan ada kenaikan tekanan-titik gelembung dan titik-embun. Pada temperatur yang ikut naik tersebut tidak ada fasa cair yang dapat diperoleh, dan bila tekanan terus naik, maka tekanan titik-gelembung atau titik-embun tidak ada lagi. Temperatur kritis dari sistem komponen murni dapat diartikan sebagai temperatur di mana di atasnya tidak ada lagi cairan tanpa mempedulikan tekanannya. Begitu juga tekanan kritis adalah tekanan yang dibutuhkan untuk mencairkan sistem pada temperatur kritis. Pada temperatur tertentu, tekanan uap cairan dapat diartikan sebagai tekanan yang ditimbulkan oleh uap dalam keseimbangan molekuler dengan cairannya. Pada kasus sistem etana murni, seperti pada Gambar 7.1, ini berkaitan dengan tekanan P 3 karena hanya pada tekanan ini cairan dan uap ada pada keadaan keseimbangan. Jadi, sistem komponen tunggal dicirikan oleh satu titik-gelembung, titik-embun dan tekanan uap berada di bawah temperatur kritis, dan hanya mempertimbangkan fasa-fasa uap dan cair.

Gambar 7.1 Sistem ko mponen tu nggal (Core Lab, 1975)

Suatu sistem biner dicirikan oleh perbedaan harga titik-gelembung, titikembun, dan tekanan uap pada setiap temperatur di bawah temperatur kritis. Kondisi ini (Gambar 7.2) dapat dianggap sebagai hasil berbagai kontribusi setiap komponen sistem terhadap sifat-sifat seluruh sistem.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

59

Gambar 7.2 Sistem B iner (Core L ab, 1975)

Masih pada Gambar 7.2, garis dengan temperatur tetap yang diwakili garis dari P2 ke P3 dan diagram lima sel. Dan sistem biner ini mengandung sejumlah propana dan heptana yang tetap. Pada tekanan P 1, sistem muncul sebagai cairan fasa tunggal dengan tekanan uap lebih kecil dari P 1. Pada saat tekanan diturunkan, uap pertama-kali terlihat pada tekanan P 3 yang merupakan tekanan titik-gelembung sistem (b). Jumlah cairan perlahan menghilang, sementara  jumlah uap bertambah sampai pada tekanan P 4 jejak cairan terakhir hilang sama sekali. Jadi, sistem muncul sebagai uap fasa tunggal. Perlu diperhatikan bahwa pada tekanan P 3 tepat, uap pertama yang muncul semuanya adalah propana, yang mudah menguap daripada dua kompnen lainnya. Persentase propana tersebut menghilang ketika heptana menguap. Pada tekanan P 4 dan di bawahnya lagi, komposisi uap persis sama dengan komposisi cairan pada tekanan P2 dan di atasnya. Sedangkan pada tekanan P 3, komposisi uap dan cairan sama.

60

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB VIII TEKNIK PRODUKSI 8.1 Umum

Sebenarnya tugas akhli produksi sangat luas. Walaupun tugas dan tanggungjawabnya berbeda-beda dari satu perusahaan ke perusahaan lainnya, namun secara umum dapat dikatakan bertanggungjawab pada sistem produksi. Ini mencakup seluruh proses produksi yang terdiri dari reservoar: kapasitas produksi dan karakteristik produksi; lubang sumur: interval produksi dan fluida; saluran produksi: pipa sembur ( tubing ) dan komponennya: kepala sumur (wellhead ), pohon natal (christmas tree), jalur aliran, dan fasilitas perlakuan (treatment facilities). Dari sini nampak jelas bahwa tanggungjawab teknologi produksi terutama meliputi aspek sistem lubang bawah tanah, tetapi masih mungkin untuk diperluas ke beberapa fasilitas permukaan dan kemampuan perlakuan. Jadi, tidak mungkin membahas seluruh cakupan teknik produksi mulai dari peralatan, proses, permasalahn dan pemecahannya, dari lubang sumur sampai ke tangki penimbunan. Dalam bab ini hanya sedikit mengupas tentang produksi dari reservoar batuan karbonat, permasalahan yang sering dihadapi dan cara penanggulangannya seperti misalnya pengasaman, perekahan, dan gabungan keduanya dalam upaya meningkatkan produktivitas sumur. 8.2 Sistem Produksi

Kalau dicermati lebih mendalam, teknoligi produksi merupakan gabungan antara rekayasa (engineering) dan kimia. Peran akhli teknologi produksi adalah bagaimana bisa mencapai kinerja secara optimum pada sistem produksi dan untuk itu harus benar-benar dipahami sifat-sifat fisika dan kimia fluida yang akan diproduksi. Selain itu, sistem produksi yang dimanfaatkan adalah untuk mengontrol fluida secara efisien dan aman. Pentingnya masukan dari kimia produksi baru diperhatikan pada akhir-akhir ini saja. Jadi, jelas sekali bahwa proses kimia fisika yang terjadi pada fluida produksi sangat besar dampaknya pada keekonomian proyek dan kemampuan produksi maupun keamanan sumur. Cakupan rekayasa produksi antara lain adalah aliran fluida, dinamika reservoar, dan desain peralatan, instalasi, operasi serta diagnosa kekeliruan-kekeliruan. Sedangkan cakupan kimia adalah fluida (fluida yang diproduksi, fluida yang diinjeksikan dan perlakuan fluida) dan batuannya (mineral, mineralogi, sifatsifat kimia fisika, dan reaksi balik batuan). Kontribusi teknologi produksi merupakan salah satu fungsi utama teknik dalam suatu perusahaan yang sedang beroperasi. Seperti pada setiap perusahaan komersial, seluruh insentif adalah diperoleh dengan mengusahakan keuntungan maksimum dan di daerah operasi inilah tanggungjawab akhli teknologi produksi yang merupakan ujung dari keekonomian proyek. Secara umum, sasaran pertama operasi dari suatu perusahaan adalah aliran dana

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

61

kontan, yaitu memaksimumkan dana tersebut dan cadangan minyak yang dapat diperoleh dengan menjaga operasi sumur melalui maksimalisasi laju produksi, masa produksi maksimum, dan meminimumkan waktu menganggur tidak produksi. Sasaran kedua adalah biaya, bagaimana menekannya, baik biaya tetap maupun biaya langsung. Kecenderungan di dalam perusahaan yang beroperasi saat ini adalah menugaskan tim khusus yang diberi tugas pada lapangan individual atau kelompok sumur dan di dalam tim khusus ini ada seseorang akhli khusus lain lagi dari masing-masing disiplin ilmu. Ini untuk meyakinkan bahwa ada usaha melibatkannya ke depan dan pada pengembangan lapangan terus menerus serta pengembangan sumur itu sendiri. Teknologi produksi terlibat langsung dalam desain awal sumur dan akan tertarik pada operasi pemboran dari saat reservoarnya ditembus. Masukkannya akan bertahan selama umur produksi sumur sampai saat sumur tersebut ditinggalkan. Jadi, jelas teknologi produksi akan tetap berkontribusi pada operasi perusahaan di sumur dari sejak awal perencanaan sampai akhir di saat sumur ini ditinggalkan. Kronologis masukan dari pengembangan sumur sampai operasinya diberikan dalam Tabel 8.1 berikut:

Tabel 8.1 Urut-urutan kegiatan sumur 

Tahapan

Masukan

Pemboran

Desain rangkaian selubung Pemilihan fluida pemboran

Penyelesaian sumur

Desain/instalasi rangkaian penyelesaian

Produksi

Pemantauan sumur dan kinerja penyelesaian

Kerja-ulang

Rekomendasi sistem baru atau produksi yang diperbaiki

Ditinggalkan

Mengidentifikasi kandidat dan prosedur

Teknologi produksi selalu berada di daerah yang berbeda dan kompleks. Dengan pengembangan yang berjalan pada industri perminyakan, ruang lingkup aktivitas teknologi berlanjut mengembang dan menambah kedalaman dan 62

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

kekompleksannya. Namun demikian, masih mungkin untuk mengidenti fikasi beberapa hal dalam teknologi produksi, antara lain produktivitas sumur, penyelesaian sumur, perangsangan sumur ( well stimulation), masalah produksi, teknik perbaikan dan kerja-ulang, serta proses permukaan. Suatu reservoar minyak mengandung fluida hidrokarbon yang sangat kompresibel pada tekanan dan temperatur tinggi sedemikian rupa sehingga yang di dalamnya tersimpan energi dalam jumlah banyak pada kondisi tertekan. Untuk produksi fluida yang e fisien dari reservoarnya, maka akan dibutuhkan pemanfaatan energi secara efektif melalui sistem produksi. Pemanfaatan energi tersebut secara optimal merupakan bagian penting dari keberhasilan penyelesaian sumur. Produktivitas sistem tergantung pada kehilangan tekanan yang terjadi pada beberapa bagian dari sistem aliran yang meliputi reservoar, lubang sumur, pipa sembur, jepitan ( choke), rangkaian aliran, dan separator. Distribusi energi optimal antara bagian-bagian ini sangat berpengaruh pada keefektifan biaya penyelesaiannya. Penurunan tekanan yang timbul sepanjang reservoar didefinisikan sebagai hubungan kinerja aliran masuk ( inflow performance relationship, IPR). Sedangkan penurunan tekanan di dalam pipa sembur dan lubang sumur yang mengangkat fluida dari reservoar ke permukaan dikenal sebagai kinerja pengangkatan vertikal ( vertical lifting performance, VLP). Penurunan tekanan sepanjang reservoar, pipa sembur dan jepitan tergantung pada laju aliran, sehingga hubungan tersebut membantu untuk mengoptimalkan produksi fluida dari reservoar. Dalam beberapa kasus, ada batasan-batasan perluasannya dalam mengoptimalkan pelepasan energi tersebut, antara lain: - Tekanan reservoar yang terbatas, dalam kasus di mana tekanan reservoarnya terbatas, sehingga akan kurang layak memperoleh laju produksi yang ekonomis dari sumur. Dalam hal seperti ini, perlu dibantu dengan menjaga tekanan reservoar atau membiarkan produksinya turun dengan cara injeksi gas atau injeksi air dalam upaya menaikkan tekanannya kembali. Bisa  juga menggunakan teknik pengangkatan buatan untuk membantu tekanan pengangkatan, sehingga mampu menaikkan kapasitas produksi sistem. - Tekanan permukaan yang minimum, fluida hidrokarbon sesampainya di permukaan ke jalur pipa melalui jepitan dan terus ke dalam sistem pemrosesan di mana fluida dipisahkan, diperlakukan dan diukur. Agar fluida mampu menuju proses pemisahan dan memperoleh energi yang dibutuhkan dalam proses itu sendiri, maka perlu adanya tekanan permukaan minimum yang didasarkan pada tekanan operasi yang membutuhkan separator. Berdasarkan pengalaman, bagian utama aktivitas teknologi produksi selalu berkaitan dengan rekayasa dan instalasi penyelesaian peralatan bawah lubang. Penyelesaian ini merupakan bagian atau komponen kritis pada sistem produksi dan agar e fisien, maka desain, pemasangan, dan perawatannya

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

63

harus dilakukan secara efisien juga. Jika tekanannya bertambah di daerah yang spesifik agak menantang, maka biaya pokok yang sebenarnya dari jalur penyelesaian tersebut akan menjadi bagian utama biaya sumur, sehingga perlu tambahan pertimbangan teknik dan optimisasinya. Proses penyelesaian tersebut dapat dipecah menjadi beberapa bagian yang dijelaskan seperti berikut ini: 1. Fluida yang digunakan untuk mengisi lubang sumur selama proses penyelesaian harus diidenti fikasi. Ini membutuhkan fungsi fluida dan sifatsifatnya yang dibutuhkan dan harus dinyatakan dengan jelas. 2. Penyelesaiannya harus mempertimbangkan dan menyebutkan bagaimana fluida akan masuk ke dalam lubang sumur dari formasi, apakah sumur dibiarkan terbuka atau pipa sembur yang diperforasi diturunkan dengan sejumlah titik masukan terbatas untuk fluida yang mengalir dari reservoar ke lubang sumur. 3. Desain rangkaian penyelesaian itu sendiri harus memberikan kemampuan yang dibutuhkan sehingga memungkinkan fluida mengalir dengan aman ke permukaan dan kehilangan tekanan yang minimal. Perlu diingat bahwa rangkaian ini mampu melakukan beberapa fungsi lain yang masih berkaitan dengan keamanan, kontrol, dan pemantauan dll. Penyelesaian rangkaian ini juga harus mempertimbangkan karakter perubahan produksi fluida dan servis ringan yang dapat dilaksanakan dengan mudah, seperti penggantian katup. Produktivitas sumur muncul secara alami dari keadaan fluida yang bertekanan, mobilitas dan sifat aliran batuan, terutama permeabilitasnya. Dalam beberapa kasus, ada reservoar-reservoar yang mengandung cadangan hidrokarbon cukup banyak, tetapi derajatnya rendah menyangkut ruang berpori yang saling berhubungan, di mana fluida mudah mengalir lewat batuannya. Dalam situasi demikian akan bermanfaat jika dilakukan perangsangan terhadap kapasitas produksi sumur. Teknik perangsangan ini bertujuan untuk: a. Meningkatkan derajat hubungan antar ruang berpori b. Menyingkirkan penghalang aliran c. Menciptakan saluran lebar yang memungkinkan lubang sumur berkomunikasi lebih luas dengan reservoar  Dikenal beberapa jenis komposisi reservoar karbonat seperti yang diperlihatkan pada Gambar 8.1 di bawah ini. Walaupun bervariasi komposisinya, namun untuk meningkatkan produktivitas sumur, teknik penanganannya menggunakan metoda yang hampir sama yang diuraikan berikut ini.

64

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 8.1 Variasi komposisi batuan karbonat (Peden ,1993)

8.3 Teknik Perangsangan (stimulation technique)

Secara umum ada tiga teknik utama perangsangan yang bisa diterapkan, yaitu: 8.3.1 Perekahan Hidro lis (hydraulic fracturing )

Prinsip dasarnya adalah sejumlah fluida diinjeksikan dengan laju dan tekanan tinggi yang melebihi gradien rekah formasi, sehingga terjadilah rekahan pada batuan tersebut secara mekanis. Teknik ini mampu meningkatkan radius pengurasan lubang sumur secara efektif. Dulu, orang pernah menggunakan bahan peledak cair dan padat, sehingga menimbulkan suara sangat gemuruh di dasar sumur. Hasilnya sangat spektakuler, tetapi bila kerusakan formasinya tidak terkendali, maka sebaliknya kerugian besar yang akan diperoleh. Teknik perekahan pertama-kali diterapkan tahun 1947 pada sumur gas di Kansas  Amerika Serikat dengan menginjeksilan bensin campur fluida jeli napalm dalam empat tahap. yang hasilnya kurang menggembirakan. Setahun kemudian,

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

65

teknik yang sama dilakukan di sumur minyak dan gas Stanolind dengan menginjeksikan minyak tanah campur jeli napalm. Setelah terjadi rekahan, lalu ditumpahkan butiran pasir keras untuk menahan pori yang sudah terbuka, Setelah tersedia pompa berkapasitas injeksi tinggi tahun 1953, teknologi tersebut menunjukkan hasil yang baik. Rekahan akan tetap terbuka selama tekanan injeksi lebih besar dari tekanan rekah formasi. Kalau rekahan tidak dijaga terus terbuka, maka secara teori akan tertutup, kembali ke keadaan semula. Pada waktu tekanan turun, gaya tekan pada batuan akan menyebabkan bukaan tertutup kembali. Dalam beberapa kasus, ini menyebabkan tidak ada kenaikan produktivitas dan injektivitas dibandingkan dengan aliran radial konvensional. Tetapi, bila bukaan rekahan ini dapat dihindari menutup kembali dengan menyelipkan material padat yang secara fisik mampu menahan gaya tekan kompresi, sehingga terjebak di gaya rekah dan memberikan kesempatan aliran fluida melalui rekahan, maka konduktivitas fluida membaik. Material padat yang disisipkan di rekahan ini disebut sebagai propan (Gambar 8.2). Manakal a kondisi hidrolis dan sifat-sifat reservoar tetap secara lateral di sekitar sumur, maka rekahan yang tercipta akan simetris di lubang sumur. Teknik rekahan hidrolis ini tepat diterapkan pada situasi: - Merangsang reservoar dengan permeabilitas rendah, karena banyak sekali reservoar yang mengandung hidrokarbon dalam jumlah besar sekali, walau porositasnya juga besar, namun derajat pori yang saling berhubungan sangat rendah.

Gambar 8.2 Hasil perekahan sebelum dan sesudah dipasang propan (Peden, 1993)

66

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

- Sumur yang mengalami kerusakan, di mana sumur yang rusak porositasnya dapat ditanggulangi dengan salah satu cara dari yang berikut ini: memindahkan kerusakan atau melarutkan ke dalam asam; atau melewati pengaruh kerusakan di sekitar lubang bor yang mampu memperbaiki permeabilitasnya kembali. - Peningkatan kapasitas injeksi, penggunaan air injeksi untuk menjaga tekanan reservoar atau meningkatkan e fisiensi penyapuan yang akan terbatas oleh injektivitas matriks. Injektivitas itu sendiri tergantung pada permeabilitas batuan dan juga viskositas fluida injeksi. Mengatasi tahanan aliran tersebut banyak sumur terekah secara tidak sengaja. Perekahan hidrolis dapat meningkatkan produktivitas atau injektivitas suatu sumur dengan memenuhi satu dari beberapa hal berikut ini: - meningkatkan area aliran fluida - mengubah bentuk pengurasan daerah aliran, pengaruh terhadap radius lubangbor  - menerobos melewati kerusakan dekat lubangbor. 8.3.2 Pengasaman (acidizing)

Pengasaman mengacu pada penggunaan asam untuk melarutkan material yang menurunkan produktivitas dengan menutup jalur aliran antara reservoar dan fasilitas pemrosesan seperti penghalang dalam reservoar, lubangsumur, atau jalur aliran. Dalam hal halangan aliran tersebut dapat dikelompokkan menjadi 3 kategori yang berkaitan dengan asalnya: keadaan sifat reservoar, menyangkut operasi sistem; dan hasil dari proses produksi normal. Perlakuan pengasaman ini muncul di akhir 1890an, tetapi hasilnya meragukan. Di awal tahun 1930an Dowell merupakan perusahaan servis yang melayani teknik ini dan di tahun 1940 mengenalkan lumpur asam untuk menanggulangi kerusakan yang diakibatkan lumpur pemboran. Sasaran utama pengasaman adalah meningkatkan atau memperbaiki produktivitas sumur atau injektivitasnya: - membuang kerusakan formasi sewaktu pengoperasian sumur  - melarutkan matriks formasi sehingga menambah diameter rongga pori atau pori-pori formasi - melarutkan matriks batuan untuk meningkatkan hubungan antar pori yaitu porositas sekunder  - melewati halangan aliran pada produktivitas sumur  - membuang dari sistem produksi endapan anorganik yang muncul pada proses produksi

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

67

Gambar 8.3 di bawah ini memperlihatkan hasil pengasaman pada batugamping yang membuat celah lebar sehingga fluida lebih leluasa bergerak dari radius pengurasan reservoar ke dalam lubang sumur. Pengasaman dapat diklasi fikasi berdasarkan tiga kriteria utama (Peden, 1993): 1. pencucian asam; 2. pengasaman matriks; dan 3. perekahan asam. Suatu pencucian asam didesain terutama untuk melarutkan semua penghalang dalam sumur, selubung ( casing), pipa sembur ( tubing), atau di sekitar perforasi. Ini biasanya merupakan suatu proses dengan volume terbatas yang mengandung ketidakpastian menyangkut penempatan fluidanya bila dibandingkan dengan perlakuan formasi yang jauh berada di luar lubang sumur  Asam disirkulasikan, menembus atau berada di titik yang membutuhkan pelarutan. Asam dibiarkan dalam keadaan statis yang akan melarutkan material pada lubang perforasi yang rusak. Selain yang disirkulasikan tersebut, membawa juga endapan dari dalam dinding pipa sembur. Keuntungan teknik ini dapat menambah laju proses pelarutan, sehingga dapat mengurangi waktu yang dibutuhkan. Pengasaman matriks adalah menempatkan asam di dalam lubang pori matriks reservoar. Selama penginjeksian asam tersebut tekanan di dalam ruang berpori tidak melebihi tekanan rekah.

Gambar 8.3 Contoh hasil pengasaman pada batugamping (Peden, 1993)

68

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Dalam injeksi ini penyebaran asam dipengaruhi oleh daya alir matriks. Sekali berada dalam ruang berpori, asam ini akan melarutkan mineral-mineral, namun ada beberapa jenis mineral yang mempunyai reakitivitas dengan asam. Dalam batuan klastik, seperti batupasir, asam dapat melarutkan kerusakan formasi, misalnya lumpur partikel lempung, butiran kwarsa, dan semen kapur. Dalam hal endapan biokimia, pelarutannya akan memperlebar pori dan menghubungkan bukaan antar pori. Dalam reservoar terekah alami, konduktivitas rekahan dapat ditingkatkan dengan larutnya semen kapur yang mengendap sewaktu migrasi air.

Gambar 8.4 Pencucian asam di interval perforasi (Peden, 1993)

Maksud dilakukannya pengasaman matriks tersebut adalah melarutkan batuan atau materi di dalam lubang pori, sehingga timbul pelarutan pada zona radial, yaitu mengantisipasi kenaikan produktivitas yang muncul dari kenaikan pemeabilitas di dekat lubang bor. Perekahan Asam (acid fracturing)

 Asam diinjeksikan pada tekanan di atas gradien rekah formasi, sehingga menimbulkan rekahan. Selanjutnya, asam ini akan menggesek saluran aliran pada permukaan rekahan dan menimbulkan saluran aliran konduktif yang dalam. Proses produksi hidrokarbon secara terus menerus dari suatu sumur adalah proses dinamis yang mengubah sifat-sifat batuan dan produksi fluidanya. Masalah-masalah yang sering dijumpai merupakan hasil dari:

- Perubahan kimia-fisika sewaktu fluida yang diproduksi mengalami penurunan temperatur dan tekanan sebagai hasil dari aliran yang telah melalui reservoar Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

69

menuju ke permukaan. Ini menimbulkan endapan material hidrokarbon berat seperti asfaltik dan lilin. - Tidak kompatibelnya antara fluida reservoar dan yang dimasukkan ke dalam lubang bor yang dapat merusak formasi seperti endapan kerak atau emulsi. - Kerusakan mekanis atau runtuhnya formasi yang menyebabkan masuknya butiran pasir formasi ke dalam fluida yang diproduksi. - Korosi yang disebabkan oleh kehadiran bahan alam dalam sistem hidrokarbon yang memang bersifat korosif, seperti H 2S dan CO2. - Masalah pemrosesan oleh kehadiran kerak radioaktif, busa, endapan logam berat dll.  Ahli teknologi produksi bertanggungjawab dan menjamin keamanan operasi sumur. Tanggungjawab ini meliputi antara lain: 1. Identifikasi masalah dan sumbernya, biasanya dilakukan berdasarkan informasi permukaan yang menunjukkan perubahan karakteristik produksi, terutama pada laju aliran dan tekanan. Investigasi dasar lubang sumur memanfaatkan teknik log produksi dan uji aliran dapat juga membantu mengidentifikasi lokasi masalah dan penyebab masalah-masalah tersebut. 2. Rencana tindakan koreksi yang membutuhkan perhatian rinci mencakup: - Identifikasi peralatan, tenaga manusia dan kemampuan lain yang dibutuhkan - Identifikasi dan evaluasi ketidakpastian - Identifikasi dan melakukan evaluasi titik-titik penting keamanan. 1. Lakukan evaluasi kemungkinan keberhasilan teknik dan ekonomi 2. Identifikasi sumberdaya yang diperlukan, keahlian dan supervisinya 3. Tahap kerja-ulang yang paling berbahaya ditinjau dari kontrol sumur dan potensi kerusakan pada sumur produksi yang ada. Penting diperhatikan perencanaan yang rinci dan kehati-hatian. Geometri aliran pada sistem rekahan juga sangat berbeda dengan aliran radial. Ini tergantung pada waktu aliran dan variasi dengan produksi kumulatif. - pada waktu awal produksi, aliran muncul melewati permukaan rekahan secara linier (aliran rekahan linier) - sementara itu aliran fluida reservoar melewati permukaan rekahan juga secara linier (aliran formasi linier ganda) - sewaktu penurunan tekanan bergerak keluar reservoar bentuk aliran menjadi elips. Sedangkan ketika produksi berlangsung terus menerus, maka aliran sumur secara efektif bergerak menuju aliran pangurasan jenis radial semu. 70

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB IX TEKNIK RESERVOAR 9.1 Umum

Keadaan dan perilaku fluida reservoar di dalam batuan reservoar sungguh beragam. Walaupun sifat-sifat fluida sudah dianalisis di lab PVT ( pressure, volume, temperature ) dan karakter batuannya juga diketahui dari hasil pemeriksaan di lab batu inti ( core lab), namun perilaku di alam sangat berbeda, misalnya perolehan minyaknya yang tergantung terutama antara lain pada mekanisme tenaga pendorongnya. 9.2 Mekanisme Pendoron g Dalam Reservoar Miny ak

 Ada beberapa hal untuk memahami seluk beluk reservoar minyak, yaitu: 1. Mekanisme pendorong dalam reservoar minyak (tenaga dorong pengurasan, tenaga dorong tudung gas, tenaga dorong air, pengurasan gravitasi, dan tenaga kombinasi), 2. Persamaan-persamaan dasar (kalkulus diferensial, kalkulus integral, analisis dimensional, hukum gas ideal, persamaan Poiseulle, persamaan aliran fraksional, laju kemajuan frontal), 3. Aliran fluida melalui media berpori (hukum Darcy, persamaan kontinyuitas, persamaan difusivitas, kondisi batas), 4. Persamaan keseimbangan material reservoar minyak, 5. Analisis kinerja sumur (tekanan bentuk, uji interferensi sumur, uji batas-batas reservoar, kurva penurunan, indeks produktivitas). Yang akan disampaikan di sini hanya tentang mekanisme pendorong dalam reservoar minyak. Lima macam tenaga pendorong yang dikenal dalam reservoar minyak, yaitu (Core Lab, 1975): 9.2.1 Tenaga pendorong pengurasan ( depletion driv e)

Tenaga pendorong jenis ini biasanya ditemukan pada reservoar di bawah tekanan saturasi, tanpa adanya daya dorong tudung gas dan daya dorong air. Berupa reservoar tertutup dengan tekanan reservoar awal masih normal atau di bawah normal. Pada diagram fasa tekanan-temperatur, titik 1 pada Gambar 9.1, terlihat bahwa tekanan dan temperatur reservoar berada di luar amplop fasa atau sepanjang garis titik gelembung. Tenaga pendorong jenis ini biasanya ditemukan pada reservoar di bawah saturasi, tanpa adanya daya dorong tudung gas dan daya dorong air. Selalu berupa reservoar tertutup dengan tekanan reservoar awal masih normal atau di bawah normal. Sumber utama energi pendorongan minyak, setelah tekanan reservoar turun menuju dan di bawah tekanan titik-gelembung, adalah pengembangan gas yang disebabkan oleh keluarnya gas dari larutan minyak. Reservoar dengan tenaga yang demikian ini sering disebut sebagai reservoar tenaga larutan gas atau tenaga dorong gas internal. Reservoar jebakan stratigra fi sering memiliki Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

71

Gambar 9.1 Diagram fasa tekanan-temperatur komposisi konstan (Core Lab, 1975)

tenaga dorong jenis ini, karena jebakan alami tersebut biasanya memiliki akifer yang besar di bawah zona minyak. Suatu reservoar yang mekanisme produksinya seperti ini memiliki karakter (Core Lab, 1975): 1. Penurunan tekanan yang cepat, tidak ada fluida yang berlebih atau tudung gas bebas yang besar untuk mengisi ruang kosong yang ditinggalkan oleh minyak yang diproduksi 2. Produksi minyak yang bebas air, tidak adanya tenaga dorong air berarti hanya ada sedikit sekali atau tidak ada sama sekali air yang terproduksi bersama minyak selama masa produksi reservoar. Saturasi air dalam zona minyak tidak akan terproduksi karena telah berkurang sampai pada saturasi minimum.

72

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

3. Terpantau perbandingan gas-minyak yang naik cepat sekali dari sumur, tidak perduli posisi strukturnya. Setelah tekanan reservoar turun di bawah tekanan saturasi, gas akan keluar dari larutan di seluruh reservoar. Ketika saturasi gas meningkat sampai ke titik di mana dapat mengalir, maka gas bebas ini mulai mengalir ke arah lubang sumur. Gas ini juga mulai bergerak vertikal karena adanya gaya gravitasi, yang menghasilkan terbentuknya tudung gas kedua. Permeabilitas vertikal adalah faktor penting dalam pembentukan tudung gas kedua. 4. Perolehan minyak yang rendah, karena produksi minyak dengan tenaga dorong pengurasan jenis ini biasanya merupakan metode perolehan dengan efisiensi paling rendah. Ini merupakan hasil langsung dari pembentukan saturasi gas di seluruh reservoar. Pada saat awal sekali dari masa reservoar, di mana permeabilitas relatif terhadap gas mulai terbentuk, dan sebelum perolehan minyak mencapai jumlah sangat banyak, maka sebenarnya yang mengalir dari reservoar hanya gas. Dengan demikian, batas keekonomiannya akan dicapai relatif dini sekali. Hal ini sedikit tertanggulangi apabila gasnya dikumpulkan untuk mendorong minyak di depannya. Tetapi ini sering tidak mungkin, namun apabila permeabilitas vertikal sedemikian sehingga gaya gravitasinya bisa lebih berperan, maka pemecahannya antara lain adalah dengan menutup sumur dalam beberapa waktu, misalnya 2-3 bulan, untuk memberi kesempatan gas bergerak ke atas struktur sedangkan minyak bermigrasi ke arah bawah struktur. Ini akan mengurangi saturasi gas pada bagian bawah reservoar dengan konsekuensi menurunnya perbandingan gas-minyak. Perolehan minyak dari reservoar dengan pendorong yang demikian ini berada pada kisaran 5-25 persen saja. Hubungan permeabilitas relatif (k g/ko) menentukan perolehan minyak dari reservoar. Dengan demikian, faktor yang berperan dalam hubungan permeabilitas relatif dapat dipelajari untuk menentukan pengaruhnya terhadap perolehan minyak. Viskositas minyak dari reservoar  juga merupakan faktor penting dalam perolehan minyak. Pada waktu viskositas minyak naik, maka perolehan minyak akan turun. Jumlah segrega sigravitasi minyak dan gas merupakan fungsi viskositas minyak dan gas. Pada tekanan di atas titik gelembung, energi untuk memperoleh minyak dipasok oleh pengembangan minyak dan kompresibilitas batuan. Tidak ditemukan saturasi gas bebas di dalam reservoar sampai tekanan turun pada titik gelembung. Tekanan reservoar turun per satuan produksi minyak sampai titik gelembung berlangsung relatif cepat, karena koe fisien pengembangan minyak dan batuan relatif rendah. Setelah tekanan reservoar turun di bawah tekanan saturasi, saturasi gas bebas mulai terbentuk. Hubungan permeabilitas relatif (k g/ko) mulai berubah sewaktu saturasi gas naik. Laju turunnya tekanan reservoar mulai mereda, karena pengembangan gas menjadi lebih besar. Dan sewaktu tekanan reservoar turun berlanjut, saturasi akan berlanjut naik, yang berarti permeabilitas

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

73

minyak efektif (ko) turun. Jadi dengan demikian, kapasitas laju produksi minyak terus turun. Perolehan minyak dari reservoar ini tidak peka lajunya. Pada reservoar tertentu, perolehan dan saturasi gas bebas hanya merupakan fungsi dari tekanan reservoar. Tetapi harus diperhatikan bahwa sering tudung gas sekunder terbentuk yang menyimpan sebagian gas yang menghasilkan perolehan lebih besar. Ketika tudung gas sekunder terbentuk, ini menandakan beroperasinya mekanisme pengurasan gravitasi yang mengubah tenaga dorong reservoar sebelumnya.  Ada tiga faktor penting yang mempengaruhi perolehan minyak pada reservoar jenis ini yakni perbandingan permeabilitas relatif, gravitasi minyak, dan perbandingan larutan gas-minyak. 9.2.2 Tenaga Pendorong Tudung Gas ( gas cap drive)

Reservoar minyak dengan tenaga dorong tudung gas mempunyai tudung gas yang relatif besar, tanpa adanya air yang masuk. Ini merupakan reservoar yang tertutup dan dapat mempunyai tekanan awal reservoar normal atau di bawah normal. Karena kemampuan tudung gas tersebut siap mengembang, maka reservoar tersebut dicirikan oleh penurunan tekanan reservoar yang kurang cepat daripada reservoar berukuran sama dari jenis yang diuraikan sebelumnya. Ciri lain reservoar dengan tenaga dorong tudung gas tersebut adalah tidak adanya produksi air dan perbandingan gas-minyak naik dengan cepat di sumur-sumur yang berada di struktur tinggi, karena gasnya mengembang ke dalam zona minyak. Perolehan minyak oleh pengembangan tudung gas terutama terjadi oleh mekanisme tenaga pendorongan frontal. E fisiensi perolehannya tentu saja lebih besar daripada reservoar tenaga dorong pengurasan. Gambar 9.2 berikut menampilkan posisi relatif dari zona-zona gas dan minyak pada waktu yang berbeda selama masa produksi reservoar. Permeabilitas vertikal dan viskositas minyak reservoar juga merupakan faktor penting dalam menentukan e fisiensi perolehannya. Permeabilitas vertikal yang bagus akan membuat minyak bergerak ke bawah, sedangkan solusi gas bergerak ke atas. Dalam rangka mengkonservasi gas yang akan meningkatkan perolehan minyak, maka perlu menutup sementara sumur yang menghasilkan banyak sekali gas. Ini diharapkan nantinya mengurangi laju pengurasan gas tanpa mengurangi laju produksi minyak. Gas sebagai fluida pendorong mempunyai keterbatasan e fisiensi yang disebabkan oleh: perbandingan viskositas yang tidak baik akan menimbulkan penjarian gas ( gas fingering ) sehingga terjadilah penerobosan lebih awal, dan gas adalah fasa yang tidak membasahi yang mudah menerobos lubang pori yang lebih besar dan meninggalkan minyak berada di pori yang lebih kecil. 74

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 9.2 Reservoar tenaga dorong tudung gas (Peden, 1993)

Sekali minyak ini dilewati, maka minyak akan tetap terjebak di dalam pori yang kecil tersebut. Di lain pihak, air mempunyai fron yang lebih seragam daripada gas. Gaya kapiler menyebabkan air akan lebih mudah masuk ke dalam ruang pori yang lebih kecil, sedangkan tekanan kekentalan akan memaksa air masuk ke dalam pori yang lebih besar. Perolehan minyak dari reservoar tudung gas lebih besar daripada reservoar tenaga pengurasan. Perolehan ini bervariasi tergantung pada ukuran tudung gas, permeabilitas vertikal, viskositas minyak, dan derajat konservasi gas. Biasanya perolehannya berkisar sekitar 10 sampai 40% dari minyak awal di tempat. Kalau ukuran awal tudung gas tidak begitu besar dibandingkan ukuran zona minyak, maka tekanan reservoar turun secara drastis dan pengurasan gas terus berlangsung, saturasi gas terbentuk di seluruh zona minyak dengan terlepasnya gas dari larutan minyak. Dengan terbentuknya saturasi gas yng seragam di seluruh zona minyak tersebut, maka semakin sulit untuk mengendalikan fron gas untuk mendorong minyak. Gas selalu siap untuk mengalir pada saturasi kecil sekalipun, jadi kalau perbandingan gas-minyak yang besar dihindari, maka tekanan reservoar harus dijaga sedekat mungkin dengan tekanan saturasi. E fisiensi perolehan pada kasus seperti ini tergantung pada bagaimana kemampuan untuk menjaga agar tekanan reservoar selalu berada dekat dengan tekanan saturasi. Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

75

Ditinjau dari aspek lain, maka jelas bahwa tudung gas dapat mengembang hanya disebabkan oleh penurunan tekanan di dalam reservoar. Jadi, sebagian gas akan keluar dari larutan minyak Jika saturasi gas tersebut terus meningkat, maka penurunan tekanan sampai pada titik di mana gas bebas akan mengalir di dalam zona minyak, ada dua hal penting yang akan terjadi: 1. Permeabilitas efektif minyak akan turun sebagai hasil naiknya saturasi gas, dan 2. Permeabilitas efektif gas akan meningkat yang mengakibatkan naiknya aliran gas. Ini menghasilkan mekanisme produksi yang sebenarnya mekanisme tenaga pendorong gas terlarut. Pembentukan saturasi gas bebas di dalam zona minyak tidak dapat dihindari tanpa pelaksanaan menjaga tekanannya. Jadi, untuk mendapatkan keuntungan maksimum dari mekanisme produksi tenaga pendorong tudung gas tersebut, maka saturasi gas dalam zona minyak harus diusahakan seminimal mungkin. Ini dapat dicapai dengan mengambil manfaat dari segregasi gravitasi fluidanya. Pada kenyataannya, kalau reservoar dengan tenaga dorong tudung gas akan dioperasikan secara efisien tanpa menjaga tekanannya, maka tenaga dorong segregasi gravitasi harus dapat membantu secara e fisien juga. Sewaktu saturasi gas terbentuk dalam zona minyak, maka harus dimungkinkan untuk bermigrasi ke puncak struktur ke arah tudung gas. Jadi, reservoar dengan tenaga dorong tudung gas sebenarnya merupakan merupakan reservoar bertenaga dorong kombinasi, walaupun tidak pernah dipertimbangkan demikian. Pada laju produksi yang lebih rendah akan menimbulkan tudung gas maksimum dalam zona minyak yang bermigrasi ke tudung gas. Oleh sebab itu, reservoar tudung gas sangat peka terhadap laju produksi, karena laju produksi yang rendah akan menghasilkan kenaikan perolehannya. Dalam banyak kasus, biasanya dipasang fasilitas pengembalian gas agar sebagian bisa menjaga tekanannya. Ini benar manakala pada struktur tertentu reservoar atau dibutuhkan laju produksi tinggi, maka tidak mungkin mengontrol perbandingan gas-minyak. Pemasangan fasilitas pengembalian gas tersebut lebih dititikberatkan pada pertimbangan ekonomi, karena biaya pemasangan menjaga tekanan ini lebih besar daripada yang dibayarkan dari kenaikan perolehan minyak. Keefektivan pendorongan minyak dari reservoar sangat tergantung pada fron gas yang seragam. Laju penyedotan yang rendah akan menimbulkan fron yang seragam tersebut yang disebabkan oleh berkurangnya penjarian dari gas yang maju dan diperolehnya segregasi gravitasi maksimum. Jadi, laju produksi rendah akan menaikkan perolehan minyak. 9.2.3 Tenaga Pendorong Air ( water driv e)

Dalam reservoar dengan tenaga pendorong air, energi utama untuk memproduksi minyak adalah gerakan air ke arah zona minyak yang bisa berasal dari pinggir ke dalam, yang sejajar dengan bidang lapisan, atau dari bawah ke atas.Gambar 9.2 memperlihatkan suatu reservoar tenaga dorong air.

76

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Water drive

Gambar 9.3 Reservoar tenaga doron g air  (Sandler, 1982)

Reservoar tenaga dorong air bisa mempunyai atau tanpa tudung gas awal. Oleh sebab itu, dalam diagram fasa tekanan-temperatur, kondisi awal tekanantemperatur bisa berada di dalam atau di luar amplop fasa. Biasanya, air bergerak ke dalam zona minyak sebagai hasil pengembangan air dalam akifer karena adanya penurunan tekanan. Air mengembang sangat kecil sehingga untuk mendapatkan tenaga dorong air yang e fisien, maka volume pori akifernya harus beberapa kali lebih besar daripada volume pori zona minyak. Proses produksi dengan pendorongan minyak biasanya merupakan tenaga pendorong alami yang paling e fisien. Walaupun demikian, tenaga pendorong tersebut masih saja menyisakan sejumlah minyak di dalamnya. Reservoar dengan pendorong air mempunyai beberapa ciri yang dapat digunakan untuk mengidenti fikasinya, antara lain (Core Lab, 1975): - Tekanan turu n secara perlahan

Sangat tidak biasa beribu-ribu barel minyak yang bisa diproduksi pada penurunan tekanan reservoar hanya beberapa psi ( pound per square inch ). Pada penurunan tekanan reservoar yang kecil, pengurasan minyak dan gas dari reservoarnya akan diganti dengan volume yang sama oleh air yang masuk ke dalam zona minyak. Di dalam reservoar ini, hanya sejumlah barel air yang bisa masuk ke dalam reservoar yang disebabkan oleh penurunan tekanan dalam reservoarnya. Karena pendapatan utama dari produksi berasal dari minyak, dan jika pengurasan gas dan air dapat diminimalkan, maka produksinya dapat dimaksimalkan dengan penurunan tekanan minimum. Oleh sebab itu, sangat Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

77

penting bila produksi air dan gas diusahakan seminimalkan mungkin. Ini dapat dilaksanakan dengan menutup sumur-sumur yang berproduksi banyak sekali fluida tersebut dan menggantinya dengan sumur-sumur yang perbandingan air-minyak atau gas-minyak yang lebih rendah. - Produksi air dini pada sumur-sumur yang secara struktur lebih rendah.

Ini merupakan ciri utama dari reservoar tenaga dorong air, asalkan air masuknya seragam, dan tidak ada yang dapat menghalanginya. Jika reservoar mempunyai satu atau lebih lensa-lensa dengan permeabilitas tinggi, maka air lebih suka menuju zona yang permeabel tersebut. Dalam hal ini lebih layak secara ekonomi bila menutup zona permeabel yang memproduksi air tersebut. Harus disadari bahwa dalam banyak kasus minyak yang diperoleh dari sumursumur yang secara struktural lebih rendah akan diganti dengan sumur-sumur yang lebih tinggi. Biasanya hanya sedikit perubahan perbandingan gas-minyak selama masa produksi reservoar. Hal ini benar manakala reservoar tidak memilik i tudung gas bebas awal. Tekanan dapat terjaga sebagian karena masuknya air dan relatif hanya sedikit gas yang keluar dari larutan. Jika, reservoar mempunyai tudung gas bebas awal, maka sumur-sumur yang berada di struktur lebih tinggi akan menghasilkan gas yang banyak. Pada reservoar dengan tenaga pendorong air dengan tudung gas bebas awal, maka kontrol terhadap tudung gas tersebut menjadi sangat penting. Sebenarnya kontrol tudung gas ini menjadi kriteria efisiensi operasi reservoarnya, karena sasaran pengontrolan reservoar adalah memanfaatkan secara e fisien mekanisme pendorongan yang ada. Jadi, kalau ada tenaga pendorong air, maka keuntungan maksimal jelas harus dimanfaatkan karena lebih efektif daripada pengembangan tudung gas. Namun demikian yang perlu diperhatikan adalah menghindari adanya penyusutan tudung gas untuk mencegah adanya minyak yang bergerak ke dalamnya yang tidak ada saturasi minyak sebelumnya. Jadi, pada saat reservoar sudah terkuras habis, sebagian saturasi minyak akan tertinggal dalam zona awal gas, dan berdasarkan konsep aliran, saturasi fluida apa saja tidak akan pernah mencapai nol. 9.2.4 Pengurasan Gravitasi (gravity dr ainage)

Mekanisme perolehan minyak ini ditemukan pada sifat-sifat batuan reservoar dan karakter strukturnya yang sedemikian sehingga perbedaan densitasnya menjadi penting dalam fluida reservoar minyak dan gas. Pengaruh gaya gravitasi ini terlihat manakala mencampur minyak dan air di dalam suatu tabung, dikocok, pasti bercampur. Tetapi bila didiamkan beberapa saat, campuran akan memisah dengan air berdensitas besar di bawah, sedangkan minyak di atasnya. Fluida memisah disebabkan gaya gravitasi. Fluida dalam reservoar minyak dipengaruhi gaya gravitasi, terlihat pada posisi fluida, misalya gas di atas, minyak di bawah gas, dan minyak di atas air.

78

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Pada proses migrasi dan akumulasi minyak, dianggap fluida reservoar pada awalnya dalam keseimbangan. Jika demikian maka kontak gas-minyak dan minyak-air selalu horisontal, walau kadang-kadang sulit menentukannya. Reservoar jenis ini merupakan reservoar tertutup dengan tekanan normal atau di bawah normal. Reservoar pengurasan gravitasi biasanya adalah resevoar jenuh minyak dengan atau tanpa tudung gas awal. Pada diagram fasa tekanan-temperatur, tekanan dan temperatur awalnya berada di garis titik gelembung atau di dalam amplop fasa. Reservoar di bawah mekanisme pengurasan gravitasi mempunyai ciri seperti berikut (Core Lab, 1975): 1. Perbandingan gas-minyak rendah pada sumur yang rendah secara struktural. Ini disebabkan oleh gas ke atas struktur oleh adanya segregasi gravitasi fluida. 2. Pembentukan tudung gas sekunder dalam reservoar yang awalnya di bawah saturasi. Jelas, mekanisme pengurasan gravitasi tidak menjadi langkah operasi sampai pada saat tekanan reservoar turun di bawah tekanan saturasi, karena di atas tekanan saturasi tersebut tidak akan pernah ada gas bebas dalam reservoar. 3. Perbandingan gas-minyak yang meningkat dari sumur-sumur yang tinggi secara struktural. Ini juga hasil dari migrasi gas dari lautan minyak ke arah atas struktur. 4. Sedikit atau tanpa produksi air. Produksi ini mengindikasikan adanya tenaga dorong air. 5. Berbagai variabel pada penurunan tekanan, tergantung pada jumlah konservasi gas. Pada waktu menjaga tekanan, reservoar dioperasikan di bawah kombinasi mekanisme pendorong tudung-gas dan pengurasan gravitasi. Faktor-faktor yang mempengaruhi perolehan minyak dari reservoar pengurasan gravitasi adalah: 1. Permeabilitas searah dengan kemiringan, 2. Kemiringan reservoar, 3. Laju produksi reservoar, 4. Viskositas minyak, dan 5. Ciri permeabilitas relatif. Pada kebanyakan reservoar, permeabilitas searah kemiringan bidang lapisan jauh lebih besar daripada yang melintang. Bila kemiringan lapisan reservoar bertambah, maka minyak dan gas dapat mengalir sepanjang arah kemiringan. Viskositas minyak penting karena laju pengurasan gravitasi tergantung pada mobilitas relatif gas dan minyak. Laju pengurasan gravitasi akan naik  jika viskositas minyak reservoar turun. Perolehan oleh pengurasan gravitasi melibatkan dua pertimbangan dasar: pembentukan tudung gas sekunder dan laju pengurasan gravitasi.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

79

9.2.5 Tenaga Pendoro ng Komb inasi (combination drive)

Hampir semua reservoar diproduksi tidak oleh satu tenaga pendorong saja, tetapi oleh kombinasi dua atau lebih mekanisme. Berbagai kombinasi gaya dorong dapat saja hadir dalam reservoar pendorong kombinasi. Ini mencakup pendorong pengurasan dan tenaga dorong air lemah, pendorong pengurasan dengan tudung gas kecil dan daya dorong air lemah dsb. Reservoar dengan tenaga kombinasi dapat dikenal dari adanya kombinasi dari faktor berikut ini (Core Lab, 1975): 1. Penurunan tekanan yang relatif cepat. Masuknya air dan/atau pengembangan tudung gas eksternal tidak cukup untuk menjaga tekanan reservoar. 2. Air masuk perlahan-lahan ke bagian bawah reservoar. Sumur-sumur produksi yang letaknya rendah secara struktural akan menghasilkan laju air yang meningkat. 3. Sumur yang letaknya berada di struktur lebih tinggi menaikkan perbandingan gas-minyak terus menerus. Ini disebabkan migrasi gas ke atas yang dibebaskan dari larutan dan pengembangan tudung gas pertama atau sekunder. 4. Sumur berada di bawah menunjukkan sedikit atau tanpa adanya kenaikan perbandingan produksi gas-minyak. 5. Penurunan tekanan pada produksi yang tidak normal. Ini terjadi karena pengembangan tudung gas, Perolehan dari reservoar tenaga kombinasi biasanya lebih besar daripada perolehan reservoar tenaga pengurasan, tetapi lebih kecil dari perolehan tenaga dorong air atau tenaga dorong tudung gas. Reservoar dengan tenaga dorong kombinasi akan layak secara ekonomi bila tekanannya dijaga dengan injeksi gas, injeksi air, atau injeksi gas dan air, tergantung pada ketersediaan fluida injeksinya.

80

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB X SIMULASI RESERVOAR 10.1 Umum

Sebenarnya kata simulasi bisa diartikan sebagai suatu usaha untuk menyelesaikan masalah dengan melakukan yang mungkin terjadi atas peristiwa tersebut secara matematika dan sering menggunakan komputer. Jadi, perhitungan yang berkaitan dengan reservoar dapat dikatakan sebagai model reservoar. Hal ini benar manakala menyangkut perhitungan yang dijelaskan secara matematika proses fisik yang merupakan fungsi dari mengubah-ubah waktu, tekanan, volume, temperatur, dan paramater-parameter lainnya. Dengan demikian, istilah model dapat difahami sebagai program komputer yang di dalamnya ada sistem simulasi reservoar. Pada awalnya, hanya satu-dimensi, fasa tunggal aliran kompresibel, kemudian dua-dimensi, dan tiga dimensi. Ini pun berlanjut ke dua fasa dan tiga fasa dan seterusnya yang jauh lebih rumit. Jadi, simulasi reservoar merupakan alat yang penting untuk pengelolaan reservoar gas dan minyak. Aspek kunci dari simulasi reservoar adalah merepresentasikan sumur dalam simulator dan kaitan sumur tersebut dengan reservoar. Isu demikian menjadi penting dalam pemodelan sumur tidak konvensional meliputi yang horisontal, miring sekali, multilateral, sumur-sumur dengan sensor di bawah lubang dan alat pengontrol aliran. Dibutuhkan alat yang ampuh untuk memodelkan dan mengoptimalkan sumur-sumur tersebut, karena biaya yang dikeluarkan untuk sumur semacam ini sangat tinggi. Teknik yang sudah ada kurang cukup memadai untuk memodelkan sumur yang tidak konvensional, karena sumur tersebut lebih kompleks daripada sumur yang vertikal atau sedikit miring. 10.2 Program Ko mput er Sederhana

Sekarang telah tersedia berbagai macam paket perangkat lunak program komputer yang dapat memfasilitasi keinginan para akhli reservoar, misalnya salah satu paket program yang disebut sebagai Ecllips. Dengan memasukkan semua data penting reservoar ke dalam perangkat lunak tersebut, maka akhli simulasi reservoar dapat mengutak-atik kelakuan reservoarnya dengan berbagai macam skenario kasus. Biasanya diawali dengan kasus pengurasan alami (natural depletion ) untuk mengetahui bagaimana keadaan reservoar tersebut beberapa tahun ke depan pada keadaan seperti apa adanya saat itu ( existing condition). Kalau tekanannya turun bisa dibantu dengan melakukan injeksi air dari beberapa sumur injeksi untuk menahan agar tekanan reservoar tidak tur un drastis, tapi secara pelahan-lahan ( gradually decreasing ) dan dilihat bagaimana pengaruhnya terhadap produksi migas dan kumulatifnya. Untuk mempercepat produksi biasanya bisa dicoba menempatkan beberapa sumur pengembangan di beberapa lokasi dalam komputer tersebut dan mengamati perkembangannya. Penempatan sumur injeksi dan sumur pengembangan tersebut lazimnya Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

81

dibantu dengan model geologi yang baik yang menggambarkan, misalnya, penampang melintang timur-barat melalui beberapa sumur atau malah secara keseluruhan lapangan. Penampakan di monitor komputer yang berwarna tersebut sangat menarik diamati, di sini tersaji hampir semua data bawah tanah, seperti kedalaman lapisan, jenis lapisan, lokasi dan kedalaman sumur dst. Bagi mereka yang ingin melihat penampang tersebut dari sisi lain dengan memutarnya, sehingga terbayangkan dari sudut berbeda posisi sumur yang telah menembus lapisan mana saja. Ini semua dapat membantu melakukan prakiraan di masa mendatang pada waktu ( time) tertentu dengan mengubah beberapa parameter untuk melihat perubahan kelakuan reservoar, produksi,  jumlah produksi, tekanannya pada waktu itu. Dengan demikian, dari hasil simulasi ini pengelola lapangan dapat mengambil langkah yang tepat secara teknik dan ekonomi berkaitan dengan keputusan kebijakan-kebijakan di masa mendatang. 10.3 Teknik Simulasi Terbaru

Untuk meningkatkan pemodelan sumur tidak konvensional (Google, 2011) meliputi: 1). Teknik simulasi reservoar yang mutakhir untuk memodelkan sumur yang tidak konvensional, 2) Peningkatan teknik untuk menghitung produktivitas sumur (yang digunakan dalam perhitungan-perhitungan teknik reservoar) dan mengkaitkan sumur ke dalam simulator (yang juga mencakup perhitungan yang teliti tentang indeks sumur dan pemodelan aliran multifasa dalam lubang sumur), dan 3) Pendekatan yang tepat untuk memperhatikan ketidak-seragaman daerah di dekat sumur dan untuk optimisasi penyebaran sumur tidak konvensional. Pemodelan sumur tidak konvensional tersebut mewakili satu komponen dari keseluruhan simulator reservoar. Simulator tersebut mengakomodasikan grid umum dan berbagai prosedur untuk memperlakukan variabel sistem. Biasanya, simulator semacam ini ditulis sedemikian rupa dan mudah diperluas, sehingga teknik pemodelan yang baru dapat dikaitkan di dalamnya. Simulator berisi perhitungan komposisi yang memungkinkan pemakaian serangkaian variabel primer dan variabel sekunder yang berbeda dan memvariasikan derajat kelengkapannya, termasuk kemampuan kelengkapan lainnya yang mudah disesuaikan. Pengembangan terbaru dapat memberikan model yang sangat efisien untuk simulasi komposisi.

82

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

BAB XI KEEKONOMIAN 11.1 Umum

Ekonomi perminyakan sangat kompleks dan cakupannya sangat luas, dari hanya nasional, regional, sampai internasional, malah sangat sering mempengaruhi kebijakan politik. Tidak dimaksudkan di sini membahas itu semua, namun hanya sekelumit dasar-dasar ekonomi bagaimana pimpinan perusahaan mengenal arti uang dan mengambil keputusan yang tepat. Evaluasi keekonomian menjadi salah satu sarana komunikasi antara para akhli teknik dan puncak pimpinan suatu perusahaan. Dalam banyak hal, keekonomian secara keseluruhan suatu proyek biasanya menjadi dasar utama mengambil keputusan akhir dibandingkan dengan aspek masalah teknik. Secara umum, tujuan studi geologi maupun studi teknik adalah memberikan data yang cukup dan dapat dipercaya yang selanjutnya untuk evaluasi keekonomian dan untuk penggunaan faktor risiko yang dihadapi. 11.2 Perti mbangan Eko nomi

Sekilas keekonomian minyak, yang mencakup analisis risiko, nampak seperti tidak rumit. Perhitungan-perhitungan teknik mudah diutarakan dan tidak sulit dipahami, paling tidak secara individual. Investasi yang dibutuhkan, keadaan keuangan di masa datang, perpajakan, bunga bank, dan kemungkinan berhasil atau gagalnya suatu proyek bisa saja muncul dan dimengerti dengan derajat kepastian tertentu. Tetapi semua ini harus dibandingkan dengan sumber dan jenis modal yang terkait, seluruh sasaran dan tujuannya, struktur pajak, peraturan pemerintah yang berlaku, hambatan industri, keadaan pasar, transportasi, keuangan internasional, dan tidak bisa diabaikan adalah aspek politik. Tidak terlalu diharap akhli geologi dan akhli teknik juga akan menjadi sangat akhli di bidang keputusan ekonomi, tetapi paling sedikit mereka harus memahami apa arti “nilai ekonomi” itu, karena ini adalah salah satu faktor penting dalam keputusan investasi. Pendapatan dari produksi minyak biasanya diterima setiap bulan yang tergantung dari laju penurunan produksi dari lapangan yang dikelolanya. Masalah investasi sering dihadapkan pada pilihan antara investasi  jangka pendek dengan keuntungan besar, atau investasi jangka panjang dengan keuntungan yang relatif sedang. Kadang-kadang suatu perusahaan terpaksa menggunakan kriteria berbeda untuk mengambil keputusan karena dipengaruhi oleh posisi pajak yang berat, kondisi politik yang tidak kondusif, dan pertimbangan pasar. Untuk suatu perusahaan milik negara, barangkali, bisa saja mengambil pendekatan yang sangat berbeda, sehingga keputusan ekonomi menjadi semakin rumit.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

83

Untuk mengevaluasi investasi, maka setiap ada kesempatan berinvestasi harus disertai dengan evaluasi tentang keadaan di mana investor tersebut terlibat. Beberapa metoda membandingkan kemungkinan investasi di bidang minyak, antara lain mencakup: waktu pengembalian kembali ( payout time), nilai sekarang ( present worth), nisbah keuntungan terhadap investasi ( profitto-investment ratio), dan laju pengembalian ( rate of return ). Yang dimaksud dengan waktu pelunasan adalah waktu yang dibutuhkan untuk menutupi seluruh investasi awal dari pendapatan bersih sebagai hasil berinvestsi. Nilai sekarang adalah konsep dasar dalam analisis ekonomi yang berkatan dengan nilai waktu dari uang. Satu juta rupiah yang akan diterima lima tahun yang akan datang sangat berbeda nilainya bila satu juta itu diteri ma hari ini. Nisbah keuntungan terhadap investasi adalah suatu faktor yang bisa mengukur potensi investasi pada suatu proyek. Sedang laju pengembalian sekarang sering digunakan dengan sebutan laju pengembalian investor. Bunga yang dibayar pada investasi awal dihitung sebagai bunga yang akan menghasilkan seluruh nilai sekarang dari pendapatan di masa datang yang setara dengan investasi awal. Faktor lain yang menjadi pertimbangan dalam perusahaan-perusahaan adalah biaya akuisisi. Bila biaya ini tinggi, maka lebih disukai investasi jangka panjang untuk mengurangi biaya tersebut. Mengevaluasi risiko merupakan kebutuhan mempertimbangkan risiko muncul manakala lebih dari satu kemungkinan yang dihadapi dalam kegiatan investasi. Pemboran sumur eksplorasi dan sumur pengembangan, misalnya, dapat dimasukkan ke dalam kategori ini. Situasi yang membutuhkan keputusan di bawah kondisi ketidakpastian, karena sebelum sumur dibor tidak mungkin bisa menentukan faktor-faktor penting seperti porositas, permeabilitas, ketebalan formasi, saturasi minyak dsb. Masalah yang dihadap akhli geologi dan akhli teknik adalah menentukan sebaik mungkin besarnya derajat risiko dan ketidakpastian dari setiap kemungkinan yang terjadi dan mengubahnya menjadi pilihan menginvestasi dalam prospek tersebut atau tidak. Pemikiran untuk mengambil keputusan biasanya dibantu dengan apa yang disebut sebagai pohon keputusan ( decision tree) seperti yang diperlihatkan dalam Gambar 11.1. Melihat pohon keputusan ini, seorang pimpinan perusahaan dihadapkan pada pilihan awal, melakukan uji seismik atau tidak yang hasilnya 60% menjanjikan sedang 40% kurang baik. Apabila pilihan berlanjut untuk membor dengan kemungkinan 85% keyakinan mendapatkan minyak, barangkali pimpinan akan menentukan pilihan tersebut dibandingkan dengan misalnya membor tanpa uji seismik yang kemungkinan mendapatkan minyak hanya 55%. Tindakan ini dipilih, karena perusahaan selalu bertujuan menemukan endapan minyak dengan tingkat keyakinan yang tinggi.  Ada beberapa metoda untuk mengevaluasi elemen risiko yang dapat membantu dalam proses keputusan berinvestasi, yaitu: nilai yang diharapkan (expected value); pohon keputusan ( decision tree); dan teknik Monte Carlo (Monte Carlo Techniques ).

84

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

Gambar 11.1 Contoh po hon k eputusan (Core Lab, 1975)

Pernyataan derajat risiko yang berkaitan dengan investasi biasanya dinyatakan dalam kemungkinan bilangan. Kejadian yang pasti terjadi, kemungkinannya diberi harga 1 (100%), sebaliknya, bila kejadiannya pasti tidak akan terjadi, kemungkinannya adalah 0. Jadi, semua kemungkinan ini adalah bilangan dalam kisaran 0 ≤ p ≤ 1. Mencari hidrokarbon di alam ini sebenarnya menghadapi kemungkinan yang sangat kompleks, namun bisa dikelompokkan menjadi tiga bagian, yaitu: akhli geologi dan akhli geo fisika yang meyakini bahwa hidrokarbon benar-benar ada di lokasi geogra fi tertentu; mereka yakin bahwa ada kemungkinan mampu menemukan hidrokarbon tersebut; dan keyakinan mereka bahwa endapan yang ditemukan itu akan sangat bernilai ekonomi. Dalam suatu cekungan yang belum pernah dieksplorasi, misalnya, seorang akhli geologi akan berhadapan dengan pertanyaan mendasar:”Apakah hidrokarbon ada di sana?”. Satu-satunya jawaban adalah sumur taruhan ( wild cat), namun akhli geologi akan mencoba alasan kenapa hidrokarbon berada di sana. Dia bisa membandingkan cekungan yang belum dieksplorasi tersebut dengan cekungan serupa yang sudah pernah dieksplorasi. Selanjutnya, dia akan mencari lingkungan pengendapan sedimen yang optimum, penghalang litologi, mekanisme pembentukan jebakan dsb. Pohon keputusan ( decision tree) digunakan untuk menjelaskan pilihan, risiko, sasaran, perolehan keuangan, dan kebutuhan informasi yang tercakup Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

85

dalam masalah investasi (Core, Lab, 1975). Membor satu sumur mungkin hanya melibatkan alternatif membor atau memproduksinya langsung. Apabila sumur yang dibor di daerah kontrol geologi ternyata kering atau hanya marginal, maka biasanya perlu membor sumur satu lagi sebelum memutuskan meninggalkan daerah tersebut. Kemungkinan menemukan struktur yang produktif harus mempertimbangkan kemungkinan kejadian individual, yang mencakup: strukturnya harus ada; batuan reservoar harus ada, lapisannya pasti berongga dan permeabel; minyak harus ditemui di lapisan tersebut; dan daerah yang produktif tersebut harus cukup luas. Teknik Monte Carlo pada analisis risiko memungkinkan penggunaan variabel dalam jumlah sangat banyak. Teknik ini membutuhkan komputer yang canggih, sebab jumlah variabel bebas yang akan dievaluasi jumlahnya tidak terbatas. Analisis kepekaan ( sensitivity analysis) dapat dilakukan untuk menentukan derajat variabel individu yang mempengaruhi kemampuan ambil untung (Core Lab, 1975) Suatu studi geologi dan studi teknik reservoar pada lapangan minyak, misalnya, menyebutkan ada tiga variabel yang mempengaruhi mendapat keuntungan dari sumur yang ada, yaitu: ketebalan bersih formasi ( net pay), produktivitas sumur (well productivity), dan waktu penutupan sumur ( shut in time) yang dibutuhkan sebelum penjualan migasnya dapat dimulai. Setiap perusahaan minyak dan gas mempunyai sifat seperti judi, karena selalu ada risiko gagal. Untuk perusahaan yang memiliki modal tidak terbatas, dibandingkan dengan  jumlah yang ditanggung berisiko dapat mengambil keputusan sepenuhnya pada harga relatif dari alternatif berbeda. Sedangkan perusahaan dengan modal terbatas harus selalu mempertimbangkan konsekuensi gagal pada kelanjutan operasinya 11.3 Situasi Kin i

Industri perminyakan menghadapi tekanan yang cukup berat akhir-akhir ini. Telah puluhan tahun minyak memasok mungkin hampir 99,9% energi yang digunakan untuk menggerakkan orang dan kendaraan. Orang harus membeli BBM untuk menggerakkan kendaraan mereka. Tidak ada pilihan lain, sehingga ada yang mengibaratkan SPBU bertindak seperti kantor pajak, tidak bisa ditolak tapi harus dipatuhi, kalau melanggar akan dikenai hukuman, atau kendaraan tidak bisa bergerak tanpa BBM.. Industri perminyakan telah memonopoli kontrol transportasi jaringan pipa. Perusahaan minyak memproduksi BBM diamanatkan oleh peraturan lingkungan, bersedia meningkatkan kualitasnya, bila diperlukan. Manufaktur otomotif tidak bisa menghindar dari ketergantungan pada perusahaan minyak. Nampaknya kondisinya sekarang sudah mulai agak bergeser. Mobil dengan volume silinder besar dengan konsumsi BBM tinggi secara perlahan mulai akan digeser dengan jenis mobil serupa tetapi lebih hemat BBM. Di Amerika Serikat, misalnya, sudah ada kebijakan dan peraturan baru bahwa mobil tidak lagi menggunakan bahan bakar 27.5 mil per galon, tetapi akan menjadi 52.5

86

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

mil per gallon (Wikipedia, 2011). Ini berarti mengurangi konsumsi minyak sebesar 12 miliar barel. Dengan kata lain, perusahaan minyak akan berkurang pendapatannya sebesar $ 1,75 triliun di 15 tahun mendatang. Perbaikan ekonomi bahan bakar akan mempengaruhi, tentu saja, kepada perusahaan minyak, Monopoli industri perminyakan pada transportasi, secara perlahan akan terpatahkan. Bahan penggerak baru, seperti listrik, etanol, dan gas alam akan bersaing dengan bahan bakar fosil. Bahan bakar minyak yang paling terkena imbasnya adalah bensin, yang akan diperburuk lagi oleh tidak seimbangnya solar di dunia. Implikasi ini akan menjadi lebih mengkhawatirkan bila Asia secara keseluruhan akan mengikuti pola kebijakan tersebut dengan mengubah kendaraan yang e fisiensinya tinggi. Sebagai konsekuensinya, akan terjadi perubahan besar pada penyebaran bensin dan solar, jika tidak diikuti oleh investasi pada pengembangan pengilangan yang mengolah solar. Dengan demikian, harga minyak ringan yang banyak menghasilkan bensin harganya akan naik, sebaliknya minyak berat kemungkinan besar harganya akan turun. Pada tahun 2020 produsen minyak secara teratur akan termarginalkan dan pengilangan yang bisa bertahan kemungkinan hanya yang paling mutakhir. Pemakaian minyak dunia kemungkinan cenderung turun di bawah tingkat yang sudah diproyeksikan sekarang. Banyak proyek eksplorasi dan produksi dengan biaya tinggi kemungkinan akan ditinjau ulang. 11.4 Gagasan B aru

Sehubungan dengan keadaan perusahaan minyak, maka bisa dimaklumi pentingnya memiliki kemampuan menilai informasi dan terus menerus mengembangkan kemampuan tersebut di domain ini. Para pimpinan perusahaan setiap hari menghadapi keputuan berkaitan dengan membeli seismik 3D, mengambil batu inti, dan merencanakan uji sumur. Sasaran itu semua adalah untuk menentukan apakah berharga melakukan hal itu semua (Coopersmith dkk, 2006) sebelum menggunakan dana besar pada aset yang dimiliki. Ini adalah analisis yang dilaksanakan pada waktu sama dengan nol (time zero) sebelum memperoleh informasi penting. Selanjutnya, ini juga untuk mengetahui pentingnya nilai setelah akuisisi, yang sering dilaksanakan kurang benar. Dalam hal ini, perlu diketahui bagaimana informasi dinilai sebelum akuisisi dan ditujukan bagaimana menginterpertasikan sesudah akusisi, hasil operasional, dan menterjemahkannya ke penilaian yang benar. Banyak informasi yang telah lalu salah mempertimbangkan nilainya berkaitan dengan tersedianya informasi sesudah akuisisi dan selanjutnya menemukan bahwa hal ini tidak sejalan dengan hasil yang sebenarnya. Langkah yang hilang dalam kebanyakan adanya informasi sesudah akuisisi adalah pertimbangan yang tepat dari apa yang diinterpertasikan informasi baru yang diterapkan ke perbandingan yang sesuai ke kemunculan yang sebenarnya dari variabel yang diukur. Pemrosesan kembali seismik 3D, misalnya, laju keberhasilan Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

87

pengembangan pemboran langsung sebelum pemprosesan, hasil interpertasi lokasi setelah pemrosesan kembali dan yang berkaitan dengan hasil pemboran. Karakterisasi aset informasi, yaitu laju keberhasilan pemboran, tepat untuk penilaian informasi, interpertasi statistik setelah informasi, dan hasil pemboran, Yang paling penting (Coopersmith dkk, 2006), analisis nilai informasi ( valueof-information, VOI ) dan ketepatan perkiraan informasi ke interpertasi setelah informasi dan munculnya variabel yang terukur. Metode tradisional untuk menambah modal dengan menjual saham tidak selalu merupakan jalan terbaik untuk memenuhi kebutuhan perusahaan dan para pemegang saham (Philips dan Mathewson, 2006). Jadwal untuk isu hak asasi mungkin terlalu lama untuk mendanai akuisisi atau proyek. Penempatan yang ditawarkan kepada institusi investor untuk sejumlah pembagian, sementara ini bisa menambah keyakinan perusahaan dan jadwal yang lebih singkat, tidak termasuk pemegang saham perusahaan atas partisipasi pengumpulan dana. Inovasi struktur peningkatan dana telah dikembangkan yang menggabungkan aspek penawaran hak dan penempatannya. Penawaran hak meliputi: melibatkan penawaran kepada institusi investor, pada bagian perusahaan mencatatkan komponen haknya yang dapat dilakukan dalam jadwal yang singkat. Komponen institusi dari penawaran hak ini biasanya digabung dengan penempatan institusi investor yang lain. Di beberapa negara, termasuk Indonesia, sedang berusaha meningkatkan produksi minyak. Teknologi yang diterapkan adalah memanfaatkan bantuan mikroba, yang lebih populer disebut sebagai MEOR ( Microbial Enhanced Oil Recovery) Apabila MEOR berhasil mengurangi saturasi minyak 10% saja dari sekian ribu sumur-sumur tua yang sudah mengair, kadar air > 95%, maka ini sangat berarti dalam mendukung usaha pemerintah. Sebenarnya, proses teknologi MEOR sederhana saja, yaitu produk mikroba bekerja membuka saluran di batuan reservoar dengan menutup saluran kecil dan memaksa minyak mengalir melewati pori yang lebih lebar. Nutrien seperti glukosa, fosfat, atau nitrat secara teratur diinjeksikan ke dalam sumur untuk merangsang pertumbuhan dan membantu kinerja mikroba memproduksi bioproduk. Mikroba-mikroba tersebut menghasilkan, antara lain, surfaktan dan karbon dioksida (CO2) yang membantu mendorong minyak. MEOR (Francis, 2006) mempunyai keunggulan: 1). mikroba tidak mengkonsumsi energi yang banyak, 2). pemanfaatan mikroba tidak tergantung harga minyak dibandingkan dengan proses peningkatan perolehan minyak yang lain.

88

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

DAFTAR PUSTAKA 1. A. Keith Turner dan Carl W. Gable, (2011) “A Review of Geological Modeling”, Los Alamos National Laboratory), USA, 2. Amyx, J.W., Bass Jr., D.M., dan Whitting, R.L., (1960), ”Petroleum Reservoir Engineering”, McGraw Hill. 3. Ashton, C. Peter, (1994),”3D Seismic Survey Design”, Copenhagen, Denmark. 4. Bambang Widarsono, (2008),”Materi Analisis Core”, PPPTMGB “LEMIGAS”, Jakarta. 5. Chris D. Boyce (1973): ”Core Handling Procedure and Basic Core Analysis Techniques”, Indonesian Petroleum Assocuation. 6. Clifford C. Walters (2006): ”The Origin of Petroleum” Exxon Mobil Research & Engineering Co, Annandale. NJ. 7. Core Laboratories, Inc., (1975), ”Petroleum Reservoir Evaluation”, Unit I – XII, Petroleum Engineering and Consultant Department, Houston. 8. Collins Cobuild, (1989).”English Languange Dictionary”, Richard Clay Ltd, Bungay, Suffolk, Great Britain. 9. Coopersmith, E.N, Burkholder, M.E., dan Schulze, J.H., (2006): ”Value of Information Lookbacks - Was The Information You Gathered Really Worth Getting?”, Proceedings of Annual SPE Technical Conference, San Antonio Texas. 10. Craft, B.C. dan Hawkins, M.F. (1959), “Applied Petroleum Engineering”. Prentice Hall. 11. Francis, D. (2006): ”Microbial EOR Research Advances”, DOE, Amerika. 12. Frick, T.C. (1962), ”Petroleum Production Handbook”, McGraw Hill. 13. Gabel, C.W., Trease, H, dan Cherry, T., (1996), ”Geological Applications of  Automatic Grid Generation Tools for Finite Elements Applied to Porous Flow Modeling”. Engineering Research Centre, Mississipi State Univ. Press. 14. Guerrero, E.T. (1968), ”Practical Reservoir Engineering”, Pet. Publ.Co. 15. J.M. Peden (1993): ”Gas Reservoar Engineering Production Technology”, Department of Petroleum Engineering Herroit University, Edinburgh. 16. Lake, L.W. dan Carol, H.B.Jr., (1986): ”Reservoir Characterization”,  Academic Press Inc. Tokyo. 17. M. Romli, (2008),: ”Materi Analisis PVT”, PPPTMGB “LEMIGAS”, Jakarta 18. Mobil Oil Indonesia, Inc, (1986), ”Applied Gas Reservoir Engineering, Jakarta 19. Muskat, M., (1949). ”Physical Principles of Oil Productiom”. McGraw Hill.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

89

20. Nishimatsu,Y. (1972) : ”The Mechanics of Rock Cutting”, International Journal Rock Mechanics. 21. Philips, J.D. dan Mathewson, V.E. (2006):”New Equity Raising Method For Listed Companies: Jumbo and Rapids – Optimized Rights Offers and Placements”, Proceedings of the APPEA Journal, Australia. 22. Pirson, S.J. (1963),”Handbook of Well Log Analysis” Prentice Hall. 23. Pitt, Valerie H., (1977). ”Dictionary of Physics”, Richard Clay Ltd, Bungay, Suffolk, Great Britain. 24. Roberto Aguilera, (1980):”Naturally Fractured Reservoirs”, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma. 25. Sandler, P.L.(1982), ”The Petroleum Programme, English for the Oil Industry ”, PT. Gramedia, Jakarta 26. Standing, M.B. (1952), ”Volumetric and Phase Behaviour of Oil Field Hydrocarbon System”, Reinhold Publishing Corp. 27. Steve Larter dkk (2010); ”Some Future Directions in Reservoir Fluid Geochemistry”, University of Calgary, Alberta, Canada. 28. Suprajitno Munadi, (2006),: ”Spektrum Geo fisika Reservoar”, Lembaran Publikasi LEMIGAS, Jakarta. 29. USAID, (1986) “Applied Petroleum Exploration and Exploitation Technology”, University of Tulsa, USA. 30. Uvarov, E.B. dan Isaacs A.(1986).: ”Dictionary of Science”, Richard Clay Ltd, Bungay, Suffolk, Great Britain.

90

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

 A. Yusuf menyelesaikan pendidikan dasar, menengah pertama dan menengah atas di Malang, melanjutkan Teknik Tambang Umum di ITB, mengikuti program kilat 10 bulan “Petroleum Reservoir Evaluation” yang dilaksanakan oleh Core Laboratories., Inc. Petroleum Engineering and Consulting Department, mengikuti program serupa 10 bulan “Applied Petroleum Exploration and Production Technology” beasiswa USAID, di Tulsa, melanjutkan program pasca sarjana di bidang Geothermal Energy Technology, Geothermal Institute, University of Auckland, beasiswa dari pemerintah Selandia Baru. Terlibat dalam kegiatan penelitian dan studi migas dan studi pabum, ditambah lagi dengan sejumlah kursus migas, pabum, ekonomi dan manajemen. Beberapa tulisan pernah dimuat di majalah ilmiah dan organisasi profesi.

Mohamad Romli, lahir di Ciamis, pada tanggal 19 Juni 1961, menyelesaikan pendidikan dasar, menengah pertama dan menengah atas di Probolinggo. Lulus S-1 dari Jurusan Teknik Perminyakan Universitas Pembangunan Nasional "Veteran" Yogyakarta, tahun 1990. Karier sebagai Team Studi Reservoir Modelling dari tahun 1992 - 1994 di LEMIGAS. Sebagai penganalis Laboratorium PVT dari tahun 1995 - 2005 dan sejak tahun 2006 sebagai Kepala Kelompok Reservoir di Kelompok Program Penelitian dan Pengembangan Teknologi Eksploitasi "LEMIGAS". Organisasi profesi yang diikuti IAMI dan IATMI.

Batuan Inti Penyimpan Minyak dan Gas Bumi

91