Pemetaan Bawah Permukaan & Perhitungan Cadangan

BAB X. Perhitungan Cadangan - 84

BAB X

PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN SERTA PERHITUNGAN

CADANGAN

A. PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN

I. Pendahuluan

Peta bawah permukaan adalah peta yang menggambarkan bentuk maupun kondisi

geologi bawah permukaan. Peta bawah permukaan memiliki sifat-sifat :

1. Kuantitatif, yaitu menggambarkan suatu garis yang menghubungkan titik-titik

yang nilainya sama (garis iso/kontur), baik ketebalan, kedalaman maupun

perbandingan/prosentase ketebalan.

2. Dinamis, yaitu kebenaran peta tidak dapat dinilai atas keebenaran metode,

tetapi atas data yang ada. Artinya peta sewaktu-waktu akan dapat berubah jika

ditemukan data-data baru.

II. Tujuan

Adapun tujuan pembuatan peta bawah permukaan antara lain :

1. Mengetahui kondisi bawah permukaan yang sebenarnya.

2. Mengetahui lingkungan pengendapan

3. Menentukan arah suplay material

4. Menentukan arah laut terbuka

5. Mengetahui daerah prospek hidrokarbon

6. Membanttu dalam perhitungan cadangan hidrokarbon.

III. Sumber Data

Data yang dibutuhkan dalam pemetaan bawah permukaan antara lain berasal

dari :

1. Data sumur pemboran dan data mud logging

Serbuk bor

ROP

Gas Content

Pressure

2. Data Well Logging


Gamma Ray Log

Ressistivity Log

Formation density log

SWC (Sidewall core)

RTF (Repeat Formation Tester)

3. Data Core dari hasil coring

4. Geofisika/ seimik : untuk menelusuri horison suatu lapisan, penyebaran lateral

lapisan, posisi dan arah bidang patahan, titik kontrol kedalaman, penentuan

besarnya pergerakan sesar, dll.

IV. Macam Peta Geologi Bawah Permukaan

1. Peta Struktur Berkontur/ Kontur Struktur,

Yaitu peta yang memperlihatkan posisi dari suatu bidang perlapisan terhadap

suatu datum.

Gris kontur struktur merupakan garis bujur/ jurus / strike lines dari bidang

perlapisan

Patahan pada peta kontur struktur :

i. Normal Fault (fault gap) yaitu daerah dimana horison yang dikontur tidak

ada.

ii. Thrust fault (contour overlap) yaitu adanya dua horison yang dikontur

dalam suatu jalur yang melengkung cembung ke arah naiknya patahan.

Pengkonturan pada bagian bawah dilakukan dengan titik-tittk dan pada

bagian atas garis.

iii. Strike-slip Fault : pergeseran nilai kontur yang sama, sumbu lipatan dan

tidak terdapat fault gap maupun countur overlap.

2. Peta Stratigrafi

Peta stratigrafi adalah peta tyang menggambarkan perlapisan serta perubahan

yang terjadi dalam suatu lapisan atau kumpulan lapisan secara lateral yang

dinyatakan dalam nilai-nilai tertentu.

Peta stratigrafi dibagi menjadi dua macam :

i. Peta Isopach : adalah peta yang memperlihatkan ketebalan-ketebalan dari

suatu lapisan atau seri lapisan yang dinyatakan dengan garis-garis kontur

yang menyatakan ketebalan ini.


Peta Isochore : peta yang menggambarkan ketebalan semu / tebal lapisan

yang ditembus lubang bor.

Peta Isopach : peta isochore apabila dip < 100 dan lubang pemboran

vertikal.

Net Sand Isopach Map : Merupakan peta ketebalan dari batupasir

bersih (cleansand) yang porous dan permeabel dalam ketebalan

stratigrafi sebenarnya.

Net Pay Isopach Map : Peta yang menggambarkan ketebalan

batupasir yang mengandung fluida hidrokarbon (gas, minyak atau

keduanya).

ii. Peta Fasies : menggambarkan perubahan secara laterral dari aspek-aspek

fisik,kimia, dan biologi dari endapan-endapan yang diendapkan pada

waktu yang bersamaan.

Peta fasies dikelompokkan menjadi 4 (empat), yaitu :

a. Peta Isofasies : peta ini bersifat kuantitatif dan terutama diperuntukkan

untuk perubahan-perubahan fasies yang mendadak. Peta ini dibuat jika

hubungan menjari antara fasies tidak begitu jelas, misalkan fasies terumbu

dengan fasies muka terumbu.

b. Peta fasies komponen tunggal (Single Component Fasies Map)

Dalam peta ini biasanya diperhattikan litologi yang mempunyai arti

ekonomis misalkan lapisan-lapisan pasir atau lapisan-lapisan gamping. Peta

ini bisa dinyatakan dengan dua cara :

Peta Isolith, misalnya : net sand map (peta ketebalan pasir bersih)

Peta Iso-persentase ataupun peta perbandingan dengan ketebalan

total

c. Peta Berkomponen Dua

Peta Perbandingan Pasir-Serpih (sand shale ratio)

Peta Perbandingan Klastik (clastic ratio map)

d. Peta Berkomponen Banyak (Multi-Component Facies Map)

Biasanya yang diartikan dengan multi-component facies map adalah suatu

pasir serpih berkomponen paling sedikit 3 komponen, misalnya pasir, serpih

dan gamping atau lebih. Peta berkomponen tiga misalnya : antara clastic

ratio map dengan sand shale ratio map mencerminkan tiga komponen

misalnya : gamping, pasir dan serpih.


Pemetaan fasies harus dilakukan pada satuan Kronostratigrafi

Dalam industri minyak bumi sering digunakan litofasies

Peta fasies akan membantu memberikan pengertian dan pemahaman

stratigrafi

Contoh-contoh Peta Fasies :

Sand Ratio Map : perbandingan antar batupasir deengan litologi lain

EvaporitesLimestoneshale

sandstone

Sand Percentage Map : prosentase batupasir dalam suatu interval tertentu

%100

EvaporitesLimestoneshalesandstone

Clastic Ratio Map : perbandingan antara komponen klastik dengan

nonklastik

EvaporitesLimestonesandstoneshale

Clastic Percentage Map :

%100

EvaporitesLimestonesandstoneshale

Isolith Map : peta isopach dari satu macam litologi saja, contohnya :

Sand Isolith Map : menunjukkan ketebalan total batupasir dalam

total interval

Shale Isolith Map : shale saja

Limestone Isolith Map : limestone saja

V. PEMBUATAN PETA BAWAH PERMUKAAN

Pembuatan peta bawah permukaan dapat dilakukan dengan menggunakan metode

manual maupun dengan bantuan software ( surfer, rockwork, autocad mad, dll ).

Pembuatan peta bawah permukaan menggunakan peta dasar (base map) yang

berupa :

1. Peta polos + koordinat serta informasi-informasi geografis yang penting

2. Skala dapat berrupa skala detail/ regional.

3. Titik kontrol berupa lokasi lubang sumur pemboran :

Dry hole


Producing Well

Producing gas well

Selain itu, prinsip-prinsip dalam penggambaran garis kontur juga harus selalu

diperhatikan, antara lain :

1. Interpolasi / titik kontrol

2. Ekstrapolasi / keseragaman (bentuk &jarak)

3. Tidak boleh bercabang

4. Tidak boleh berpotongan

5. Satu garis kontur tidak bisa sebagai nilai max.

6. Ada kesan keseragaman bentuk.

7. bentuk kontur disesuaikan dengan gejala geologi.

LANGKAH KERJA

Parameter yang digunakan dalam pembuatan peta antara lain :

Nilai X ( Easting )

Nilai Y ( Northing )

Nilai Z sesuai peta yang akan dibuat

Misal Peta Kontur Struktur Z = kedalaman lapisan top sand

Net sand Isopach map Z = tebal reservoar (clean sand)tiap

sumur

Net Pay Isopach Map Z = tebal masing-masing reservoar

yang mengandung fluida hidrokarbon

A. Peta kontur Struktur

Menggambarkan geometri bawah permukaan lapisan reservoar, berguna untuk

interpretasi struktur bawah permukaan seperti antiklin, sesar, dsb.

Dibuat berdasarkan kedalaman topsand lapisan reservoar

Plot kedalaman tersebut dalam peta dasar (basemap) dalam bentuk

bilangan negatif, misal kedalaman lapisan 700 feet ditulis 700

Buat interval kontur kedalaman = 25 ft

Koordinat sumur


B. Peta Gross sand

Menggambaarkan ketebalan total lapisan reservoar termasuk lapisan lapisan

impermeable (shale) tipis diantara lapisan lapisan reservoar pada tiap sumur.

Hitung tebal total batupasir kotor ( termasuk yang mengandung lapisan

shale), dihitung mulai lapisan batupasir teratas sampai lapisan batupasir

paling bawah dan dianggap sebagai ketebalan satu lapisan

Nilai ketebalan diplot sebagai bilangan positif

C. Peta Net Sand

Merupakan peta ketebalan dari batupasir bersih (cleansand). Petakan batupasir

bersih yang mengandung hidrokarbon saja atau batupasir yang perrmukaannya

dipetakan sebelumnya. Tiap lapisan batupasir bersih dipetakan sebagai satu

peta, sehingga mungkin akan dihasilkan peta lebih dari satu. Kegunaannya

untuk mengetahui geometri batupasir, fasies, seaward-landward.

Tentukan tebal batupasir bersih yang permukaannya telah dipetakan

pada semua sumur.

Plot harga ketebalan pada peta dasar sesuai nomor sumurnya. Harga

ketebalan berupa nilai positif.

Interval kontur 10 ft atau 25 ft, bagaimana sebaiknya

Boleh diwarnai

D. Peta Net Pay Sand

Peta yang menggambarkan ketebalan batupasir yang mengandung hidrokarbon.

Akurasi peta ini tergantung pada ketepatan identifikasi hidrokarbon pada log.

Digunakan untuk perhitungan cadangan dengan mengetahui volumenya.

Tentukan ketebalan batupasir (yang perrmukaanya telah dipetakan

sebelumnya) yang mengandung minyak pada tiap sumur.

Plot nilai ketebalan pada peta dasar dalam bentuk bilangan positif.

Interval kontur 10 atau 25 ft.

Boleh diwarnai


B. PERHITUNGAN CADANGAN

1. Pendahuluan

Salah satu evaluasi kerja yang banyak dilakukan dalam suatu industri

perminyakan adalah perkiraan cadangan minyak dan gas bumi yang dapat diambil pada

suatu reservoir. Perkiraan cadangan minyak dan gas bumi tersebut merupakan bagian

kegiatan bisnis dari suatu perusahaan minyak yang meliputi estimasi penghasilan yang

didapat dari hasil produksi dan penjualan cadangan migas tersebut. Sedangkan

cadangan sendiri dapat diartikan sebagai jumlah (volume) minyak dan atau gas di

dalam reservoir yang telah diketemukan.

Pekerjaan mengestimasi dan perhitungan cadangan migas ini sangatlah penting,

sehingga hal ini menyebabkan banyak perusahaan minyak berusaha mencari metode

yang paling tepat agar didapat hasil yang akurat, sehingga mendatangkan keuntungan

yang besar bagi suatu perusahaan minyak.

Dengan mengetahui besarnya cadangan migas di dalam suatu reservoir, maka

suatu perusahaan minyak dapat memperkirakan banyaknya biaya yang dikeluarkan

untuk mengeksploitasi suatu reservoir dalam ambang batas nilai ekonomi tertentu.

Artinya apakah kandungan migas yang dapat diambil dalam suatu reservoir bila

diproduksi dan dijual, hasilnya paling tidak dapat menutupi biaya eksplorasi dan

produksinya, apabila melebihi ambang batas tersebut, maka dikatakan reservoir

tersebut bernilai ekonomis.

Secara garis besar, cadangan hidrokarbon diklasifikasikan oleh industri

perminyakan menjadi :

1. Sumber energinya (primary dan enhanced)

2. Status pengembangannya (developed dan non-developed)

3. Status produksinya (producing dan non-producing)

4. Derajat keberadaannya (proved, probable, dan possible)

Namun pada dasarnya, cadangan mempunyai dua pengertian, yakni cadangan

yang terhitung dan nyata terdapat di dalam reservoir - dikatakan sebagai Oil In Place

(OIP) ataupun Gas In Place (GIP) -, serta cadangan yang mempunyai nilai ekonomis

dalam arti dapat diproduksi secara ekonomis, yang dikatakan sebagai reserve.

Perbandingan antara reserve dan OIP/GIP disebut Recovery Factor (RF).

Perhitungan cadangan untuk penemuan reservoir baru sangat penting karena

merupakan pegangan bagi perencanaan pengembangan selanjutnya. Ketepatan


peramalan cadangan ini tentunya sangat tergantung pada kelengkapan data serta

kualitas data yang diperoleh.

Perhitungan cadangan hidrokarbon umumnya dilakukan pada tahap pemboran

awal (pre-drilling reserves) yaitu pada tahap eksplorasi maupun pada tahap setelah

pemboran (post-drilling reserves), yaitu pada tahap pengembangan (development).

Pada tahap eksplorasi, datanya bisa berupa log maupun dari data core. Hasil

analisis yang berupa tebal formasi dari zona produktif (pay zone), porositas () dan

kejenuhan air (Sw), kemudian dipakai sebagai masukan untuk menghitung jumlah

cadangan dari reservoir yang akan diproduksi. Jumlah cadangan ini selain tergantung

pada besarnya porositas dan kejenuhan air formasi yang dihitung, juga tergantung pada

luas daerah dan tebal rata-rata formasi dari zona tersebut.

Pada tahap pengembangan, data perhitungan cadangan bisa diambil dari hasil

DST (Drill Steam Test), RFT (Repeat Formation Test), ataupun dari data FMS. Hasil

analisis dari tahap setelah pemboran ini akan dipakai untuk menghitung cadangan

lanjut (post-drilling reserves). Hal ini perlu dilakukan untuk mengevaluasi ulang

apakah prospek tersebut masih ekonomis untuk dikembangkan lebih lanjut atau tidak.

2. Maksud dan Tujuan

Maksud dari praktikum ini adalah untuk dapat mengetahui arti penting

perhitungan cadangan beserta metode perhitungannya.

Sedangkan tujuannya adalah untuk menghitung cadangan minyak dan gas yang

terdapat dalam suatu perangkap berdasarkan peta kontur top lapisan, peta net sand

(pasir bersih), atau total sand isopach map dan peta net oil pay (kolom minyak

produktif).

3. Metode Perhitungan

Dewasa ini telah dikenal 3 macam metode perhitungan cadangan hidrokarbon

yang sangat popular dan banyak dipakai oleh kalangan yang berkecimpung di dunia

perminyakan, yaitu :

1. Metode material balance

2. Metode kurva penurunan laju produksi

3. Metode Volumetrik (yang akan digunakan dalam praktikum)


Yang diperlukan dalam perhitungan metode volumetrik adalah :

1. Peta kontur struktur top lapisan

2. Peta net sand (ketebalan total pasir bersih)

3. Peta net oil pay (kolom minyak produktif)

Dari data Drill Stem Test (DST) atau analisis kualitatif zona minyak tiap sumur

akan diperoleh OWC (oil water contact) dan GOC (gas oil contact). Dari hasil tersebut

dilakukan :

- Pemplotan pada peta kontur struktur

- Melakukan interpolasi sehingga akan diketahui kedalaman zona minyak seluruh

lapangan.

Melakukan overlapping antara peta kontur struktur (lengkap dengan OWC dan

GOC) dengan peta net sand. Dari situ maka :

- Akan diketahui kolom minyak produktif

- Dilakukan pemplotan pada masing-masing sumur

- Dibuat peta kontur kolom minyak produktif

Adapun data yang diperlukan untuk perhitungan besarnya cadangan minyak dan gas

bumi secara volumetrik adalah :

1. Porositas

2. Kejenuhan air

3. Ketebalan lapisan batuan reservoir

4. Luas batuan reservoir

5. Formation Volume Factor (FVF)

Peta kolom minyak produktif dikontrol oleh :

1. Peta kontur struktur kedalaman top dan bottom lapisan

2. Pembatas stratigrafi

3. Peta/pola penyebaran batupasir

4. Pola penyebaran porositas


3.1. Metode Material-Balance

Metode material-balance dapat digunakan untuk menghitung cadangan awal.

Dengan mengikuti kesetimbangan materi seperti berikut :

{Volume yang diproduksi} = {V awal dalam reservoir} - {V sisa dalam reservoir}

Metode ini didasarkan pada kesetimbangan volume fluida (air, minyak dan gas)

antara volume produksi kumulatif terhadap volume pengembangan fluida di dalam

reservoir dengan volume air yang masuk ke dalam reservoir. Persamaan material

balance tergantung pada kondisi tekanan dan macam mekanisme pendorongan

reservoir (gas drive atau water drive).

3.2. Metode Kurva Penurunan Laju Produksi

Metode ini menampilkan bentuk grafik sejarah produksi suatu sumur atau

kumpulan sumur pada suatu reservoir. Dengan mengetahui sejarah produksi suatu

sumur, maka kita dapat meramalkan laju produksi di masa mendatang.

Sejarah produksi tersebut harus mencerminkan produktivitas formasi atau

dengan kata lain karakteristik reservoir tidak terpengaruhi oleh faktor-faktor :

- Perubahan kondisi operasi produksi

- Kerusakan sumur

- Kegagalan atau kerusakan peralatan dan sebagainya

Sehingga dengan demikian berdasarkan uraian di atas, metode analisis kurva

penurunan laju produksi ini hanya bisa dilakukan setelah sumur pada suatu reservoir

telah berproduksi.

3.3. Metode Volumetrik

Untuk menentukan initial in place dengan metode volumetrik, maka dibutuhkan

diketahuinya volume bulk (VB) dari reservoir yang ditempati oleh minyak. Untuk ini

diperlukan data logging untuk mengetahui ketebalan formasi produktif dan peta net

isopach, yaitu peta yang menunjukkan garis-garis yang menghubungkan titik-titik yang

mempunyai ketebalan lapisan minyak yang sama.

Kalkulasi secara volumetrik didasarkan terutama pada peta bawah permukaan

(peta kontur struktur atau peta isopach) dan data dari log (terutama log elektrik), core

(inti batuan) dan DST. Metode ini banyak dipakai di perusahaan minyak saat ini.


Ada 3 pendekatan yang digunakan untuk menghitung VB batuan reservoir yang

mengandung minyak dari peta net isopach, yaitu metode piramidal, metode trapezoidal

serta metode grafis. Setelah VB dihitung, maka selanjutnya menghitung initial oil in

place.

1. Metode piramid

VBi = h/3 [An + An+1 + (An . An+1) ]

VB total : VB = VB

dimana :

VBi = elemen VB antara dua garis kontur isopach yang berdekatan, masing-masing

dengan luas An dan An+1, (dalam acre-ft).

An = luas daerah yang dikelilingi kontur ke n, terhitung dari kontur ke-0 (nol),

kontur yang mempunyai ketebalan formasi nol, (dalam acre).

An+1 = luas daerah yang dikelilingi oleh kontur ke- n+1. (dalam acre).

H = interval kontur isopach, (dalam feet).

2. Metode trapezoid

VB = h/2 (An + An+1)

Atau secara umum dapat diformulakan sebagai berikut :

VB = h/2 ( A0 + 2A1 + 2A2 + + 2An-1 + An ) + ( An x (hn/3))

dimana :

VB = volume bulk (acre feet)

h = interval kontur

A0 = luas yang dibatasi kontur nol

A1 = luas yang dibatasi garis kontur pertama di atas kontur nol, dst

hn = jarak vertikal dari kontur paling atas ke top lapisan reservoir

3. Metode Grafis

Pada metode ini, luas masing-masing daerah yang dibatasi oleh kontur isopach

diplot versus ketebalan yang dinyatakan oleh kontur tersebut. VB reservoir adalah luas

areal di bawah kurva, (dalam satuan acre-feet).

Supaya lebih akurat, maka metode trapesium ini perlu digabung dengan metode

piramida. Rumus trapesium dapat menghasilkan error sekitar 2% jika perbandingan


G = 43560 x VB x x (1 Sw) x Bg

N = 7758 x VB x x (1 Sw) x Bo

An/An-1 atau perbandingan luas antara dua kontur isopach yang berdekatan adalah 0,50.

Untuk itu, jika perbandingan luas antara dua kontur isopach yang berdekatan adalah <

0,50 maka dipakai rumus piramidal, sedangkan jika perbandingannya > 0,50 dipakai

rumus trapesium.

Cara menghitung luas areal dapat digunakan metode sistem grid, planimeter,

maupun dengan menggunakan digitasi komputer.

Menghitung GIP (Gas In Place) dengan metode volumetrik

G = gas in place, dalam SCF (standard cubic feet)

43560 = faktor konversi dari ac-ft ke cu-ft

VB = volume bulk dari reservoir, (dalam acre-feet).

= porositas rata-rata (%)

Sw = kejenuhan air (%)

Bg = Gas Formation Volume Factor, (dalam SCF/cu-ft).

Menghitung GIP (Gas In Place) dengan metode volumetrik

N = oil in place, dalam STB (stock tank barrels)

7758 = faktor konversi dari ac-ft ke barrels

VB = volume bulk dari reservoir, (dalam acre-feet).

= porositas rata-rata (%)

Sw = kejenuhan air (%)

Bo = Oil Formation Volume Factor, (dalam STB/bbls).


DAFTAR PUSTAKA

Craft, B.C. & Hawkins, M.F., 1959, Applied Petroleum Reservoir Engineering,

Prentice Hall, Inc., Englewood Cliffs, Newe Jersey.

Laudon R.C., 1996, Principles of Petroleum Development Geology, PTR Prentice Hall,

Upper Saddle River, New Jersey.

.., Basic Petroleum, Short Course, kerjasam Total Indonesie dengan ITB.

Documents

Pemetaan Bawah Permukaan & Perhitungan Cadangan