DASAR-DASAR TEKNIK RESERVOIR MINYAK DAN GAS

DASAR-DASAR TEKNIK RESERVOIR MINYAK DAN GAS

PENGERTIAN RESERVOIR ENGINEERING PIRSON:

“RESERVOIR ENGINEERING MAY BE DEFINED AS THE ART OF FORECASTING THE FUTURE PERFORMANCE OF A GEOLOGIC OIL AND/OR GAS RESERVOIR FROM WITH PRODUCTION IS OBTAIN ACCORDING TO PROBABLE AND PREASSUMED CONDITIONS."

PENJELASAN

“Reservoir Engineering” merupakan cabang dari “Petroleum Engineering” dengan tugas utamanya adalah peramalan kelakuan reservoir, laju produksi dan jumlah minyak atau gas yang dapat diproduksikan dari suatu sumur, sekelompok sumur, ataupun dari seluruh reservoir, di masa datang berdasarkan anggapan-anggapan yang mungkin, ataupun dari sejarah masa lalunya yang sudah ada.

Modified McKelvey box showing resource status categories.

Reserves Estimation and Uncertainty

BATASAN

• Perkiraan cadangan migas pada kondisi ketidakpastian.
• Definisi cadangan dan ketidakpastian.
• Ketidakpastian secara teknis, ekonomis, dan politis.
• Cara mengurangi ketidakpastian.

Definisi Ketidakpastian: belum tentu terjadi, belum didefinisikan secara jelas, tanpa/kurang kejelasan.

Tipe Ketidakpastian

• Teknis, Ekonomis, Politis.
• Ketidakpastian Teknis: geophysical, geological, petrophysical, atau engineering risk.
• Ketidakpastian Ekonomis: risiko harga, kapital dan biaya operasi, pembagian hasil, dan pajak.
• Ketidakpastian Politis: country risk – stabilitas pemerintahan, status kepemilikan produksi minyak dan (konsesi, PSC, TAC, JOB, KKKS, etc...)

Reservoir Engineering

Secara umum seorang “Reservoir Engineer” akan berhubungan dengan:

• Data dasar, data mengenai sifat fisika/kimia-kimia-fisika, batuan dan fluida reservoir,
• Penentuan besarnya cadangan, baik awal maupun sisa,
• Aliran fluida dalam media berpori,
• Test sumur, meliputi: test tekanan, produktivitas, komunikasi antar reservoir dan/atau layer,
• Kelakuan reservoir, perawalan kelakukan reservoir di masa datang berdasarkan kelakuan di masa lalu,
• Peningkatan recovery,
• Analisis keekonomian.

TAHAPAN DALAM MEMPELAJARI “RESERVOIR ENGINEERING”

Tahap I

Lebih dikenal sebagai tahap pengenalan dasar teknik reservoir, yang membahas teknik reservoir secara umum, sifat statis dan dinamis batuan maupun fluida reservoir, sifat-sifat reservoir, permeabilitas, aliran fluida seperti laju produksi pendesakan dan efisiensi pendorongan fluida, saturasi, tekanan kapiler yang mencerminkan distribusi saturasi fluida dalam reservoir, kompresibilitas yang mencerminkan pengaruh perubahan tekanan terhadap fluida maupun batuan.

Tahap II

Dikenal sebagai tahap aplikasi dasar teknik reservoir, membahas mengenai pengertian cadangan serta perhitungannya, kelakuan reservloir serta aplikasi persamaan aliran fluida dalam media berpori, penahapan produksi reservoir.

Tahap III

Dikenal sebagai aplikasi lanjut teknik reservoir, membahas mengenai analisis dan interpretasi persamaan aliran fluida dalam media berpori seperti test sumur.

Tahap III

Dikenal sebagai tahap “RESERVOIR SIMULATION”

Reservoir Engineering

1. Batas Reservoir

Batas Reservoir adalah batas pemisah antara daerah hydrokarbon dan daerah non-hydrokarbon, dapat berupa:

• Batas Geologi
• Batas perbedaan fluida hydrokarbon, seperti batas minyak air, batas gas-air, atau batas gas-minyak.

2. Klarifikasi Reservoir berdasarkan perangkap geologi

• Perangkap Struktur
• Perangkap Stratigrafi
• Perangkap Kombinasi

3. Tingkat / derajat Heterogenitas Reservoir

• Uniform dan non-uniform
• Homogen dan heterogen
• Isotropic dan un-isotropic

4. Klasifikasi Reservoir berdasarkan fluidanya

• Reservoir Minyak : black oil, volatile oil
• Reservoir Gas : dry gas dan wet gas

5. Klasifikasi Reservoir berdasarkan tekanan awal

• Undersaturated Reservoir
• Saturated Reservoir

6. Klasifikasi Reservoir berdasarkan mekanisme pendorong

• Soluton gas drive
• Gas cap drive
• Water drive
• Combination drive

7. Rencana dan macam test yang akan dilakukan sesuai dengan jenis reservoirnya.

8. Rencana pengembangan reservoir, pola pengurasan yang berhubungan dengan letak sumursumur produksi dan injeksi, jumlah sumur, dsb.

9. Rencana pengurasan reservoir dan tahapan cara produksi

• Primary production (natural depletion)
• Secondary recovery (water atau gas injection)
• Tertiary recovery (enhanced oil recovery)

Reserves (Cadangan)              

Awal isi minyak atau Gas (Initial oil in place/initial gas in place)

Adalah jumah minyak atau gas dalam suatu reservoir yang dihitung secara  volumetris berdasarkan data geologi serta pemboran, atau material balance berdasarkan data sifat-fisik fluida dan batuan reservoir produksi serta ulah/kelakukan reservoir, atau dapat juga dengan cara perhitungan simulasi reservoir.

Cadangan (Reserves)

1.  Cadangan Terbukti (Proven):

Jumlah fluida hidrokarbon yang dapat diproduksikan yang jumlahnya dapat

dibuktikan dengan derajat kepastian yang tinggi.

• Hasil analisa kualitatif log yang dapat dipercaya
• Penelitian dan pengujian kandungan yang berhasil
• Dapat menghasilkan pada tingkat produksi yang komersial

2.  Cadangan Potensial (Probable dan Possible):

Cadangan ini berdasarkan pada peta geologi dan masih memerlukan penelitian dengan pemboran lebih lanjut.

TATACARA MEMPERKIRAKAN CADANGAN MINYAK

KLASIFIKASI CADANGAN

Tipe dari Perkiraan Cadangan

• Deterministic Based Reserves Estimates – setiap parameter menggunakan asumsi yang terbaik.
• Probabilistic Based Reserves Estimates – kuantifikasi uncertainty.

Reliability of Reserves Estimates

• Kuantitas dan kualitas Data
• Kompetensi dan Integritas Reserves Estimator

Proved Reserves Guidelines

• Known Reservoir
• Existing Economic and Operating Conditions
• Actual Production or Conclusive Formation Test
• Improved Recovery under Certain Conditions
• How to Incorporate New Technology

KNOWN RESERVOIRS

o   Penetrated by a Wellbore and Confirmed as Hydrocarbon - Bearing.

o   Downdip Limits - Contacts or Low Known Hydrocarbons - example.

o   Known Areas

o   Fault limitations and distance between wells.

Pengaruh Perhitungan Keekonomian terhadap Perkiraan Cadangan

• Prices and Cost as of the Date of the Reserves Estimate. Price Change Only as Allowed by Contractual Agreement -  no escalations based on future condition.
• Existing Operating Conditions- Facilities and equipment in place, and limited to economically feasible projects and “state-of the- art” technology.

Production or Testing Requirements for Proved Reserves

• Formation Test
• Drill-Stem Test (DST)
• Conclusive Formation Test
• FavourableWell Log Response or Core Analysis

Penentuan Tahap Produksi

a. Produksi Tahap Awal (primer)

• Secara alamiah, yaitu produksi yang terjadi karena tenaga reservoir tersebut mampu untuk mengangkat fluida ke permukaan.
• Pengangkatan buatan, masih menggunakan tenaga reservoir tersebut ditambah dengan tenaga dari luar (misalnya pompa angguk, pompa reda) atau dengan mengurangi berat cairan di dalam kolom sumur (misalnya dengan gaslift).

b. Produksi Tahap Kedua (Sekunder)

• Menjaga kestabilan dan/atau menambah tenaga reservoir secara langsung  yaitu dengan menginjeksikan air atau gas pada suatu sumur, untuk kemudian memproduksikannya dari sumur lainnya.

c. Produksi Tahap Lanjut (Enhanced Oil Recovery)

• Injeksi panas: huff puff, steam (uap), in situ combustion
• Injeksi bahan: kimia, surfactant, polimer
• Injeksi terlarut (miscible): gas C02 atau N2

Simulasi Reservoir

Simulasi reservoir merupakan salah satu cara yang digunakan untuk:

1. Memperkirakan isi minyak gas awal dalam reservoir.
2. Indentifikasi besar dan pengaruh aquifer (cadangan air).
3. Indentifikasi pengaruh patahan dalam reservoir.
4. Memperkirakan distribusi fluida.
5. Identifikasi adanya hubungan antar layer secara vertikal.
6. Peramalan produksi untuk masa yang akan datang.
7. Peramalan produksi dengan memasukkan alternatif pengembangan:
• Jumlah penambahan sumur produksi
• Jenis/cara menambah produksi
• Jumlah penambahan sumur injeksi
• Sistim/bentuk/luas pattern
8. Membuat beberapa kasus untuk optimalisasi produksi minyak

Simulasi merupakan suatu bentuk/model reservoir yang dijabarkan secara matematis. Dimana model tersebut dibuat dan dianggap seperti keadaan sebenarnya, sesuai dengan parameter-parameter reservoir yang ada, atau asumsi-asumsi yang dapat dipercaya.

Peralatan Simulasi

• Perangkat keras (komputer dan perpheralnya)
• Perangkat lunak (simulator)
• Reservoir sebagai model

Langkah-Langkah Pelaksanaan Simulasi

• Persiapan data
• Inisialisasi
• Penyelarasan
• Peramalan
• Keekonomian

Jenis Simulator

• 1 Phase (gas reservoir)
• Black Oil Model
• Compositional Model
• Miscible Model

Beberapa contoh Reservoir Simulator

Referensi:

• Wahyono Kuswo, 2008, Dasar-Dasar Teknik Reservoir Migas, Ikatan Ahli Teknik Perminyakan Indonesia (Iatmi)
• S. Naji, Hassan Dr., 2004, Petroleum Reserves Estimation Methods, A Report Submitted to the Energy Studies Department OPEC Secretariat
• www.petrobjects.com

Read More

GEOKIMIA BATUAN INDUK PRA-TERSIER CEKUNGAN AKIMEUGAH, PAPUA

GEOKIMIA BATUAN INDUK PRA-TERSIER CEKUNGAN AKIMEUGAH, PAPUA

Cekungan Akimeugah terletak di utara basement high (Merauke Ridge) Papua bagian selatan yang memisahkannya dari Cekungan Arafura ke selatan. Cekungan ini Dilihat dari asosiasinya dengan cekungan disekitarnya, cekungan akimeugah berasosiasi dengan cekungan – cekungan yang telah berproduksi hidrokatbondiantaranya Cekungan Papua dan cekungan – cekungan Australia. Dari penelusuran berbagai jurnal dan atikel, literature geokimia akan memberikan gambaran terkait batuan induk aktif yang ada di daerah tersebut.

Peta indeks Cekungan Akimeugah dan Sahul berdasarkan Peta Cekungan Sedimen Indonesia (Badan Geologi, 2009).

Cekungan Akimeugah bermula sebagai cekungan passive margin, yakni cekungan yang terbentuk oleh rifting di tepi utara benua Australia pada saat tepian ini, mengalami peretakan akibat sebagian massa dibagian utaranya mau lepas dan bergerak dari Australia. Dalam retakan ini terbentuk horst dan graben yang di dalam grabennya diendapkan sedimen synrifting Paleozoikum dan Mesozoikum. Kemudian, saat bagian ini lepas dan menjauh dari Australia (drifting) diendapkanlah sedimen syn drifting yang umumnya berupa shale atau batugamping, kejadian ini terjadi sampai Paleogen.

Peta tektonik dan penampang cekungan foreland

Pada umur Neogen, Akimeugah berbenturan dengan Central Range of Papua (Punggung Papua). Sejak itulah Akimeugah bertipe foreland basin. Passive margin Paleozoikum-Neogen ditekuk masuk ke bawah jalur Banda dan Central Range. Kemudian di bagian depan tekukan itu (foredeep) diendapkan sedimen bersifat molassic yang merupakan erosional products dari tinggian di dekatnya.Penekukan dan penguburan oleh sedimen molase bagian foredeep passive margin Akimeugah telah mematangkan batuan induk Paleozoik, Mesozoik, atau Paleogen di dalam graben kemudian migrasi hidrokarbonnya akan bergerak membalik dari foredeep ke forebulge-nya (bagian ke arah updip dari passive margin yang tak ikut tertekuk seperti foredeep) secara lateral, atau bergerak vertikal menuju zone deformasi imbrikasi di wilayah benturan. Kontrol utama cekungan Akimeugah adalah rifting dan drifting pada Paleozoikum Mesozoikum-Paleogen, dan collision pada Neogen (Awang Satyana, pada Agus sabarnas 2011)

Streatgrafi Cekungan Akimeugah

Cekungan Akimeugah terdiri dari endapan pre – kambrian – tersier. Batuan dasar terdiri dari Batuan Gabro berumur pra-kambrian dan Batuan Metamorf. Diikuti oleh pengendapan formasi Dolomit Modio berumur Permian dan Formasi Aiduna yang diendapkan secara tidak selaras. Kemudian secara selaras diendapkan diatasnya formasi-formasi klastik Mesozoikum (Formasi Tipuma, Kopai, Woniwogi, Piniya dan Ekmai), serta beberapa perlapisan karbonat secara lokal. Diatas Formasi Ekmai, ditindih oleh klastik dan batugamping berumur Paleosen – Miosen (Waripi, Lower Yawee, Anggota Adi, dan Upper Yawee) secara tidak selaras. Pengendapan terakhir adalah batulempung marin berumur Miosen akhir hingga Plio-Pleistosen dan karbonat lokal yang terendapkan tidak selaras, yaitu Formasi Buru.

METODE GEOKIMIA

Pendekatan geokimia merupakan proses identifikasi batuan induk  aktif diawali dengan mengevaluasi kuantitas material organic menggunakan parameter Petter and Cassa, 1994. Penentuan kualitas material organic menggunakan diagram modifikasi Van Krevelen dalam Hunt, 1996. Dan Penentuan tingkat kematangan menggunakan parameter Petter and Cassa, 1994. Metode yang digunakan terdiri analisis kandungan TOC,Rock-Eval Pyrolisis, dan pantulan vitrinit (RO).

Identifikasi Batuan Induk

Proses identifikasi interval batuan induk pada cekungan akimeugah dilakukan pada beberapa sumur. Dimana evaluasi batuan induk berfokus pada Formasi Woni – Wogi dan Formasi Aiduna

Kuantitas Material Organik

Identifikasi batuan induk diawali dengan melakukan analisis kuantitas batuan induk dan kemampuan menggenerasikan hidrokatbon. Kuantitas batuan induk dinilai dengan melihat nilai total organic content (TOC) yang dinyatakan dalam satuan presentase berat dari batuan kering. Analisis kuantitas batuan induk dilakukan dengan cara membuat kurva TOC terhadap kedalaman pada interval masing – masing formasi, sebagai berikut :

a) Formasi Woni – Wogi

Formasi Woni-wogi pada umur Cretaceous Awal dengan litologi batupasir, batuserpih, dan batulanau yang tediri dari memiliki nilai kandungan material organik yaitu 0.34 wt% – 2.9 wt% berdasarkan klasifikasi kandungan material organik masuk kedalam kategori Poor – V.Good (Peters dan Cassa, 1994). Dilihat dari kemampuan menggenerasikan  hidrokarbon dengan parameter nilai S1 + S2 (Potential Yield) menunjukkan nilai 0.2 mgHC/g – 6.21 mgHC/g yang masuk dalamkategori Poor-Good (Peters dan Cassa, 1994). Data ini menunjukkan bahwa formasi ini berpotensi untuk menjadi batuan induk.

Kandungan TOC Formasi Woni –Wogi dan Kemampuan menggenerasikan

Hidrokarbon

b) Formasi Aiduna

Formasi Aiduna pada umur Permian dengan litologi batuserpih memiliki nilai kandungan material organik yaitu 0.39 wt% – 3.45 wt% berdasarkan klasifikasi kandungan material organik masuk kedalam kategori Poor – V. Good (Peters dan Cassa, 1994). Dilihat dari kemampuan menggenerasikan hidrokarbon menggunakan parameter nilai S1 + S2 (Potential Yield) dengan nilai 0.33 mgHC/g – 10.47 mgHC/g masuk kedalam kategori Poor-V.good (Peters dan Cassa, 1994). Data ini menunjukkan bahwa formasi ini berpotensi untuk menjadi batuan induk

Kualitas Material Organik

Kualitas material organik mempengaruhi besar atau tidaknya potensi batuan sedimen menjadi batuan induk, yang diwakili oleh tipe kerogen batuan induk. Tipe kerogen dipengaruhi oleh material penyusun dan lingkungan pengendapannya. Tipe kerogen juga menentukan produk akhir batuan induk aktif yang berupa minyak, minyak/gas atau gas. Penentuan tipe kerogen pada penelitian ini menggunakan plot diagram van Krevelen yang dimodifikasi. Modifikasi yang dilakukan adalah mengganti plot rasio H/C terhadap O/C menjadi rasio indeks hidrogen (HI) terhadap Tmaks. Hal ini dilakukan karena sedikitnya analisis yang mendapatkan data H/C, O/C dan indeks oksigen (OI). Analisis kualitas material organik menggunakan nilai Tmax Vs HI, sebagai berikut :

a) Formasi Woni – wogi

Hasil plotting data HI vs Tmax dari 49 sampel pada formasi ini menunjukkan bahwa tipe kerogen pada formasi Woni - wogi miliki Tipe kerogen II – III (Modifikasi Van Kravelen Diagram dalam Hunt 1996) yang didominasi oleh kerogen tipe III (Gas Prone). Data Tmax menunjukkan bahwa formasi ini memiliki tingkat kematangan belum matang – matang

Kualitas Formasi Woni – Wogi

b) Formasi Aiduna

Analisis tipe kerogen berdasarkan data HI Vs Tmaks yang dilakukan pada 22 sample pada formasi Aiduna menunjukkan formasi ini mrmiliki tipe kerogen II – III dimana cenderung akan menghasilkan campuran minyak dan gas yang didominasi tipe III (gas). Selain itu berdasarkan data Tmax, formasi ini telah memasuki jendela kematangan. Dengan tingkat kematangan belum matang – matang.

Kualitas Formasi Aiduna

Kematangan

Analisis kematangan material organik akan menentukan interval kedalaman (jendela kematangan) batuan induk aktif yang menghasilkan hidrokarbon. Analisis kematangan dilakukan dengan melihat nilai reflektansi vitrinit (Ro). Analisis kematangan berdasarkan reflektansi vitrinit (Ro) didasarkan pada nilai pantulan (Ro) yang berasal dari kerogen, khususnya dari vitrinit. Analisis kematangan menggunakan Ro dilakukan dengan menggabungkan keseluruhan sumur sehingga didapat trend dari nilai kematangan secara regional (Gambar 6). Hasil analisis nilai Ro menunjukkan bahwa jendela kematangan pada cekungan ini adalah kedalaman 7000 kaki dibawah pemukaan laut. Hal ini membuktikan bahwa Formasi Woni – Wogi dan juga Formasi Aiduna telah memasuki jendela kematangan. Ro dilakukan dengan menggabungkan keseluruhan sumur sehingga didapat trend dari nilai kematangan secara regional (Gambar 6). Hasil analisis nilai Ro menunjukkan bahwa jendela kematangan pada cekungan ini adalah kedalaman 7000 kaki dibawah pemukaan laut. Hal ini membuktikan bahwa Formasi Woni – Wogi dan juga Formasi Aiduna telah memasuki jendela kematangan.

Kematangan Regional

Sejarah Pemendaman

Hasil pemodelan sejarah pemendaman 1D pada sumur sebuah menunjukkan bahwa kematangan batuan induk terjadi pada umur miosen pada kedalaman 1980 m atau 6500 kaki Hasil endapan pada kala miosen ini lah yang memiliki peran dalam mematangkan batuan induk pra-tersier. Dimana kecepatan sedimentasi berlangsung dengan sangat cepat dikarenakan banyaknya pasokan sedimen hasil erosi dari tinggian yang terbentuk akibat collusion paka kala neogen tersebut.

Sejarah Pemendaman sebuah Sumur di cekungan Akimeugah

KESIMPULAN

Hasil identifikasi batuan induk pra-tersier pada Cekungan Akimeugah menunjukkan bahwa interval batuan induk formasi Woni – Wogi dan formasi Aiduna memiliki kandungan material organik yang buruk – baik. Selain itu, kedua formasi ini memiliki tipe kerogen yang didominasi oleh kerogen type III yang akan cenderung menghasillan gas dan telah memasuki jendela kematangan. Hal ini menunjukkan bahwa formasi woni – wogi dan formasi Aiduna merupakan batuan induk aktif pada cekungan Akimeugah. Pematangan formasi ini terjadi pada kala miosesn tengah, dimana endapan sedimen yang banyak dan cepat ini berasal dari collusion yang terjadi di kala tersebut yang berhasil mematangkan batuan induk pratersier cekungan ini.

Referensi:

• Harahap, B.H. 2012. Tectonostratigraphy of the Southern Part of Papua and Arafura Sea, Eastern Indonesia, Indonesian Journal of Geology, Vol. 7
• Huang, W.Y. dan Meinschein, W.G. 1979. Sterol as Ecological Indicators: Petroleum Geochemistry. Bandung. PreConvention short course IAGI : Awang H. Satyana 2004.
• Peck, J.M. and Soulhol, B., 1986. Pre- Tertiary Tensional Periods and Their Effects on the Petroleum Potential of Eastern Indonesia. Proceedings Indonesian Petroleum Association, 15th Annual Convention, 341-369.
• Peters, K.E. dan Cassa, M.R. 1994. Applied Source Rock Geochemistry, dalam Magoon, L.B. and Dow, W.G., eds., The Petroleum System - From Source to Trap: AAPG Memoir, 60
• Satyana, A. 2015. Petroleum Geochemistry for Exploration and Production of Conventional and Unconventional Hydrocarbons. Short Course: IPA 2015
• Subarnas, Agus. 2011. Penyelidikan Pendahuluan Kandungan Gas Dalam Batuan Serpih DiDaerah Subroto, E. (2004): Pengenalan Geokimia Petroleum. Bandung :Penerbit ITB
• Waghete Dan Sekitarnya, Kabupaten Deiyai Provinsi Papua. Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi Tahun 2011
• Yudha Situmorang, et al, 2017, STUDI GEOKIMIA BATUAN INDUK AKTIF PRA-TERSIER CEKUNGAN AKIMEUGAH, LEPAS PANTAI PAPUA SELATAN, Padjajaran Geoscince Journal
• Waples, D. 1985. Geochemistry in Petroleum Exploration, International Human Resources Development Corporation, Boston.
• http://geomagz.geologi.esdm.go.id/cekungan-akimeugah-dan-sahul-harapan-baru-penemuan-migas/
• https://dzulfadlib.wordpress.com/tag/lapangan-minyak/

Read More