Iatmi 2007-Ts-02 Reza Satria Nugraha, Bob Pt

Proceeding Simposium Nasional IATMI 25 - 28 Juli 2007, UPN “Veteran” Yogyakarta _______________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

PEMODELAN GEOLOGI UNTUK PENGEMBANGAN LAPANGAN BERUK NORTH, BLOK COASTAL PLAINS PEKANBARU

Oleh:

Reza Satria Nugraha, Budi Abrar, dan Doni Hernadi

Badan Operasi Bersama PT. Bumi Siak Pusako – Pertamina Hulu, Coastal Plains Pekanbaru Block

Menara Bank Danamon Lt.20, Jl. Prof. Dr. Satrio Kav E IV/6, Mega Kuningan, Jakarta 12950 Telp. (021) 57991552, Fax. (021) 57991553

e-mail : [email protected], [email protected] dan [email protected]

ABSTRAK

Lapangan Beruk North terletak di bagian Selatan Blok Coastal Plains Pekanbaru (CPP). Sumur eksplorasi pertama dibor pada tahun 1985 dan mulai berproduksi sejak tahun 1988. Lapangan ini mempunyai closure dengan empat arah kemiringan. Tatanan geologi yang kompleks, seperti struktur geologi, keragaman fasies pengendapan dan karakteristik batuan memotivasi untuk mendapatkan pemahaman yang lebih dalam untuk kepentingan pengembangan di masa depan. Produksi lapangan Beruk North masih cukup potensial dengan produksi 614 BOPD, laju penurunan sekitar 16% serta recovery sampai dengan akhir 2006 mencapai 36%.

Tujuan dari studi yang dilakukan ini adalah untuk membuat model geologi 3D yang akan digunakan untuk simulasi reservoir dan penyusunan strategi pengembangan lapangan Beruk North. Studi ini menggabungkan semua data (geologi, geofisika, dan petrofisika) ke dalam satu 3D geo-model yang representatif. Data Core menyediakan interpretasi fasies pengendapan yaitu, Channel, Bar, dan Shale, serta marker stratigrafi. Karakteristik batuan yang didapat dari data core dielaborasi dengan data log sumur berdasarkan analisa petrofisika. Dilanjutkan dengan metoda Multi-Resolution Graph-Based Clustering (MRGC) untuk penentuan electrofacies. Dikontrol dengan kerangka struktural yang detil, nilai-nilai tersebut kemudian didistribusikan ke dalam model 3D menggunakan teknik pemodelan. Data fasies dan petrofisika yang dihasilkan, geometri dan distribusinya, diharapkan dapat memperkecil resiko pada pemboran infill dan manajemen reservoir yang lebih baik.

Studi ini merupakan interpretasi yang didukung dengan penggunaan teknologi tinggi untuk mengatasi permasalahan keterbatasan data dan dikolaborasikan ke dalam satu model geologi 3D dari lapangan Beruk North. Pemahaman yang detil mengenai penyebaran fasies, hubungan antara fasies dan data petrofisika yang akurat digabung dengan aktualisasi produksi akan membantu dalam pengembangan lapangan Beruk North menjadi lebih produktif.

Keywords : Fasies, MRGC, Model geologi.

PENDAHULUAN

Lapangan yang dilakukan studi ini merupakan lapangan dengan tiga lapisan

batupasir. Sampai proses pengerjaan studi ini sepuluh sumur pengembangan telah dibor sejak pemboran sumur ekplorasi pertama dengan jarak antar sumur sekitar 150-200m. Penentuan target


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

pemboran ditentukan oleh struktural dan pengetahuan geologi mengenai distribusi batupasir yang didapatkan dari korelasi sumur-sumur sebelumnya . Dua hal yang menjadi hal penting dalam pemodelan karakteristik reservoir adalah yang pertama hubungan antara fasies-fasies yang ada dan yang kedua adalah penyebaran permeabilitas serta kontrol dari aspek geologi terhadap penyebaran tersebut. Pada waktu penulisan studi ini sumur pengembangan Beruk North (BNO) #10 dibor dengan produksi awal sekitar 400 BOPD. Bagian terakhir dari tulisan ini akan memaparkan perbandingan antara parameter reservoir yang aktual dengan prediksi dari model geologi 3D.

TATANAN GEOLOGI

Formasi Bekasap yang merupakan target objektif lapangan ini secara regional diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko pada lingkungan estuarine intertidal,inner-neritic sampai middle/outer neritic (Dawson, et.al, 1997) dan mempunyai kisaran umur awal Miosen yang ditandai dengan batas sikuen yang berumur 21 Ma. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras langsung di atas basement yang terangkat tinggi akibat aktifitas tektonik. Litologi penyusunnya adalah batupasir glaukonit di bagian atas serta sisipan serpih, batugamping tipis dan lapisan batubara. Ketebalan formasi ini sekitar 1300 ft.

Marker maximum flooding surface termasuk dalam Formasi Telisa yang berumur Miosen Awal-Miosen Tengah (N7-N11) diendapkan secara menjari dengan bagian paling atas Grup Sihapas (Formasi Duri). Formasi ini tersusun dari suksesi batuan sedimen yang didominasi oleh serpih dengan sisipan batugamping dan batupasir glaukonit berbutir halus yang menunjukkan lingkungan pengendapan litoral dalam dan luar. Pengaruh laut terlihat semakin jelas ke arah lapisan yang lebih muda. Perubahan litologi dan fauna yang

cukup jelas terlihat pada bagian atas Formasi Telisa dan menunjukkan awal fase regresif Miosen Tengah dari siklus Neogen. Formasi ini yang kemudian menjadi lapisan tudung (seal)untuk lapangan Beruk North dan lapangan-lapangan lainnya di Cekungan Sumatra Tengah. (Heidrick & Aulia, 1997)

ALUR PENELITIAN

Pembuatan model geologi 3D mengikuti alur kerja sebagai berikut : 1. Penyusunan kerangka model. Kerangka ini

terdiri dari marker-marker stratigrafi dan patahan-patahan yang terdapat pada Lapangan Beruk North. Terdapat 13 marker termasuk basement yang ditentukan dan dikorelasikan ke semua sumur. Marker-marker tersebut kemudian diikat dengan seismik mengunakan konversi waktu-kedalaman berdasarkan waktu respon seismik dengan data kedalaman dari sumur. Dari ikatan tersebut dapat ditarik horizon seismik dari tiga marker utama yaitu ; Maximum flooding surface (MFS) , Flooding surface (FS) 6, dan Basement (Gambar.1). Marker FS6 ekuivalen dengan top lapisan 1650 Ft sd. Penarikan patahan dari seismik dilakukan dengan teliti untuk mendapatkan kerangka struktural yang akurat untuk kepentingan pengembangan lapangan. (Gambar.2)

2. Interpretasi geologi. Berdasarkan analisa data core yang dielaborasikan dengan data log sumur, dibuat secara detil dengan skala per 0.5 ft untuk dapat mencakup lapisan-lapisan tipis dari lingkungan estuarine pada Formasi Bekasap.

3. Analisis petrofisika. Dengan menggunakan

metoda MRGC, setiap detil pola log di cluster berdasarkan kesamaan penyebaran permeabilitas, porositas dan volume clay


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

dibuat menjadi tiga facies yaitu Channel, Bar dan Shale. (Gambar.3). Sebaran facies secara vertikal dapat dikontrol secara statistik dan grafis berdasarkan pendekatan kesamaan karakteristik log.

4. Pemodelan Fasies. Langkah-langkah

pemodelan meliputi pembuatan blok fasies. Penentuan kondisi dan tubuh dari fasies tersebut untuk tiap-tiap interval didapat berdasarkan peta penyebaran batupasir, peta net to gross (NTG), serta data geologi regional.

5. Pemodelan petrofisika. Model fasies yang telah dibuat akan dijadikan koridor untuk penyebaran karakteristik petrofisika seperti porositas, permeabilitas dan saturasi air (Sw). Untuk penentuan saturasi awal digunakan hubungan antara permeabilitas, atau porositas untuk menghitung Sw awal yang kemudian diaplikasikan pada sumur-sumur baru.

Penjelasan untuk beberapa alur kerja adalah sebagai berikut :

Stratigrafi: Korelasi dari marker-marker yang dianggap memiliki kemenerusan yang luas seperti Maximum flooding surface, Flooding surface, dan Sequence boundary memiliki peranan penting dalam penentuan stratigrafi daerah yang dibahas. Kemudian korelasi stratigrafi ini harus mempunyai hubungan dengan fasies-fasies pengendapan yang akan dimodelkan. Dari tatanan stratigrafi ini dapat terlihat onlap-onlap dari beberapa formasi yang dibatasi oleh flooding surface di bagian atas dan sequence boundary di bagian bawah yang merupakan daerah menarik untuk lapisan-lapisan yang lebih dalam dengan jenis perangkap stratigrafi.

Fasies: Diinterpretasi beberapa fasies dari satu sumur dengan data core yang kemudian dikombinasikan untuk semua sumur dengan data log yang ada. Fasies-fasies yang ditentukan

merupakan hasil dari lingkungan pengendapan estuarine. Adapun fasies-fasies tersebut sebagai berikut :

1. Tidal channel 2. Sand bar3. Mud flats 4. Mixed flats

Untuk keperluan pemodelan geologi fasies Tidal channel kemudian disebut sebagai channel dengan kode “1”, fasies Sand bar disebut sebagai bar dengan “2”, fasies Mud flats dan Mixed flats disebut sebagai shale dengan kode fasies “3”. Analisis petrofisika: Inti dari analisa ini adalah karakteristik dari kelompok-kelompok facies (clustering) pada suatu populasi. Dengan metoda MRGC (Multi Resolution Graph-based Clustering) berupa kombinasi antara pengelompokkan data-data (clustering) secara statistik dan juga sebaran populasi-populasi secara grafis dikelompokkan menjadi tiga kelas facies yaitu Channel, Bar dan Shale. Facies dari deskripsi core juga digunakan untuk memandu dalam penentuan electrofacies maupun pengelompokkan populasi dalam suatu grup petrofisika. Pembuatan model untuk karakterisasi klas-klas (clustering) menggunakan data-data permeablitas, porositas dan volume shale yang digunakan dalam propagasi fasies (Gambar.3). Facies dipropagasi dari beberapa tipe model cluster dengan metoda kNN (k-nearest neighbour) dan disebarkan ke semua sumur yang tidak memiliki core.

Iterasi pekerjaan: Alur penelitian yang tersebut di atas merupakan alur dasar dalam pekerjaan pemodelan geologi 3D. Sehingga dalam pelaksanaan studi ini dilakukan secara berulang-ulang. Untuk kebutuhan pengembangan lapangan, studi dilakukan pertama-tama kali sebagai first run yang kemudian dipresentasikan ke departemen terkait untuk mendapatkan masukan. Pekerjaan ulang dilakukan dengan revisi-revisi dan re-


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

interpretasi untuk menyempurnakan model geologi yang pertama.

KONSEPTUAL MODEL GEOLOGI Dalam studi ini tidak menggunakan

integrasi dengan geo-body dari atribut data seismic karena pada saat penulisannya data seismic 3D lapangan ini sedang dalam tahap reprocessing untuk kebutuhan analisis atribut geofisika. Pembuatan konsep untuk model geologi menggunakan peta fasies yang dibuat dari dominasi persentase fasies per interval dan peta Net to Gross (Gambar.6).

HASIL PEMODELAN GEOLOGI 3D

Gambar.7 Menunjukkan model dengan validasi sumur BNO#10. Pada titik sumur tersebut memiliki nilai karakteristik petrofisika yang baik yaitu ; Porositas 25%, Permeabilitas rata-rata 200md, dan Saturasi awal 66%.

Gambar.8 Menunjukkan model zona produktif di lapangan Beruk North. Dibuat berdasarkan model geologi konseptual dan pemodelan petrofisikanya. Pemodelan petrofisika dibuat berdasarkan tranformasi deposisional, kompaksional, lateral, dan skewness. Subgrid 1 (FS6-SB5) atau yang ekuivalen dengan lapisan 1650 Ft sd merupakan layer paling produktif di lapangan Beruk North.

TAHAP LANJUTAN

Model geologi 3D yang dihasilkan kemudian akan dijadikan sebagai base case atau skenario 1. Untuk validasi model yang dibuat digunakan sumur-sumur pengembangan baru yang dibor pada saat proses pengerjaan studi ini, digunakan sumur BNO #10 yang terletak pada closure di bagian barat laut dan berada relatif di selatan dari BNO #8 dan BNO #1. Sumur BNO #10 terbukti mempunyai lapisan dengan

porositas dan permeabilitas yang bagus dengan produksi awal sekitar 400 BOPD. Pada model 3D, sumur BNO #10 ini merupakan oleh fasies Channel yang merupakan reservoir yang baik.

Kontribusi atribut seismik untuk meningkatkan akurasi dari geo-body fasies yang ada sangat tinggi, sehingga model geologi yang dihasilkan ini masih menunggu hasil dari reprocessing data seismik yang sedang dilakukan.

KESIMPULAN

Model geologi 3D yang dibuat dengan metode deterministik untuk fasies channel dan stokastik untuk fasies bar, dibangun dengan mengintegrasikan seoptimal mungkin data-data yang ada. Model ini menunjukkan heterogenitas dengan memodelkan channel sebagai objek geologi yang memiliki variasi geometri dan karakterisktik di dalam channel itu sendiri. Studi ini merupakan integrasi dan teamwork dari berbagai disiplin ilmu. Dengan pola kerja iterasi dan didukung dengan penerapan teknologi yang tinggi dibuat model geologi 3D lapangan Beruk North. Model ini masih dalam penyempurnaan, namun satu dari hasil pemboran sumur pengembangan BNO #10 telah menjadi salah satu validasi dari pemodelan 3D yang dilakukan.

UCAPAN TERIMA KASIH Tim penulis mengucapkan terima kasih sebesar-besarnya kepada Badan Operasi Bersama PT. Bumi Siak Pusako – Pertamina Hulu atas kesempatan serta dukungan yang diberikan untuk mempresentasikan studi ini. Khususnya kepada Bapak Eko Rukmono, Bapak Bismantoro Prabowo, Bapak Eko Rudi Tantoro, dan Bapak Handoko Mukijab atas bimbingan dan dorongannya. Serta kepada semua pihak yang telah banyak membantu terselesaikannya studi ini.


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

DAFTAR PUSTAKA Aulia, K., Heidrick, T. L., Yarmanto, Mertani,

B., “Petroleum Geology of Central Sumatra Basin” PT. Caltex Pacific Indonesia, 1997.

Geolog 6, “Using Geolog”, Paradigm Software. Shin-Ju Ye, Halliburton Energy Services,

and Philippe Rabiller, Elf Exploration Production, “A New Tool For ElectroFacies Analysis: Multi-Resolution Graph-Based Clustering”. SPWLA 41st Annual Logging Symposium, June 4-7, 2000.

Issaks, E. H., and Srivastava, R. M., “Applied Geostatistic”, Oxford University Press, Inc., 1989.

Irap RMS 7.3, “Introduction to 3D Geological

Modelling, Course Manual”, ROXAR, Jakarta.

Irap RMS 7.5, “Advanced Property Modelling

Manual”, ROXAR. Walker, R. G., James, N. P., and Geological

Association of Canada, “Facies Models : Response to Sea Level Change”, 1992.

TABEL 1. DATA KARAKTERISTIK RESEVOIR LAPANGAN BERUK NORTH

Objektif Parameter Unit

1650'sd A 1650'sd B 1700'sd A Area, Reservoir Acre 182 54 48Volume, Reservoir AcreFt 3,311 987 643Kontak Minyak/Air - FT SS 1,645 1,645 1,675Porositas, mean - % 29 29 28Saturasi Air, mean - % 70 70 75

TABEL 2. INFORMASI UMUM MENGENAI MODEL

Parameter Unit Area Pemodelan Acre 285068.77Total Ketebalan FT 120Jumlah Lapisan Grid Layer 38Jumlah Lapisan yang Dimodelkan Layer 32Jumlah Total Sel Cell 380000


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

TABEL 3. INTERVAL PEMODELAN DAN PARAMETER GRIDDING

Zona Ketebalan Isochore

Ketebalan Fasies Rata-rata

Perlapisan Geologi Subgrid

FS6-SB5 19.04 4.4786 5 1

SB5-FS5 6.25 4.0381 2 2

FS5-SB4 17.8 5.2466 5 3

SB4-FS4 11.05 3.0192 3 4

FS4-SB3 31.73 8.4806 8 5

SB3-FS3 9.85 5.0458 3 6

FS3-SB2 23.02 6.5494 6 7 SB2-FS2 3.82 3.5 1 8 FS2-SB1 7.73 5.8182 2 9 SB1-FS1 5.94 5.2187 2 10

FS1-BSMT 3.22 4.5313 1 11

TABEL 4. PARAMETER PEMODELAN FASIES CHANNEL UNTUK INTERVAL OBJEKTIF

Subgrid Interval Fraksi

Volume (%)

Azimuth (°)

Lebar Channel

(m)

Amplitude (m)

1 1650'SD-SB5 63.0186 225 ±320 ±500 3 FS5-SB4 44.7621 135 ±320 ±500


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

GAMBAR 1. PETA STRUKTUR KEDALAMAN HORIZON YANG DITARIK DARI PENAMPANG SEISMIK


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

GAMBAR 2. POLA-POLA PATAHAN PADA LAPANGAN STUDI

GAMBAR 3. HASIL CLUSTERING FASIES MENGGUNAKAN METODA MRGC


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

GAMBAR 4. PENGELOMPOKAN FASIES BERDASARKAN KESAMAAN POROSITAS, PERMEABILITAS, DAN VOLUME CLAY

GAMBAR 5. PERBANDINGAN HASIL CLUSTERING FASIES LOG DENGAN FASIES CORE


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

GAMBAR 6. CONTOH PERBANDINGAN PETA FASIES DAN PETA NTG UNTUK MODEL KONSEPTUAL (INTERVAL ZONA OBJEKTIF FS6-SB5 & FS5-SB4)

GAMBAR 7. MODEL GEOLOGI DENGAN SUMUR VALIDASI BNO #10


___________________________________________________________________________________ IATMI 2007-TS-02

GAMBAR 8. MODEL GEOLOGI DAN PETROFISKA UNTUK ZONA OBJEKTIF (SUBGRID 1 EKUIVALEN DENGAN 1650 FT SD DAN SUBGRID 2 EKUIVALEN DENGAN 1700 FT SD)

Iatmi 2007-Ts-02 Reza Satria Nugraha, Bob Pt

Documents

Transcript of Iatmi 2007-Ts-02 Reza Satria Nugraha, Bob Pt