bab ii tinjauan umum lap 'hitori' 2
DESCRIPTION
esrtTRANSCRIPT
5
2.1. Keadaan Geologi Lapangan minyak “HITORI”
Berikut akan diuraikan mengenai keadaan geologi Lapangan minyak
”HITORI” yang meliputi stratigrafi dan struktur geologi dari lapangan tersebut.
2.1.1. Stratigrafi Lapangan minyak “HITORI”
Urutan stratigrafi Lapangan minyak “HITORI” sesuai dengan stratigrafi
Cekungan Sumatra Tengah dari tua ke muda seperti yang telah dikemukan oleh
(Eubank dan Makki,1981 ; Heidrick dan Aulia, 1993) terdiri dari: Basement,
Pematang Group, Sihapas Group, Formasi Petani dan Formasi Minas, seperti
ditunjukkan pada Gambar 2.2.
1. Basement.
Basement merupakan batuan kristalin yang berumur Pre-tertiery sebagai
dasar dari basin (cekungan). Batuan dasar ini terdiri dari 4 kelompok satuan
litologi, yaitu : (1) Kelompok Mutus yang terdiri dari ofiolit, metasedimen, dan
sedimen-sedimen berumur Trias, (2) Kelompok Malaka yang terdiri dari kuarsit,
filit, dan granodiorit, (3) Kelompok Mergui yang terdiri dari greywacke, kuarsit
dan batu lempung kerikilan, dan (4) Kelompok Tapanuli yang terdiri dari argilit,
sekis, dan tuf. Fase terbentuknya batuan dasar disebut dengan F0.
2. Group Pematang
Group Pematang diendapkan secara tidak selaras diatas Basement pada
Fase F1 yang berumur Eo-oligosen. Kelompok ini merupakan sedimen tertua
yang terdiri dari beberapa Formasi, yaitu Formasi Reds beds bawah (Lower red
beds), Formasi Brown shale dan Formasi reds beds atas (Upper red beds).
A. Formasi Lower Red Bed
Formasi Lower Red Bed terdiri dari lempung, lanau, batupasir arkosik,
fanglomerat dan sedikit konglomerat yang diendapkan pada lingkungan
dataran alluvial yang berubah secara lateral menjadi lingkungan fluvial,
lakustrin dan delta. Bagian bawah dari Formasi ini, pada beberapa cekungan
6
yang dalam dapat mencapai ketebalan 3000 meter. Batupasir di Formasi ini
mempunyai kualitas yang jelek sebagai reservoir karena masih sangat dekat
dengan sumbernya dan sortasinya jelek.
B. Formasi Brown Shale
Formasi Brown Shale sesuai dengan namanya terdiri dari shale yang berwarna
coklat dan diendapkan pada lingkungan lakustrin ( danau ). Batuan ini
merupakan batuan induk hidrokarbon di Cekungan Sumatra Tengah.
C. Formasi Upper Red Bed
Formasi Upper Red Bed diendapkan pada tahap akhir tektonik Fase F1.
Peningkatan kecepatan sedimentasi dan suplai klastika menyebabkan
cekungan menjadi penuh dan lingkungan berubah menjadi fluvial dan alluvial.
Lithologi penyusun Formasi ini berupa batupasir, konglomerat dan shale
berwarna merah-hijau. Batupasir di Formasi ini menjadi target eksplorasi saat
ini. Formasi reds bed atas memiliki tiga reservoir minyak yang dinamakan
Formasi URD 1, Formasi URD 2 dan Formasi URD 3.
3. Group Sihapas.
Nama Sihapas diperkenalkan oleh Durham pada tahun 1939 (Cameron,
1983) pada awalnya merupakan batupasir yang menjadi bagian dari Formasi
Batupasir Kwarsa (Zwierzyeki, 1922) di Bukit Barisan. Group Sihapas
diendapkan pada Fase F2 selama kala Oligosen Akhir sampai Miosen Tengah.
Group sihapas terdiri dari beberapa Formasi yaitu Formasi Menggala,
Formasi Bangko, Formasi Bekasap, Formasi Duri dan Formasi Telisa. Group
Sihapas termasuk rangkaian endapan transgresif (Cameron, 1983) dimana
lithologi pengendapamya memiliki sifat penghalusan ke atas, sehingga merupakan
lapisan reservoir yang baik. Group Sihapas merupakan reservoir yang sangat
penting di Cekungan Sumatera Tengah , karena 90 % lapangan minyak bumi
ditemukan di daerah ini.
7
Group Sihapas punya peran penting dalam akumulasi hidrokarbon
terutama pada Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan
Formasi Duri. Kelompok Sihapas memiliki porositas dan permeabilitas tinggi dan
merupakan reservoir yang bagus. Ketebalan maksimum mencapai 3300 kaki yang
merupakan angka ekonomis sebagai suatu batuan reservoir di Cekungan Sumatera
Tengah (Mertosono dan Nayoan, 1974).
A. Formasi Menggala
Formasi ini merupakan bagian terbawah dari kelompok Sihapas,
diperkirakan berumur Miosen Awal (N4) yang memiliki hubungan tidak selaras
dengan Formasi Pematang dan ditutupi secara selaras oleh Formasi Bangko.
Litologi tersusun oleh batupasir konglomeratan berselang-seling dengan batupasir
halus hingga sedang dan diendapkan pada fluvial channel pada Awal Miosen
dengan ketebalan mencapai 800 kaki.
B. Formasi Bangko
Formasi ini sering disebut dengan Formasi Dalam, Formasi ini diendapkan
secara selaras di atas Formasi Menggala dan tersusun oleh serpih abu-abu yang
bersifat gampingan dan berselang-seling dengan batupasir halus sampai sedang.
Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N5) dan diendapkan pada
lingkungan estuarin dengan ketebalan maksimum 300 kaki (Dawson, et al., 1997).
C. Formasi Bekasap
Formasi Bekasap diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko dan
tersusun oleh lithologi batupasir halus sampai kasar, bersifat massif dan
berselang- seling dengan serpih tipis dan kadang ditemukan juga lapisan tipis
batubara dan batu gamping. Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N6).
Formasi Bekasap diperkirakan diendapkan pada daerah intertidal, estuarin, dan
inner neritic hingga middle – outer neritic, dengan ketebalan 1300 kaki (Dawson,
et al., 1997).
Pengendapan Formasi Bekasap diperkirakan terjadi selama tingkat
8
transgresi paleogen yang dipengaruhi oleh inti benua. Bagian bawahnya
terendapkan dalam dataran delta melalui celah pada facies muka delta yang
disebabkan oleh perpindahan saluran distribusi pada bagian atas Formasi Bekasap.
Ditinjau dari reservoirnya Formasi Bekasap dibagi menjadi dua zona produksi :
Anggota Bawah yang ditunjukkan oleh Baji, Jaga dan Dalam.
Anggota Atas yang ditunjukkan oleh zona Pertama dan Kedua.
Aktifitas pembentukan sistem delta ke arah Selatan dan Tenggara
menghasilkan perubahan facies yang sangat cepat. karena itu pengendapan dari
sekat garis pantai dan distribusi mulut delta selalu diikuti dengan pengendapan
dari batupasir kompak. Proses terjadinya ini dapat dipengaruhi oleh energi yang
tinggi dan .pengendapan selama Miosen.
Formasi Bekasap bersama Formasi Telisa merupakan Formasi utama yang
memproduksikan minyak di Lapangan minyak “HITORI”. Formasi Bekasap
mempunyai 3 lapisan pasir / sand bodies yang bertindak sebagai reservoir
(Bekasap A, B, C). Gambar 2.3. dan Gambar 2.4. menunjukan Formasi
produktif Bekasap dan Formasi Telisa berdasarkan log.
D. Formasi Duri
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Bekasap dan
merupakan bagian teratas dari Kelompok Sihapas. Formasi Duri mempunyai
lithologi yang hampir sama dengan Formasi Bekasap. Bagian bawah Formasi ini
ditunjukan oleh Lapisan Pasir Rindu yang dibagi menjadi Rindu Pertama, Kedua
dan Ketiga. Lapisan Shale yang terletak pada Rindu kedua berkembang luas,
bagian atas Formasi ini mengandung Lapisan batupasir dan Lapisan lempung.
Formasi ini berumur Miosen Tengah (NN3), dan mencapai ketebalan lebih dari
300 kaki.
E. Formasi Telisa
Formasi Telisa diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko,
memiliki hubungan menjari dengan Formasi Duri dan Formasi Bekasap. Formasi
Telisa terdiri dari marine shale dan lanau agak gampingan, berumur Miosen
9
Awal (N6-N11) green-gray calcareous, claystone yang berseling dengan dolomite
dan limestone, serta sedikit siltstone dan sandstone. Formasi ini diendapkan
selaras pada lingkungan laut dangkal dengan ketebalan 1600 kaki dan
diperkirakan berumur Miosen Awal sampai Miosen Tengah. Formasi ini dikenal
sebagai batuan tudung dari reservoir Kelompok Sihapas di Cekungan Sumatera
Tengah.
4. Formasi Petani
Sedimen muda yang ditemukan di Lapangan minyak “HITORI” salah
satunya adalah Formasi Petani, Formasi Petani diendapkan secara tidak selaras di
atas Formasi Telisa dan menggambarkan Fase Regresif dari siklus pengendapan
Cekungan Sumatera Tengah. Formasi ini diendapkan mulai dari lingkungan laut
dangkal, pantai, dan ke atas sampai lingkungan delta yang menunjukkan regresi
air laut. Formasi Petani terdiri dari batupasir, lempung, batupasir glaukonitan, dan
batu gamping yang dijumpai pada bagian bawah, sedangkan batubara banyak
dijumpai di bagian atas dan terjadi pada saat pengaruh laut semakin berkurang.
Komposisi dominan batupasir adalah kuarsa, berbutir halus sampai kasar,
umumnya tipis dan mengandung sedikit lempung yang secara umum mengkasar
ke atas. Secara keseluruhan mempunyai ketebalan 6000 kaki yang berumur
Miosen Akhir – Pliosen Awal, atau N9 (NN5) – N21 (NN18). Penentuan umur
pada bagian atas Formasi ini kadang membingungkan karena tidak adanya fosil
laut. Hidrokarbon yang terdapat pada Formasi ini tidak komersial.
5. Formasi Minas
Formasi ini merupakan sedimen termuda dari Stratigrafi Cekungan
Sumatera Tengah. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi
Petani dan diperkirakan berumur Plio-Pleistocene. Formasi Minas diendapkan
mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai, dan ke atas sampai lingkungan delta
yang menunjukkan regresi air laut. Formasi Minas terdiri dari batupasir, lempung,
batupasir glaukonitan, dan batu gamping yang dijumpai pada bagian bawah,
sedangkan batubara banyak dijumpai di bagian atas dan terjadi pada saat
10
pengaruh laut semakin berkurang.
Gambar 2.2.
Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Tengah
(Eubank dan Makki,1981 ; Heidrick dan Aulia, 1993)
11
Gambar 2.3.
Lapisan Produktif Telisa dan Bekasap (Berdasarkan Log)
(Exploration File., ‘Laporan Geologi Lapangan Kotabatak 2004’)
Bekasap B sandBekasap C sand
12
Gambar 2.4.
Lapisan Produktif Bekasap (Berdasarkan Log)
2.1.2. Struktur Geologi Lapangan ‘HITORI’
Sejarah geologi Cekungan Sumatra Tengah ditentukan oleh terjadinya
proses-proses tektonik, Oleh karena itu episode tektonik dalam pembentukan
13
Cekungan Sumatra Tengah menjadi faktor pengontrol utama pengendapan di
daerah ini. Gambar 2.5. memperlihatkan kerangka struktur geologi fase F2 dan
F3 yang mempengaruhi struktur geologi Cekungan Sumatera Tengah.
Gambar 2.5.
Kerangka Struktur Geologi Fase F2 dan F3
( Heidrick & Turlington, 1997 )
Berdasarkan sejarah geologi, Lapangan “HITORI” terletak pada
Cekungan Sumatera Tengah yang merupakan Cekungan belakang busur (back arc
basin) yang berkembang di sepanjang tepian paparan sunda bagian barat dan
14
selatan. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman Lempeng Samudera Hindia
pada Lempeng Benua Asia. Deformasi geologi ini diperkirakan terbentuk pada
zaman Tersier awal (Eosen-oligosen) yang berkembang dari serangkaian blok
yang naik divergen, berarah timur-barat antara lempeng Sunda dan samudera
Hindia.
Cekungan Sumatera Tengah terbentuk bersamaan dengan Cekungan
Sumatera Selatan. Batas kedua cekungan tersebut berupa suatu kawasan yang
mengarah kearah timur laut-barat daya melalui Pegunungan Tigapuluh (Gambar
2.6.). Disebelah barat daya cekungan yang asimetris dibatasi oleh sesar-sesar dan
singkapan batuan pra-tersier disepanjang kawasan kaki Pegunungan Bukit
Barisan. Disebelah timur laut dibatasi oleh dataran tinggi yang letaknya sejajar
dengan pantai timur Sumatera. Sedangkan bagian utara dan barat laut dibatasi
oleh dataran tinggi asahan di Sumatera bagian utara, dan singkapan pra-tersier.
Dari sejarahnya, cekungan ini terbentuk pada zaman Tersier awal (Eosen-
Oligosen) yang berkembang dari serangkaian blok-blok yang naik dan turun
(Graben Dan Horst Block) akibat regangan kearah timur-barat. Adanya gerakan
transform antar lempeng Sunda dan lempeng Samudera Hindia pada awal
Paleosen menimbulkan peregangan pada bagian barat daratan sunda dan
menghasilkan terban-terban pematang.
15
Gambar 2.6.
Peta Cekungan Sumatera Tengah
Lapangan minyak “HITORI” seperti juga Lapangan minyak Minas
merupakan suatu lipatan orde kedua dari sistem sesar Sumatera (Yarmanto dan
Aulia, 1998). Perlipatan di daerah ini menghasilkan antiklin utama dengan arah
sumbu barat laut – tenggara. Pada bagian barat dan timur dibatasi oleh sesar-sesar
geser dekstral yang diperkirakan merupakan pemicu pembentukan antiklin yang
ada di bagian tengahnya. Antiklin pada Lapangan “HITORI” berbentuk asimetris
dengan daerah sayap timur laut curam dan daerah barat daya landai. Lapangan ini
memiliki struktur sesar naik utama yang berarah barat laut tenggara dan juga
16
berkembang sesar-sesar turun berarah barat daya-timur laut pada bagian sayap
antiklin yang landai (barat daya). Antiklin ini memiliki closure vertikal setebal
650 ft. Lapangan ini memiliki kondisi geologi yang kompleks karena memiliki
banyak sesar yang minor dan chanelisasi pada mayor sand dan mempunyai
kontinuitas yang tidak menerus antar sumur. Gambar 2.7. menunjukan Peta
bawah permukaan top struktur Bekasap B Sand di Lapangan “HITORI”.
Gambar 2.7.
Peta Top Struktur Bekasap B Sand di Lapangan “HITORI”
2.2. Karakteristik Reservoir Lapangan “HITORI”
Lapangan minyak “HITORI” mempunyai lapisan utama dari beberapa
17
lapisan pada Formasi Bekasap dan Formasi Telisa. Mekanisme pendorong yang
bekerja pada lapangan ini adalah water drive. Tekanan reservoir awal (initial
pressure) diperkirakan sebesar 2600 psi untuk Formasi Bekasap dan 2030 untuk
Formasi Telisa, dan pada saat ini reservoir memiliki tekanan rata-rata sebesar
1500 psi, dengan tekanan bubble point 235 psi. Reservoir Bekasap mempunyai
Temperatur rata-rata 280 oF dan 260 oF untuk Formasi Telisa. Reservoir ini
merupakan reservoir tidak jenuh (undersaturated) karena tekanan reservoirnya
berada di atas bubble point. Berikut adalah data sifat fisik fluida dan batuan
reservoir Lapangan “HITORI” :
Tabel II-1
Sifat Fisik Batuan dan Fluida Reservoir Lapangan “HITORI”
‘HITORI’ Field Reservoir Properties
18
2.3. Sejarah Produksi Dan Pengembangan Lapangan “HITORI”
Lapangan “HITORI” pertama kali ditemukan pada tahun 1952. Lapangan ini
merupakan lapangan terbesar kelima dalam area operasi PT. Chevron Pacific
Indonesia dengan perkiraan original oil in place (OOIP) sebesar 834 MMSTB.
Lapisan minyak produktif berada pada Formasi Telisa dan Formasi Bekasap. Formasi
Bekasap merupakan lapisan utama yang memproduksikan minyak pada tiga lapisan
pasir utama (A, B dan C sand) dengan perkiraan OOIP sebesar 667 MMSTB,
sedangkan Formasi Telisa mempunyai empat lapisan pasir produktif (T1-T4) dengan
perkiraan OOIP 167 MMSTB. Sumur pertama pada Lapangan “HITORI” dibor pada
daerah puncak struktur di bagian utara dari lapangan ini. Sumur ini mengalirkan
minyak dengan laju produksi 3750 BOPD dari Lapisan Bekasap A3 dan A4 sand
dengan tebal perforasi 35 ft. Lapangan “HITORI” mulai berproduksi pada bulan juli
1971 dengan 17 sumur produksi. Sampai bulan januari 1972 Lapangan “HITORI”
mempunyai 30 sumur produksi pada area seluas 247 acre dengan laju produksi 45
MBOPD. Puncak produksi minyak di Lapangan “HITORI” dicapai pada bulan
September 1972 dengan laju produksi lebih dari 47 MBOPD.
Perolehan minyak pada Lapangan “HITORI” sudah memasuki tahap
perolehan sekunder. Tahap perolehan primer sudah dimulai sejak lapangan ini
pertama kali diproduksikan pada tahun 1971, sedangkan perolehan tahap lanjut
dimulai sejak tahun 1998 ketika “High Grade Area” dikembangkan dengan
waterflood.
Tahun 1975 pengembangan sumur dan pressure maintenance (peripheral
water injection) secara luas diintensifkan dimana lebih dari 25 sumur dibor antara
tahun 1975-1977 untuk pengembangan lapangan dan penetuan batas-batas reservoir.
peripheral water injection dimulai dengan laju 3000 BWPD untuk mempertahankan
produksi sebesar 20 MBOPD, tetapi proyek ini tidak memberikan pengaruh yang
besar terhadap produksinya karena tidak tercukupinya volume injeksi. peripheral
water injection kedua dimulai pada tahun 1979 dan laju injeksi efektifnya dicapai
pada tahun 1981. Antara tahun 1979 sampai 1982 total telah dibor 9 sumur injeksi
19
dan 9 water supply wells untuk meningkatkan kinerja peripheral water injection di
lapangan ini. 23 sumur produksi tambahan juga dibor untuk meningkatkan kapasitas
produksi lapangan ini. Pertengahan tahun 1994 mulai diperkenalkan stimulasi sumur
yaitu suatu upaya untuk merangsang produksi sumur agar kembali berproduksi pada
kapasitasnya (meningkatkan kapasitas produksi sumur) dimana pada Lapangan
“HITORI” ini stimulasi sumur dilakukan dengan metode hydraulic fracturing.
Hydraulic fracturing tidak hanya dilakukan pada sumur produki, akan tetapi
dilakukan juga pada beberapa sumur injeksi air untuk memperbaiki performancenya.
Lapangan “HITORI” saat ini telah mempunyai lebih dari 151 sumur produksi, 95
sumur injeksi aktif, 13 sumur pengamatan (observation well) dan 25 water source
wells. Laju produksi minyak rata-rata lebih dari 23,5 MBOPD dan laju injeksi air
sebesar 250 MBWPD. Kumulatip produksi minyak (Np) sampai akhir Desember
2004 sebesar 253 MMSTB dan perkiraan remaining reserve sebesar 100 MMSTB.
Gambar 2.8. di bawah ini menunjukkan performance produksi dari Lapangan
Kotabatak.
Gambar 2.8.
Performance Produksi Lapangan “HITORI”