Karakterisasi reservoar Batugamping Interval MMC (Mid Main Carbonate) di sumur Explo#1, lapangan Cindai-Cekungan Jawa Barat Utara, berdasarkan data FMI dan data bawah permukaan lain

WINARDI, Sarju, Ir. Budianto Toha, M.Sc

2007 | Tesis | S2 Teknik Geologi

Pada tahun 2004 PT. Pertamina DOH JBB melakukan pemboran di sumur Explo#1 yang berhasil menembus reservoar karbonat setebal 79 meter pada kedalaman 1444-1523 meter yang dikenal sebagai interval MMC (Mid Mean Carbonate). Evaluasi petrofisika yang dilakukan pada pada sumur Explo#1 saat itu menggunakan asumsi bahwa MMC adalah 1 interval reservoar & nilai parameter petrofisika dianggap sama sepanjang interval tersebut. Hasil perhitungan petrofisika awal menunjukkan adanya 4 interval yang cukup berpotensi mengandung hidrokarbon (Sw berkisar antara 67% - 81%), sementara hasil UKL (Uji Kandung Lapisan dengan RFT/Repeat Formation Tester) menunjukkan sampel fluida yang mengalir dari 4 interval tersebut adalah air. Hal tersebut mendasari untuk dilakukan penelitian, meliputi karakterisasi reservoar pada MMC secara terperinci untuk mengetahui heterogenitasnya, penyesuaian nilai parameter petrofisika (porositas, m dan Rw) dan perhitungan ulang nilai saturasi fluida (Sw) dengan menggunakan parameter petrofisika yang sudah disesuaikan. Karakterisasi reservoar diperlukan untuk membagi zona reservoar berdasarkan kondisi geologi reservoar. Data FMI dijadikan data utama karena dapat memberikan gambaran tentang struktur geologi, struktur sedimen, litofasies dan tipe porositas sepanjang interval. Sementara itu penentuan nilai eksponen sementasi (m) didasarkan pada perhitungan dengan mempertimbangkan tipe porositasnya. Rw dihitung dari data log SP, sedangkan Sw dihitung menggunakan rumusan Archie karena formasi yang ada adalah clean formation. Karakterisasi reservoar yang dilakukan menunjukkan bahwa MMC bukan merupakan 1 reservoar yang homogen tetapi terdiri dari 19 zona, 11 zona merupakan zona reservoar dan 8 zona non-resevoar. Struktur sedimen dan struktur geologi tidak dijumpai secara signifikan. MMC tersusun oleh litofasies wackestone, packstone dan serpih. Lingkungan pengendapan bervariasi dari low energy shelf edge sampai dengan low energy outer shelf. Terdapat 12 stage pengendapan dan yang ditembus oleh sumur Explo#1 adalah stage 1, 6, 10 dan 12. Dijumpai 4 subaerial exposure yaitu pada kedalaman 1471,3 m, 1486 m, 1495 m,dan 1507,8 m. Secara umum porositas yang berkembang adalah porositas primer jenis intergranular dan porositas sekunder jenis porositas vugular (isolated vugs, interconnected vugs, channeling vugs) dan fracture/rekahan (open fracture, partially mineral filled/healed fracuture). Geometri eksternal MMC adalah berbentuk carbonate build up yang diperkirakan sebagai skeletal mound carbonate dengan platform berbentuk shelf, tetapi geometri masing-masing stage pengendapan bervariasi yaitu mound dan sheet draped. Penyebaran MMC yang membentuk closure (tutupan) build up sejumlah 3 tempat yaitu di tengah, utara dan timur laut daerah penelitian. Interval reservoar yang mempunyai porositas paling tinggi adalah zona 6 pada kedalaman 1495-1495,6 m dengan porositas efektif rata-rata 19 %, sedangkan interval reservoar yang mempunyai porositas terkecil adalah zona 9 (1509-1510,5 m) dan zona 10 (1510,5-1511 m dengan porositas efektif rata-rata sebesar 5 %. Nilai m terendah adalah 1,31 pada fasies wackestone zona 10, sedangkan nilai tertinggi adalah 2,59 pada fasies packstone zona 6. Hasil perhitungan Rw menunjukkan variasi dari nilai 0,04 ohmm sampai dengan 0,07 ohmm. Secara keseluruhan nilai Sw hasil perhitungan ulang menunjukkan nilai yang sangat besar, berkisar 93 % sampai dengan 99 %. Hasil perhitungan Sw ini sesuai dengan hasil UKL (tes atau Uji Kandung Lapisan) yang dilakukan yaitu semua interval yang dites berisi air. Dengan demikian ketidaksesuaian perhitungan Sw sebelumnya dikarenakan menggunakan harga m dan Rw yang kurang sesuai.

Explo#1 well was drilled by PT. Pertamina DOH JBB in 2004 and reached carbonate reservoir at 1444-1523 m. The reservoir has 79 m thickness and known as MMC interval (Mid Main Carbonate). Previous petrophyisic analysis was done in assumption that MMC ¡s a hornogen carbonate reservoir so the analysis use same value for along interval. Then calculation result of Sw is about 67%-8 1 % but the test result (RFT) showed 1 00% water. Based on that problem, this research was conducted to analyze the heterogenity of reservoir. identify vertical facies changes. recognize porosity types which is develope along interval, calculate cementation exponent (m), re-calculate resistivity of formationwater (Rw) and re-calculate Sw. Reservoir characterization is needed as the base of reservoir zonation. i.e. devide the reservoir based on its geological condition. FMi is used as the main data because it can give information about geological structures, sedimentary strucutres, lithofacies dan porosity types along interval. Otherwise, cementation exponent (m) could be define by calculation using certain equation which suitable with the porosity types. Rw is calculated from SP data. while SW comes from Archie equation due to its clean formation. The result of characterization shows that MMC is not a homogen carbonate reservoir, but consist of 19 zones (1 1 reservoir zones and 8 non-resevoir zones). Geological and sedimentary structures were not found significantly. Various lithofacies are found i.e waekstone, packstone and shale. Depositional environment varies from low energy shelf edge to low energy outer shelf. There are 1 2 depositional stages and the wellborc penetrate 4 of them i.e. stage I , 6, 10 and I 2. Subaerial exposure ¡s found at 147 1 .3 m, I 486 m. I 495 m and 1 507.8 m. Overall, porosity types tbund are primary (intergranular) and secondary porosity. Secondary porosity which is observed along interval are yugular (isolated vugs, interconnected vugs. channeling vugs) and fracture porosity (open fracture and partially mineral filled/healed fracture). External geometry of MMC is carbonate build up and interpretated as skeletal mound carbonate with shelf as its platform. Every stages have different geometry, varies from mound to sheet draped. The distribution of closure in MMC interval take 3 places. in the north, north east and the middle of research area. Interval with highest porosity is zone 6 (1495-1495.6 m depth) with average effective porosity 19%, while the lowest porosity is in zone 9 (1 509-1 510.5 m depth> and zone 10 (1510.5-151 1 m) with average effective porosity just 5%. The calculation of cementation exponent (m) gives diffèrent value for each zones, minimum m is 1,31 (in wackestone facies, zone-10) and maximum value is 2,59 (in packstone facies, zone-6). Re- calculation of Sw shows that all zones have high value of Sw (93%-99%). The new Sw ¡s more accurate then before if comparing with the test. Therefore the difference result between previous calculation and the tes is caused by unaccurate m and Rw value. xv

Kata Kunci : Karakterisasi Reservoar,Interval MMC,Data FMI