overpressure menggunakan data sumur identifikasi mekanisme ...digilib.unila.ac.id/26743/12/skripsi...
TRANSCRIPT
IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKAN OVERPRESSURE MENGGUNAKAN DATA SUMUR
PADA LAPANGAN “X”CEKUNGAN SUMATERA UTARA
(Skripsi)
Oleh
YENI YUNITA
KEMENTERIAN RISET TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIFAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS LAMPUNG2017
ii
ABSTRAK
IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKAN OVERPRESSUREMENGGUNAKAN DATA SUMUR
PADA LAPANGAN “X” CEKUNGAN SUMATERA UTARA
Oleh
Yeni Yunita
Aplikasi tekanan pori salah satunya adalah untuk penentuan zona bawahpermukaan. Zona bawah permukaan umumnya terdapat zona abnormal dan zonanormal. Zona abnormal disebut juga overpressure. Penentuan overpressurepenting dilakukan dalam bidang drilling hzard seprti penentuan berat lumpur sertapemasangan casing. Penentuan overpressure dilakukan untuk mengantisipasiterjadinya drilling hazard akibat loss atau kick. Data yang digunakan untukestimasi tekanan pori diantaranya data drilling dan data logging. Estimasi tekananpori dengan metode Eaton memanfaatkna data logging diantaranya data log GRdan sonik. Estimasi tekanan pori akan valid apabila dikoreksi dengan datapengeboran seperti data pengukuran tekanan langsung (DST, LOT danRFT/MDT) serta kejadian yang terjadi ketika pengeboran seperti connection gas,kick dan loss. Berdasarkan identifikasi data sumur terhadap fenomenaoverpressure, sebagian besar top overpressure berhimpitan dengan top FormasiLower Baong dengan litologi dominan serpih. Hasil interpretasi diperolehWilayah Selatan memiliki overpressure dominan tipe 1. Sumur yang memilikioverpressure tipe 1 diantaranya Sumur YN1, YN2, YN5, YN6, YN7, dan YN12.Tipe 2 pada Wilayah Selatan terjadi pada Sumur YN3 dan YN9. WilayahOffshore keseluruhan termasuk tipe 1 (Sumur YN4, YN10, YN11, YN18, danYN19). Wilayah terakhir yaitu Wilayah Utara memiliki tipe 1 pada Sumur YN8dan YN15 dan Tipe 2 Sumur YN11, YN13, YN14, dan YN16).
Kata Kunci: Tekanan Pori, Overpressure, Eaton, Formasi Lower Baong, Tipe 1,Tipe 2
i
ABSTRACT
IDENTIFICATION OF OVERPRESSURE FORMINGMECHANISM USING LOG DATA AT THE X FIELD OF
NORTH SUMATRA BASIN
By
YENI YUNITA
One of application of pore pressure is for determining subsurface zone. Thesubsurface zone generally has an abnormal zone and a normal zone. The abnormalzone is also called overpressure. Determination of overpressure is important in thefield of drilling hazard such as determining the weight of the mud and theinstallation of the casing. Determination of overpressure is to anticipate of drilinghazard accidents due to loss or kick. Data used to estimate pore pressures includedrilling data and logging data. Pore pressure estimation by Eaton method takesadvantage of logging data such as GR and sonic log data. Pore pressure estimationwill be valid when corrected with drilling data such as direct pressuremeasurement data (DST, LOT and RFT / MDT) as well as events occurring whendrilling process occur such as connection gas, kick and loss. Based on theidentification of well data on overpressure phenomena, most of the topoverpressure coincide with the top of the Baong Lower Formation with thedominant lithology of shale.Interpretation results obtained by Southern Regionhave dominant overpressure type 1. Wells that have overpressure type 1 are WellsYN1, YN2, YN5, YN6, YN7, and YN12. Type 2 in the Southern Region occurs inWells YN3 and YN9. The entire Offshore region includes type 1 (Well YN4,YN10, YN11, YN18, and YN19). The last region of Northern Territory has type 1on Wells YN8 and YN15 and Type 2 Wells YN11, YN13, YN14, and YN16).
Keywords: Pore Pressure, Overpressure, Eaton, Baong Lower Formation, Type 1,Type 2
iii
IDENTIFIKASI MEKANISME PEMBENTUKANOVERPRESSURE MENGGUNAKAN DATA SUMUR
PADA LAPANGAN “X” CEKUNGAN SUMATERA UTARA
Skripsi
Oleh
YENI YUNITA
Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai GelarSARJANA TEKNIK
Pada
Jurusan Teknik GeofisikaFakultas Teknik Universitas Lampung
KEMENTRIAN RISET TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIFAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS LAMPUNG2017
vii
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Liwa, Lampung Barat pada tanggal
12 Juni 1995, dan merupakan anak pertama dari dua
bersaudara. Pasangan Bapak M. Thoiri dan Ibu
Musaropah. Penulis pernah menempuh pendidikan sekolah
dasar di SD Negeri 1 Bakhu Kecamatan Batu Ketulis,
Kota Liwa Kabupaten Lampung Barat diselesaikan pada
tahun 2007.
Penulis melanjutkan sekolah menengah pertama di SMP Negeri 1 Belalau, Kota
Liwa Kabupaten Lampung Barat, yang diselesaikan pada tahun 2010, penulis
melanjutkan Sekolah Menengah Atas yang ditempuh di SMA Negeri 6
Tangerang yang diselesaikan pada tahun 2013. Penulis terdaftar sebagai
mahasiswa Fakultas Teknik, jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung
melalui jalur SBMPTN pada tahun 2013.
Selama menjadi mahasiswa, penulis aktif di Himpunan Mahasiswa Teknik
Geofisika Bhuwana di Biro Dana dan Usaha (Danus) periode 2014/2015,
2015/2016. Anggota Society of Exploration Geophysicist (SEG) Chapter
Universitas Lampung 2014, Bendahara Society of Exploration Geophysicist
viii
(SEG) Chapter Universitas Lampung 2016/2017. Anggota Himpunan Mahasiswa
Geofisika Indonesia (HMGI) 2016.
Penulis menyelesaikan Kerja Praktik di PT. Chevron Pasifik Indonesia, Riau,
Rumbai, Pekanbaru pada 1 Agustus 2016 dengan judul “ Quality Control Dan
Aplikasi Sederhana Dalam Study Geomekanik Dengan Data Log Pada Lapangan
“Y” Cekungan Sumatera Tengah”, kemudian penulis melanjutkan Tugas Akhir
tentang Overpressure dengan data sumur (data drilling dan data logging) di
Pertamina EP Fungsi Eksplorasi beralamat Gedung Menara Standard Chartered,
Lt 16 Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta Selatan periode 1 Februari 2017 sampai
dengan 30 April 2017. Hingga akhirnya penulis berhasil menyelesaikan
pendidikan sarjananya pada tanggal 22 Mei 2017 dengan skripsi yang berjudul
“Identifikasi Mekanisme Pembentukan Overpressure Menggunakan Data
Sumur Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera Utara”.
ix
PERSEMBAHAN
Bismilllahirrohmanirrohim
Atas Ridho Allah SWT dan dengan segala kerendahan
hati
kupersembahkan skripsiku ini kepada:
Bapakku Tercinta M.thoiri, Ibuku Tersayang MUSAROPAH,
DAN JUGA PAMAN YANG SEPERTI ORANGTUAKU SENDIRI
ROMUZI
Terimakasih untuk setiap pengorbanan, peluh keringat,
kesabaran, kasih dan sayang, serta doa yang tiada henti
diberikan sehingga aku mampu mempersembahkan
keberhasilan ini untuk mu Bapak dan ibu.
Seluruh Keluarga Besar ku yang selalu mendoakan dan
mendukung serta menantikan keberhasilanku.
Almamaterku tercinta Universitas Lampung
Tempatku memperoleh ilmu dan merancang mimpi yang
menjadi sebagian jejak langkahku menuju kesuksesan.
x
MOTTO
”Menghisap Keringat Orang-Orang Yang Bekerja,
Memakan Pekerjaan Orang Lain, Tidak Memberikan
Bahagian Keuntungan Yang Semestinya (Hos
Tjokroaminoto)
“Pekerjan Terbaik Adalah Pekerjaan Yang Dikerjakan
Sendiri, Tak perlu Seburuk Apapun Hasilnya”
(Hambali)
“Jangan Menunda Yang Sudah Di Depan Mata” (Yeni)
“Duduk Sama Rendah, Berdiri Sama Tinggi” (Hamba
Allah)
xi
KATA PENGANTAR
Puji syukur saya ucapkan kehadirat Allah SWT, karena berkat rahmat dan
ridho-Nya sehingga saya dapat menyelesaikan skripsi ini tepat pada waktunya.
Skripsi ini mengangkat judul “Identifikasi Mekanisme Pembentukan
Overpressure Menggunakan Data Sumur Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera
Utara”. Skripsi ini merupakan hasil dari Tugas Akhir yang penulis laksanakan di
Pertamina EP Fungsi Eksplorasi beralamat Gedung Menara Standard Chartered,
Lt 16 Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta Selatan.
Penulis berharap semoga skripsi ini dapat memberikan manfaat bagi
pembaca dan bermanfaat guna pembaruan ilmu di masa yang akan datang. Penulis
sadar pada skripsi ini masih banyak kesalahan dan jauh dari kata sempurna, untuk
itu jika ditemukan kesalahan pada penulisan skripsi ini, kiranya dapat
memberikan saran maupun kritik pada penulis. Demikianlah kata pengantar yang
dapat penulis sampaikan, apabila ada salah kata saya mohon maaf.
Penulis
Yeni Yunita
xii
SANWACANA
Puji syukur penulis ucapkan kehadirat Allah SWT, karena berkat rahmat dan
ridho-Nya sehingga saya dapat menyelesaikan yang berjudul “Identifikasi
Mekanisme Pembentukan Overpressure Pada Lapangan “X” Cekungan
Sumatera Utara”. Penulis berharap, karya yang merupakan wujud kerja dan
pemikiran maksimal serta didukung dengan bantuan dan keterlibatan berbagai
pihak ini akan dapat bermanfaat di kemudian hari.
Banyak pihak yang terlibat dalam dan memberikan kontribusi ilmiah, spiritual,
dan informasi baik secara langsung maupun tidak langsung hingga terbentuk
skrispsi ini. Pada kesempatan kali ini penulis ingin menyampaikan terimakasih
kepada :
1. Allah SWT dengan segala ridho-Nya.
2. Bapak M.Thoiri dan ibu Musaropah serta adikku Diana Novalia Putri
yang telah memberikan motivasi dan doa yang di berikan tanpa rasa lelah.
3. Mas Muhamad Yanuar Mahardi selaku pembimbing di Pertamina EP
Fungsi Eksplorasi yang telah memberikan ilmu disela kesibukannya.
4. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si., M.T selaku Ketua Jurusan Teknik
Geofisika yang telah memberikan motivasi selama masa perkuliahan.
5. Bapak Syamsurijal Rasimeng, S.Si., M.Si sebagai Pembimbing Akademik
yang telah memberikan bimbingan selama penulis menjalani proses
perkuliahan.
xiii
6. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si. sebagai Pembimbing 1 yang telah
banyak memberikan masukan-masukan agar skripsi ini lebih baik lagi.
7. Bapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.Si sebagai Pembimbing 2 yang juga
telah banyak memberikan kritik dan saran, sehingga penulisan skripsi ini
menjadi lebih baik lagi.
8. Bapak Karyanto, S.Si., M.T. sebagai penguji dalam proses skripsi penulis.
9. Bapak dosen Jurusan Teknik Geofisika atas didikan, bimbingan, serta ilmu
pengetahuan yang telah diberikan.
10. Muhammad Reza, Chandra Darmawan, Daana Caesaria, Khoirunnisa,
Rosa Linda Mahadita, Windyanesha, Ridho A, dan Galih Imam teman
seperjuangan Tugas Akhir yang selalu menyemangati dan membantu dalam
segala hal selama Tugas Akhir.
11. Feni Priyanka, Shiska Yulistina, Priesta Prima, Yasrifa Fitri Aufia,
Febrina Bunga, Herlin Lisina Putri, Ulfa Wahyuningsih yang tiada
hentinya memberikan semangat dan menceriakan hari-hari saat di kampus.
Tetap semangat ya kawan sampai nanti tetap bersahabat. Sukses untuk kita
semua.
12. Syafaruddin Ahsanil Kausar yang telah membantu dalam pemahaman motto
hidup dan abstrak pada laporan serta Egi Ramdhani dan Niko Adrian
Prianggoro yang membantu ketika revisian skripsi.
13. Teman-teman Teknik Geofisika 2013 (Abdi, Aji, Alicya, Aristo, Nafis,
Dian, Dodi, Edi, Egi, Endah, Farkhan, Hanun, Haris, Helton, Herlin,
Agung, Ujep, Fajri, Reza, Noris, Pipit, Priesta, Putu, Vide, Ririn, Shiska,
Udin, Aloy, Atikah, Bana, Bunga, Cahaya, Deswita, Dwi, Eci, Feni,
xiv
Imbron, Kurnia, Niko, Suryadi, Wuri, Ulfa, Winda, Yase, Sule, Kholil,
dan Widya) yang telah memberikan motivasi, doa dan menyempatkan hadir
pada seminar Usul, Seminar Hasil dan Kompre.
14. Teman-teman MYT (Marisa, Mella, Tia, dan Yopita) yang memberikan
semangat dalam penyelesaian skrispsi.
15. Teman sepermainan Annisa Anggraini yang senantiasa menemani ketika
proses revisi skripsi.
16. Kakak tingkat Teknik Geofisika Angkatan 2012, 2011 dan 2008 yang telah
berbagi ilmu dan pengalaman dalam proses menuju kompre.
17. Keluarga besar Teknik Geofisika Universitas Lampung serta almamater
tercinta, Terimakasih banyak atas semuanya.
Masih banyak pihak lain yang berperan dalam membantu penulis menyelesaikan
skripsi ini, Terimakasih Banyak.
Bandar Lampung, 22 Mei 2017
MengetahuiPenulis
Yeni YunitaNPM. 1315051061
xv
DAFTAR ISI
HalamanABSTRAK ..................................................................................................... i
ABSTRACT .................................................................................................. ii
COVER DALAM ........................................................................................ iii
HALAMAN PERSETUJUAN ................................................................... iv
HALAMAN PENGESAHAN ...................................................................... v
PERNYATAAN........................................................................................... vi
RIWAYAT HIDUP ....................................................................................vii
HALAMAN PERSEMBAHAN ................................................................. ix
MOTTO ........................................................................................................ x
KATA PENGANTAR ................................................................................. xi
SANWACANA ...........................................................................................xii
DAFTAR ISI.............................................................................................. xv
DAFTAR GAMBAR ...............................................................................xviii
DAFTAR TABEL ..................................................................................... xxi
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang ................................................................................ 1B. Tujuan ............................................................................................. 2C. Batasan Masalah ............................................................................. 2
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Daerah Penelitian ............................................................................. 4B. Lokasi Daerah Penelitian ................................................................. 4C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional..................................... 5
1. Tektonik dan Struktur Regional................................................. 52. Stratigrafi Regional .................................................................... 8
D. Overpressure Pada Formasi Di Cekungan Sumatera Utara........... 13
xvi
III. TEORI DASAR
A. Tekanan Bawah Permukaan ............................................................. 15B. Aplikasi Tekanan Pori...................................................................... 18C. Mekanisme Ovepressure .................................................................. 18
1. Loading......................................................................................... 18a. Undercompaction/Disequilibrium Compaction....................... 18b. Tectonic Compression ............................................................`19
2. Unloading..................................................................................... 20a. Fluid Expansion/Hydrocarbon Generation ............................. 20b. Proses Diagenensis Lempung.................................................. 20
D. Pendeteksian Overpressure Bawah Permukaan............................... 211. Data Logging While Drilling ....................................................... 22
a. Log Gamma ray ....................................................................... 22b. Log Porositas Densitas ............................................................ 23c. Log Sonik................................................................................. 25
2. Wireline Formation Tester ........................................................... 273. Drill Steam Test............................................................................ 284. Mud Logging Unit ........................................................................ 30
a. Mudweigt ................................................................................. 30b. Gas While Drilling .................................................................. 30
E. Estimasi Tekanan Pori ...................................................................... 321. Teori Eaton ................................................................................... 322. Teori Bower.................................................................................. 333. Teori Equivalent Depth ................................................................ 34
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Lokasi dan Waktu Penelitian............................................................ 35B. Perangkat .......................................................................................... 36C. Data Penelitian ................................................................................. 36
1. Data Sumur .................................................................................. 362. Metode Eaton............................................................................... 383. Geologi Regional ......................................................................... 39
D. Pengolahan Data............................................................................... 391. Penentuan Normal Compaction Trend ........................................ 412. Penentuan Overburden Stress...................................................... 413. Penentuan Tekanan Hidrostatik................................................... 424. Data Sumur .................................................................................. 425. Interpretasi dan Mekanisme Penyebab Zona Abnormal.............. 42
V. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Hasil Pengamatan............................................................................. 43B. Pembahasan...................................................................................... 44
1. Sumur Wilayah Selatan.............................................................. 44a. Sumur YN1 .......................................................................... 44b. Sumur YN2 .......................................................................... 51
xvii
c. Sumur YN3 .......................................................................... 58d. Sumur YN5 .......................................................................... 65e. Sumur YN6 .......................................................................... 69f. Sumur YN7 .......................................................................... 80g. Sumur YN9 .......................................................................... 84h. Sumur YN12 ........................................................................ 88
2. Sumur Wilayah Offshore............................................................ 92a. Sumur YN4 .......................................................................... 92b. Sumur YN10 ........................................................................ 99c. Sumur YN17 ...................................................................... 103d. Sumur YN18 ...................................................................... 106e. Sumur YN19 ...................................................................... 110
3. Sumur Wilayah Utara............................................................... 114a. Sumur YN8 ........................................................................ 114b. Sumur YN11 ...................................................................... 118c. Sumur YN13 ...................................................................... 121d. Sumur YN14 ...................................................................... 126e. Sumur YN15 ...................................................................... 128f. Sumur YN16 ...................................................................... 133
4. Distribusi Zona Abnormal Tipe 1 dan 2 .................................. 138
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
A. Kesimpulan .................................................................................... 140B. Saran............................................................................................... 141
VII. DAFTAR PUSTAKA
xviii
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman1. Lokasi Penelitian ................................................................................ 5
2. Jenis-Jenis Tekanan Bawah Permukaan........................................... 15
3. Prinsip Terzaghi (1925).................................................................... 17
4. Mekanisme Penyebab Ovepressure Akibat Undercompaction........ 19
5. Mekanisme Penyebab Ovepressure Akibat Unloading ................... 21
6. Log Gamma Ray .............................................................................. 22
7. Log RHOB ....................................................................................... 25
8. Kurva Sonik Terhadap Kedalaman .................................................. 27
9. Grafik Pressure Vs Time Pengukuran Wireline Formation Tester.. 28
10. Grafik Pressure Vs Time Pada Pengukuran DST ........................... 29
11. Deteksi Overpressure Dengan Liberated Gas ................................ 31
12. Metode Eaton ................................................................................... 33
13. Diagram Alir .................................................................................... 40
14. Pembagian Wilayah Sumur Cekungan Sumatera Utara................... 43
15. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Pengeboran YN1................... 48
16. Grafik Log Sonik Vs Kedalaman Sumur YN1................................. 49
xix
17. Grafik Log Sonik Vs RHOB Sumur YN1........................................ 50
18. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Pengeboran Sumur YN2 ....... 56
19. Grafik Log Sonik Vs Kedalaman Sumur YN2................................. 57
20. Plot Kecepatan Sonik Vs Log Densitas Sumur YN2 ....................... 58
21. Grafik Proses Penentuan Volume Shale Sumur YN3....................... 60
22. Grafik Proses Cut Off Volume Shale Sumur YN3............................ 61
23. Grafik Penentuan NCT Sumur YN3 ................................................ 62
24. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN3.................................... 63
25. Grafik DT Terhadap Kedalaman Sumur YN3 ................................. 64
26. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN5.................................... 68
27. Grafik GR Vs Kedalaman Sumur YN6............................................ 76
28. Grafik Cut Off Volume Shale Sumur YN6 ....................................... 76
29. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Drilling Sumur YN6 ............. 78
30. Grafik DT Vs Kedalaman Sumur YN6 ............................................ 79
31. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN7.................................... 83
32. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Drilling Sumur YN9 ............. 87
33. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Sumur YN12 ......................... 91
34. Grafik Proses Penentuan Volume Shale Sumur YN4....................... 95
35. Grafik Proses Cut Off Volume Shale Sumur YN4............................ 95
36. Grafik Penentuan NCT Sumur YN4 ................................................ 96
37. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN4.................................... 97
38. Grafik DT Terhadap Kedalaman Sumur YN3 ................................. 98
39. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Drilling Sumur YN10 ......... 102
40. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN17................................ 105
xx
41. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN18................................ 109
42. Grafik RHOB Vs Sonik Sumur YN18 ........................................... 109
43. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN19................................ 113
44. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN8.................................. 117
45. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN11................................ 120
46. Grafik GR Vs Kedalaman VSH Sumur YN13............................... 123
47. Grafik Cut Off VSH Sumur YN13 ................................................ 123
48. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Data Sumur YN13 ....................... 124
49. Grafik RHOB Vs Sonik Sumur YN13 ........................................... 125
50. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN14................................ 127
51. Grafik GR Vs Kedalaman Sumur YN15........................................ 130
52. Grafik VSH Vs Kedalaman Sumur YN15 ..................................... 131
53. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN15................................ 131
54. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN16................................ 135
55. Grafik Sonik Vs Kedalaman Sumur YN16 .................................... 136
56. Grafik Sonik Vs RHOB Sumur YN16 ........................................... 137
57. Peta Identifikasi Tekanan Pori Pada 19 Sumur .............................. 138
xxi
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
1. Tabel Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara .......................... 8
2. Pelaksanaan Kegiatan Penelitian...................................................... 35
3. Kelengkapan Data Pada 19 Sumur Pengeboran.............................. 37
4. Kelengkapan Data Log..................................................................... 38
5. Kolom Stratigrafi Sumur YN1......................................................... 44
6. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN1 ................................................. 47
7. Analisis Zona Overpressure Sumur YN1 ........................................ 50
8. Kolom Stratigrafi Sumur YN2......................................................... 51
9. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN2 ................................................. 55
10. Analisis zona OverpressureSumur YN2.......................................... 58
11. Kolom Stratigrafi Sumur YN3......................................................... 59
12. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN3 ................................................. 63
13. Analisis Zona Overpressure Sumur YN3 ........................................ 65
14. Kolom Stratigrafi Sumur YN5......................................................... 66
15. Estimasi Tekanan Pori YN5............................................................. 67
16. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN5 ............. 69
xxii
17. Kolom Stratigrafi Sumur YN6......................................................... 70
18. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN6 ................................................. 77
19. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure YN6......................... 79
20. Kolom Stratigrafi Sumur YN7 ........................................................ 81
21. Estimasi Tekanan Pori Sumr YN7 ................................................... 82
22. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN7 ............. 83
23. Kolom Stratigrafi Sumur YN9......................................................... 84
24. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN9 ................................................. 86
25. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN9 ............. 88
26. Kolom Stratigrafi Sumur YN12 ....................................................... 88
27. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN12 ............................................... 90
28. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN12 ........... 92
29. Kolom Stratigrafi Sumur YN4......................................................... 94
30. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN4 ................................................. 97
31. Analisis Zona Overpressure Sumur YN4 ........................................ 99
32. Kolom Stratigrafi Sumur YN8......................................................... 99
33. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN10 ............................................. 101
34. Analisis Zona Overpressure Sumur YN10 .................................... 102
35. Kolom Stratigrafi Sumur YN17 ..................................................... 103
36. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN17 ............................................. 104
37. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN17.......................... 105
38. Kolom Stratigrafi Sumur YN18 ..................................................... 107
39. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN18 ............................................. 108
40. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN18.......................... 109
xxiii
41. Kolom Stratigrafi Sumur YN19 ..................................................... 111
42. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN19 ............................................. 112
43. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN19.......................... 113
44. Kolom Stratigrafi Sumur YN8....................................................... 113
45. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN8 ............................................... 116
46. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN8 ........... 117
47. Kolom Stratigrafi Sumur YN11 ..................................................... 118
48. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN11 ............................................. 119
49. Analisis Mekanisme Penyebab overpressure Sumur YN11 .......... 120
50. Kolom Stratigrafi Sumur YN13 ..................................................... 121
51. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN13 ............................................. 123
52. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN13.......................... 124
53. Kolom Stratigrafi Sumur YN14 ..................................................... 122
54. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN14 ............................................. 126
55. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN14.......................... 127
56. Kolom Stratigrafi Sumur YN15 ..................................................... 129
57. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN15 ............................................. 132
58. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN15.......................... 132
59. Kolom Stratigrafi Sumur YN16 ..................................................... 134
60. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN16 ............................................. 134
61. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN16.......................... 137
62. Hasil Identifikasi Overpressure Wilayah Selatan .......................... 138
63. Hasil Identifikasi Overpressure Wilayah Offshore........................ 139
64. Hasil Identifikasi Overpressure Wilayah Utara............................. 139
1
I. PENDAHULUAN
A. Latar Belakang
Kesuksesan proses pengeboran dapat dilakukan dengan suatu proses
perencanaan sumur yang baik dalam segi keamanan, pencapaian target serta
biaya. Upaya yang dapat dilakukan untuk kesuksesan pengeboran adalah prediksi
tekanan bawah permukaan. Penentuan tekanan dalam pembuatan sumur baru
dapat dilakukan dengan memanfaatkan data sumur di sekitar sumur baru. Tekanan
yang dapat mengindikasikan tekanan bawah permukaan yakni tekanan hidrostatik,
tekanan overburden serta tekanan pori.
Hasil yang dapat diperoleh dari ketiga tekanan tersebut adalah prediksi
tekanan abnormal (overpressure). Overpressure merupakan keadaan abnormal
suatu formasi ketika tekanan pori lebih dari tekanan hidrostatik. Kunci utama
dalam prediksi overpressure adalah identifikasi mekanisme penyebab
overpressure. Deteksi zona overpressure dapat membantu dalam geohazard
pengeboran dan maturasi hidrokarbon. Penentuan zona overpressure pada bidang
geohazard sangat berguna dalam penentuan berat lumpur dan casing point.
Menurut (Aziz dan Bolt, 1984) overpressure merupakan suatu fenomena yang
dapat ditemui pada formasi di Cekungan Sumatera Utara. Adanya overpressure
terjadi karena pengaruh geologi.
2
Penentuan zona overpressure dapat dilakukan dengan melakukan plot data
sumur hasil pengeboran yang berada di sekitar sumur baru. Penentuan zona ini
dapat menggunakan pengukuran secara langsung, data gas while driling, data
lumpur dan logging. Metode yang dapat digunakan untuk prediksi overpressure
adalah metode Eaton (1975) dan Bowers (1995). Pada penenlitian ini difokuskan
pada metode Eaton (1975). Hasil prediksi dengan metode pengukuran tekanan
pori dapat dikoreksi dengan pengukuran tekanan langsung, gas while drilling dan
data lumpur. Untuk itu pemahaman mengenai mekanisme pembentukan zona
overpressure dan distribusi area zona overpressure perlu dipahami.
B. Tujuan Penelitian
Tujuan dilakukan penelitian ini adalah estimasi tekanan pori untuk
mengetahui zona overpressure dan identifikasi mekanisme penyebab terjadinya
zona overpressure pada lapangan “X ” Cekungan Sumatera Utara.
C. Batasan Masalah Penelitian
Dalam penelitian ini diberikan batasan penelitian sebagai berikut:
1. Penggunaan data primer yaitu data Wireline Formation Tester
(RFT/MDT), gas while drilling, berat lumpur, data LOT (Leak Off Test)
dan Drill Steam tester (DST) yang bertindak sebagai kalibrator untuk
penggunaan metode Eaton (1975) yang menggunaan data log Sonik.
Metode Eaton (1975) hanya dilakukan di satu sumur yang cukup mewakili
tekanan pori di area penelitian.
3
2. Studi terfokus pada prediksi mekanisme penyebab overpressure dibatasi
pada penentuan tipe 1 dan 2 serta kedalaman suatu formasi yang
mengindikasikan adanya zona overpressure.
4
II. TINJAUAN PUSTAKA
A. Daerah Penelitian
Pada penelitian ini penulis melakukan penelitian di Cekungan Sumatera
Utara. Penyebarannya terbentang dari Medan sampai ke Banda Aceh. Pada
cekungan ini, terdapat formasi yang memiliki zona tekanan abnormal. Formasi
Cekungan Sumatera Utara yaitu Formasi Tampur, Formasi Parapat, Formasi
Bruksah, Formasi Bampo, Formasi Belumai, Formasi Peutu, Formasi Baong,
Formasi Keutapang, Formasi Seurula, dan Formasi Julu Rayeu.
B. Lokasi Daerah Penelitian
Cekungan Sumatera Utara bagian barat dibatasi oleh Pegunungan Bukit
Barisan, Paparan Malaka di bagian timur, Lengkungan Asahan di bagian selatan,
dan Laut Andaman di bagian utara. Cekungan Sumatera Utara termasuk dalam
Cekungan Indonesia wilayah barat yang merupakan cekungan belakang busur
Lempeng Sunda (Eurasia). Cekungan Sumatera Utara terdiri dari Subcekungan
Aceh (bagian utara), Aru (bagian tengah), Langkat (bagian tenggara) dan tinggian
dengan pola kelurusan utara-selatan dan baratlaut–tenggara meliputi Tinggian
Sigli, Dalaman Jawa, Tinggian Arun-Lhok Sukon, Dalaman Lhok Shukon,
Tinggian Alur Siwah, Dalaman Tamiang, Tinggian Hyang Besar, Pakol Horst
5
Graben dan Glaga Horst Graben. Sedimentasi cekungan berlangsung seiring
terjadinya siklus transgresi-regresi (Putra, 2010).
Gambar 1. Lokasi Penelitian (Pertamina, 2013)
C. Tektonik, Struktur dan Stratigrafi Regional
1. Tektonik dan Struktur Regional
Cekungan Sumatera Utara terbentuk akibat tumbukan Lempeng India-Australia
dengan Lempeng Eurasia. Pembentukan Cekungan Sumatera Utara selama tersier
dibagi menjadi 3 yaitu:
a. Fase syn-rift
Fase syn-rift adalah fase pertama kali pada saat Paleogen Tengah hingga
Miosen Awal. Pada masa ini horst, graben dan half-graben mulai terbentuk
dengan tren utara-selatan dan timurlaut-baratdaya. Menurut (Pertamina, 2013)
Sedimentasi Cekungan Sumatera Utara terbentuk pada Eosen Akhir dengan
terendapkannya sedimen karbonat Formasi Tampur. Kemudian secara tidak
6
selaras sedimen Formasi Parapat yang memiliki litologi dominan yaitu
batupasir/breksi konglomerat. Pada awalnya graben yang terbentuk terisi oleh
batupasir dan konglomerat yang berasal dari platform Malaka, Busur Asahan
dan Tinggian (horst) lokal. Endapan batupasir dan konglomerat membentuk
Formasi Bruksah (Cameron, 1983). Pada masa ini juga terjadi transgresi
(naiknya muka air laut) yang mengakibatkan pengendapan pasir mulai
menurun dan meningkatnya pengendaan lempung. Endapan membentuk
Formasi Bampo di atas Formasi Bruksah.
Fase ini berakhir pada Miosen Awal hingga Tengah dan
merupakan fase dengan kondisi tektonik yang relatif stabil. Pergerakan
patahan dengan tren utara-selatan terhenti tetapi penurunan busur belakang
terus berlangsung. Fase ini dikarakteristikkan dengan muka laut yang tetap
atau naik tetapi pasokan sedimen cukup untuk menyebabkan regresi. Sedimen
pengisi cekungan ini yaitu Formasi Belumai. Pada miosen akhir, transgresi
kembali terjadi. Hal itu terjadi karena penurunan yang terus-menerus
sehingga air laut menjadi naik. Platform Malaka dan horst bagian tengah
tergenang dan menjadi tempat pengendapan batugamping laut dangkal yang
menyusun Formasi Peutu. Pada saat yang sama, pengendapan Formasi
Belumai berlangsung pada platform yang berdekatan sehingga umur
keduanya sama. Formasi Belumai memiliki litologi batulempung laut abu-abu
gelap hingga hitam dan serpih gampingan yang sama dengan Baong Bawah
sehingga untuk membedakan keduanya ditentukan berdasarkan penurunan
kalsium karbonat yang signifikan.
7
b. Fase Transisi
Fase ini adalah fase sebelum pengisian awal cekungan selesai. Fase ini
terjadi pada masa Miosen Awal hingga Tengah. Fase ini ditandai dengan
transgresi atau peningkatan muka air laut yang merubah lingkungan paralik
(pantai) menjadi basinal. Perubahan tersebut mencerminkan pembentukan
ulang dari struktur cekungan yang sudah ada. Fase ini juga ditandai dengan
perubahan rezim tektonik dengan mengaktifkan kembali sistem patahan
horst-graben tua dan awal dari pembentukan arus transportasi dominan, sesar
dan lipatan kompresi lokal. Formasi Baong mengisi cekungan dengan
ketebalan 750-2500 m (Suseno, 2014).
c. Fase Kompresi
Pada fase proses pengisian tahap awal selesai. Sedimentasi yang terjadi
merupakan seri dari sedimen delta sebagai akibat perubahan tinggi
permukaan air laut. Sedimen delta pertama kali diisi oleh Formasi Keutapang
berumur Miosen Akhir hingga Pliosen Awal. Formasi ini terdiri dari
batupasir abu-abu coklat atau abu-abu kebiruan yang diselingi lempung dan
batugamping tipis. Formasi ini merupakan salah satu reservoir penghasil
minyak pada Cekungan Sumatera Utara. Formasi Seurula berada di bagian
atas dari Formasi Keutapang dan dilanjutkan dengan formasi Seurula dan
Formasi Julu Rayeu (endapan klastik) (Hadi, 2009).
8
2. Stratigrafi Regional
Sedimentasi Cekungan Sumatera Utara diperkirakan mulai terbentuk pada
kala Eosen Akhir dengan diendapkannya sedimen karbonat Formasi Tampur.
Selanjutnya diendapkan secara tidak selaras sedimen Formasi Parapat yang
didominasi oleh litologi batupasir/breksi konglomeratan. Selanjutnya secara
berturut-turut diendapkan Formasi Bampo pada Oligosen, Formasi Belumai pada
kala Oligosen Akhir–Miosen Awal dan Formasi Baong bagian bawah pada Awal
Miosen Tengah. Sedimen yang diendapkan adalah lapisan-lapisan batupasir yang
dikelompokkan dalam Formasi Baong bagian Tengah (Middle Baong Sand). Di
atas Formasi Baong diendapkan secara selaras Formasi Keutapang pada
lingkungan delta dan diikuti Formasi Seureula dan Formasi Julu Rayeu yang
merupakan endapan klastik (Putra, 2010).
Adapun Tabel Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara yaitu seperti pada
Tabel 1 di bawah ini.
Tabel 1. Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara (Sosromihardjo,1988)
9
Menurut (Putra, 2010) Stratigrafi Cekungan Sumatera Utara dibagi menjadi 2
bagian yaitu endapan sedimen saat pemekaran dan pasca pemekaran. Pada
awalnya, terendapkan sedimen klastik awal pembentukan cekungan tarikan,
berupa klastik kasar batupasir dan konglomerat. Kelompok ini adalah Formasi
Perapat atau disebut juga Formasi Bruksah. Pada Formasi Parapat yang
terendapkan sebagai endapan kipas alluvial berangsur berubah menjadi endapan
alluvial di sebelah timur dan secara tidak selaras menindih Formasi Tampur yang
berumur Eosen.
1. Batuan Dasar
Batuan dasar Cekungan Sumatera Utara terdiri dari batupasir, batugamping
atau dolomit dan baturijang (cherts). Batuan ini padat, memiliki banyak rekahan
dan tidak mengalami alterasi.
2. Formasi Tampur (Eosen Akhir)
Formasi diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar. Pada formasi ini
diendapkan batugamping masif, batugamping biroklastik, kalkarenit, kalsilutit,
dan ditemukan juga dolomite dan basal konglomerat. Batugamping Tampur Eosen
banyak ditemukan di Paparan Malaka. Batugamping kemungkinan menutupi
batuan dasar yang diperkirakan berumur Eosen Akhir-Oligosen Awal (Ryacudu &
Sjahbuddin, 1994).
3. Formasi Parapat (Oligosen Awal)
Formasi Parapat diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Tampur
dan ditandai dengan menghilangnya sifat karbonatan yang dimulai Oligosen
Awal. Formasi ini diendapkan oleh sistem fluvial yang mengikuti pola rekahan
yang berarah timurlaut-baratdaya pada kala tersebut. Litologi yang utama pada
10
formasi ini adalah breksi kuarsa mikaan, konglomerat dan batupasir mikaan.
Lingkungan pengendapan pada umumnya pada cekungan graben dari batuan asal.
Ketebalan formasi ini berkisar 2700 m. Parapat berkembang sebagai batuan kasar
klastik kasir facies fluvial yang terdiri dari batupasir berbutir medium sampai
dengan batuserpih dan di bawah terdapat batu tuffan.
4. Formasi Bruksah (Oligosen Awal-Oligosen Akhir)
Formasi Bruksah memiliki umur yang ekivalen terhadap Formasi Bampo.
Litologi Formasi Bruksah tersusun oleh batupasir, basal konglomerat, serpih dan
batulanau. Adanya keberadaan basal konglomerat yang pada bagian bawahnya
terdapat kuarsit dan matriks lempung mencerminkan bahwa lapisan ini
diendapkan pada lingkungan fluvial.
5. Formasi Bampo (Oligosen Awal-Oligosen Akhir)
Formasi Bampo dicirikan dengan litologi batulempung berwarna abu-abu dan
gelap-hitam, lanau dan juga ditemukan nodul-nodul karbonat. Fase transgresi awal
ditandai dengan pengendapan Formasi Bampo yang diendapkan pada lingkungan
marine/lakustrin. Sebagian dari Formasi Bampo memiliki umur yang sama dengan
Formasi Parapat. Formasi Bampo memiliki umur yang berbeda-beda di setiap
daerah karena formasi ini diendapkan pada lingkungan yang berbeda-beda seperti
misalnya pada bagian utara lingkungannya adalah neritik luar sampai batial atas
dan di daerah lain diendapkan di lingkungan dangkal. Batulempung dari Formasi
Bampo sebagai endapan lakustrin berpotensi sebagai batu induk yang utama yang
diperkirakan matang 11 juta tahun lalu.
11
6. Formasi Belumai (Miosen Awal–Miosen Tengah)
Fase transgresi selanjutnya berlangsung pada Formasi Belumai dengan ditandai
adanya pengendapan material-material klastik. Formasi Belumai diendapkan
secara selaras di atas Formasi Bampo. Formasi ini memiliki jenis litologi
Batupasir Belumai (batupasir karbontan) dan Batugamping Telaga (batugamping
klastik). Pengendapan lapisan pada formasi ini terjadi pada lingkungan delta
bergradasi menjadi laut litoral dan paparan. Sumber sedimen Formasi Belumai
diperkirakan dari selatan dan sedikit dari arah timur. Batuan serpih Formasi
Belumai berpotensi sebagai batuan induk.
7. Formasi Peutu (Miosen Awal-Miosen Tengah)
Komposisi utama formasi ini terdiri dari batulempung dan lanau karbonatan.
Formasi ini didasari oleh batugamping yang mengandung glaukonit dan kaya akan
foraminifera.
8. Formasi Baong (Miosen Tengah)
Lingkungan pengendapan formasi dibangun oleh lebih dari sekali siklus
genang laut yang kemudian air laut menjadi susut pada saat pengendapan bagian
atas formasi akibat pengangkatan Pegunungan Barisan. Pada saat pengendapan
Formasi Baong, banyak ditemukan kumpulan fauna yang menunjukkan adanya
puncak transgresi. Litologi terdiri atas batulempung abu-abu sampai hijau dan
napal yang kadang mengandung tufa. Napal dan batupasir diendapkan di neritik
dalam hingga luar dan batial atas. Estimasi Top Formasi Baong di tandai dengan
adanya perubahan lithologi serpih bersifat sangat getas (brittle) merupakan
lingkungan pengendapan dalam kondisi transgresi dengan ditandai lapisan serpih
12
yang cukup tebal. Ketebalan Formasi Baong pada menurut Mulhadiono dan
Marioadi (Putra, 2010) adalah 2500 m.
a. Formasi Baong Bagian Atas
Formasi bagian atas didominasi oleh lapisan batuserpih yang cukup tebal
dengan sisipan tipis batulanau, batunapal dan batugamping. Batulanau berwarna
bau-abu sampai abu-abu terang memiliki skala kekerasan sedang-firmly, bersifat
brittle, berbentuk sub-blocky kadangkala bersifat pasiran dan sedikit karbonatan.
b. Formasi Baong Bagian Tengah
Formasi bagian tengah merupakan endapan turbidite akibat pengangkatan
Bukit Barisan tetapi arah penyebaran facies tidak menerus sehingga didapatkan
perselingan batupasir, batulanau dan batugamping dalam batuan serpih Formasi
Baong bagian tengah. Pada kedalaman tertentu, formasi ini membentuk reservoir
gas seperti di daerah Alur Rambong. Kemudian ke arah selatan unit pasir pada
formasi ini menghasilkan minyak di beberapa lapangan termasuk di Telaga Said.
c. Formasi Baong Bagian Bawah
Formasi Baong bagian bawah disebut juga zona transisi. Pada Formasi ini,
didominasi oleh batuserpih berwarna abu-abu gelap dengan sisipan tipis batupasir,
batulanau dan batugamping yang tersebar di tepi cekungan. Pada litologi serpih di
Formasi Lower Baong bersifat lanauan dan tidak bersifat karbonatan sedangkan
pada batupasir memiliki porositas yang jelek hingga sedang. Sebaran lempung
mengindikasikan bahwa Formasi Baong Bawah terbentuk pada lingkungan
pengendapan batial (laut). Hal ini diperkuat dengan dengan keberadaan
foraminifera globigerinid yang menandakan banjir maksimum.
13
9. Formasi Keutapang (Miosen Akhir)
Proses regresi Formasi Keutapang berlangsung sejak pengendapan Formasi
Baong sehingga formasi ini diendapkan selaras di atas Formasi Baong.
Lingkungan pengendapan formasi adalah delta dan laut dangkal dengan ketebalan
1500 m dan pada Bukit Barisan memiliki ketebalan 900 m. Litologi formasi ini
batupasir berwarna coklat keabu-abuan berseling dengan serpih dan batugamping
tipis. Formasi Keutapang dibagi menjadi 2 bagian. Pada bagian atas didominasi
oleh perselingan lapisan batulempung sampai serpih dan batupasir dengan sisipan
tipis batulanau. Sedangkan bagian bawah didominasi serpih dengan sisipan
batulanau dan batupasir.
10. Formasi Seurula (Pliosen Awal)
Formasi ini diendapkan selaras di atas Formasi Keutapang dengan ketebalan
700-900 m. Litologi formasi ini adalah konglomerat, batupasir, napal, dan
batulempung. Pada batupasir dan serpih ditemukan fosil dan fragmen kayu.
Lingkungan pengendapan formasi ini adalah litoral (pantai).
11. Formasi Julurayeu (Pliosen Akhir)
Formasi ini diendapkan pada lingkungan fluvial hingga litoral. Litologi
formasi ini adalah lempung dan konglomerat di bagian bawah yang kemudian
meningkat menjadi batupasir tufa yang lunak. Ketebalan formasi ini adalah 400-
600 m.
D. Overpressure Pada Formasi Di Cekungan Sumatera Utara
Overpressure pada Cekungan Sumatera Utara dapat dipengaruhi oleh dua
hal yakni hidrogeologi dan gradien geothermal. Secara sistem hidrogeologi
14
Cekungan Sumatera Utara tersusun atas 3 sistem akifer utama diantaranya berada
di Formasi Keutapang (batupasir berbutir halus-sedang). Akifer kedua di Formasi
Baong Tengah (batupasir galukonitan) dan akifer pada Formasi Peutu
(batugamping). Akifer-akifer lainnya berada pada Formasi Seurula (karena
susunan litologiinya marupakan campuran batupasir, serpih dan batulempung) dan
juga formasi yang berumur lebih tua dibandingkan dengan Formasi Peutu (karena
berada di kedalaman lebih dari 3000 m di bawah permukaan yang berarti formasi
di kedalaman tersebut mengalami pembebanan dari lapisan di atasnya sehingga
porositas menjadi rendah) (Suseno, 2014).
Hal yang mempengaruhi lainnya adalah gradien geothermal. Aspek ini
digunakan untuk mengetahui proses tipe 2 diantaranya proses diagenesis lempung
dan pembentukan hidrokarbon. Pengaruh panas menyebabkan mineral smektit
berubah menjadi illite dan pembentukan hidrokarbon yang menghasilkan
pelepasan sejumlah air. Pada Cekungan Sumatera Utara memiliki kondisi gradien
geothermal yang tergolong tinggi berkisar 280C-360C/km atau 8,50-110C/1000 Ft
(Suseno, 2014).
15
III. TEORI DASAR
A. Tekanan Bawah Permukaan
Tekanan yang penting dalam pengeboran adalah tekanan pori, tekanan
hidrostatik, tekanan overburden, fracture pressure, tekanan efektif, dan tekanan
abnormal.
Gambar 2. Jenis-Jenis Tekanan Bawah Permukaan (Ramdhan, 2017)
Tekanan hidrostatik (Ph) merupakan tekanan yang disebabkan oleh berat
fluida dalam kolom. Tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh densitas dan kedalaman
16
kolom fluida dan tidak dipengaruhi oleh ukuran dan bentuk cross section kolom
fluida. Gradien tekanan hidrostatik untuk fresh water adalah 0,433 psi/ft dan
untuk air formasi antara 0,45-0,465 psi/ft
Persamaan tekanan hidrostatik adalah:
𝑃ℎ = 𝜌𝑓 𝑔 ℎ (1)
Keterangan:
h = Tinggi kolom (m)
𝜌𝑓 = Densitas fluida (kg/m3)
g = Percepatan gravitasi (m/s2) (Djunaedi, 2011).
Tekanan overburden merupakan tekanan yang dihasilkan dari berat
gabungan matriks batuan dan cairan dalam pori. Tekanan ini bergantung pada
kedalaman dan meningkat pada penambahan kedalaman.
𝑆 = 𝑔 ∫ 𝜌𝑏 (𝑧)𝑑𝑧 (2)
Dimana 𝜌𝑏 adalah bulk density dan tergantung pada kedalaman dengan rumus:
𝜌𝑏 = Ф𝑏𝜌𝑓 + (1 − Ф)𝜌𝑔 (3)
Berturut-turut adalah porositas, densitas fluida dalam pori dan densitas matriks.
Kemiringan tekanan overburden memiliki kemiringan yang mendekati 1 psi/ft.
Kemiringan lebih disebabkan oleh densitas karena densitas naik terhadap
kedalaman. (Djunaedi, 2011).
Tekanan pori atau tekanan formasi yaitu tekanan yang bekerja dalam
ruang berpori (porositas dalam batuan). Besar tekanan pori bisa lebih besar dari
tekanan hidrostatik. Titik mulai terjadinya deviasi nilai tekanan pori dari garis
tekanan hidrostatik disebut top overpressure. Terzaghi (1925) mendefinisikan
bahwa overburden adalah penjumlahan tekanan yang terdapat pada matrik-matrik
17
batuan dan fluida yang ada di dalamnya pada suatu kedalaman sehingga semakin
dalam penimbunan suatu sedimen maka semakin besar tekanan oveburdennya.
Tekanan yang bekerja pada matrik batuan yang merupakan selisih antara tekanan
pori dan tekanan overburden disebut tekanan efektif.
Gambar 3. Prinsip Terzaghi (Ramdhan, 2015)
𝜎 = 𝜎 ′ + 𝑃 (4)
Keterangan:
𝜎 = Overburden stress (Psi)
𝜎 ′ = Efektif stress (Psi)
𝑃 = Tekanan pori (Psi)
Efektif stress pada kurva merupakan lebar ruang antara tekanan pori
dengan garis tekanan overburden. Pada tekanan pori normal, tekanan efektif akan
semakin besar terhadap kedalaman. Konsep lain yaitu nilai tekanan pori tidak bisa
lebih dari tekanan overburden. Ketika besaran tekanan pori mendekati tekanan
18
overburden maka terjadi fracture pada formasi yang akan melepaskan fluida dan
tekanan. Fracture pressure merupakan total dari tekanan yang dapat ditahan oleh
formasi sebelum suatu formasi rusak atau hancur. Prediksi fracture pressure harus
lebih kecil dari tekanan overburden dan lebih besar dari tekanan pori (Yanto,
2011).
B. Aplikasi Tekanan Pori
Aplikasi tekanan pori sebelum pengeboran dilakukan yaitu dapat
mempresentasikan efektifitas tutupan, pemetaan migrasi hidrokarbon, konfigurasi
tutupan, serta analisa geometri cekungan. Selain itu, tekanan pori juga dapat
memprediksi adanya drilling hazard (overpressure) serta pembuatan desain
program casing dan lumpur (Ramdhan, 2017).
C. Mekanisme Overpressure
Penyebab terjadinya overpressure dapat dibagi menjadi 2 yaitu loading
dan unloading. Perbedaan keduanya yaitu pada loading tekanan overburden
bertambah tinggi efektif stress tidak bertambah. Sedangkan unloading overburden
konstan tetapi efektif stress menurun karena meningkatnya tekanan pori.
1. Loading
a. Undercompaction/Disequilibrium Compaction
Overpressure pada mekanisme ini terjadi apabila fluida dalam pori
terperangkap dalam formasi dengan permeabilitas termampatkan oleh berat
sedimen baru yang terendapkan.
19
Gambar 4. Mekanisme Penyebab Overpressure Akibat Undercompaction
(Ramdhan dkk, 2015)
Akibatnya, tekanan yang berlebih pada pori batuan dan fluida
terperangkap di dalam pori tersebut. Proses ini yang disebut dengan
undercompaction atau disequilibrium compaction. Timbulnya undercompaction
terjadi pada zona transisi dari lingkungan yang dominan pasir ke lingkungan
dominan serpih. Undercompaction tidak menyebabkan tekanan efektif menurun
tetapi membekukan tekanan efektif terhadap waktu.
b. Tectonic Compression
Pori batuan yang terperangkap oleh tektonik aktif menyebabkan timbulnya
overpressure yang lebih ekstrim bila dibandingkan dengan undercompaction. Jika
fluida dalam pori tidak lolos maka tekanan pori akan meningkat dan sedimen akan
kehilangan kompaksi. Pada area tektonik aktif, kompaksi tidak hanya disebabkan
20
oleh tekanan efektif vertikal saja tetapi dapat berbagai arah tergantung proses
tektonik yang berlangsung (Ramadian, 2010).
2. Unloading
a. Fluid Expansion/Hydrocarbon Generation
Mekanisme ini terjadi karena batuan sedimen dan fluida yang mengisi pori
berada pada lingkungan yang dalam, dimana temperatur juga mengalami
kenaikan, maka fluida akan mengembang. Hal ini akan menyebabkan penurunan
densitas, dan akibatnya tekanan akan berkurang. Overpressure dapat terbentuk di
dalam pori batuan akibat mekanisme ekspansi fluida seperti pemanasan,
pembentukan hidrokarbon dan ekspansi air akibat diagenesis lempung.
Pembentukan hidrokarbon baik kerogen menjadi hidrokarbon. Overpressure yang
terbentuk disebabkan adanya penambahan volume fluida pada volume pori batuan
yang sama. Pada serpih yang merupakan batuan dengan permeabilitas kecil
menyebabkan terjadinya overpressure yang tinggi terlebih bila terjadi juga
undercompaction. Selain itu, tekanan efektif dapat menyebabkan berkurangnya
tekanan efektif (unloading) ketika pengendapan terus berlangsung. Tekanan yang
dihasilkan pada ekspansi fluida berasal dari matriks batuan yang membatasi fluida
dalam pori.
b. Proses Diagenesis Lempung
Proses diagenesis litologi lempung dapat berpengaruh dalam mekanisme
unloading.
Smectite + K+ Illite + Silika + H2O (5)
21
Perubahan smectite menjadi illite terjadi karena pembakaran dengan suhu tinggi
(80o) dan cukup potassium maka smectite berubah menjadi illite dan reaksinya
menghasilkan silika (semen) dan bound water (air yang terikat dalam butir) akan
lepas dan berkontribusi terhadap air yang berada di pori sehingga tekanan pori
menjadi meningkat.
Gambar 5. Mekanisme Penyebab Overpressure Akibat Unloading
(Swarbrick dan Yardley, 2002)
D. Pendeteksian Overpressure Bawah Permukaan
Pendeteksian tekanan data terbagi menjadi 2 yatu pendeteksian tekanan
secara langsung maupun tidak langsung. Pengukuran secara langsung diantaranya
wireline fomation tester seperti data RFT (Repeat Formation Tester) atau MDT
(The Modular Dynamic Tester). Selain wireline formation tester, pengukuran
secara langsung lainnya yaitu Formation Interval Test (FIT) dan DST (The Drill
Steam Tester) yang dilakukan pada saat uji produksi sumur. Sedangkan
pengukuran tekanan secara tidak langsung dimaksudkan untuk melengkapi
22
pengukuran tekanan secara langsung mengingat pengukuran secara langsung
hanya di kedalaman tertentu saja sehingga untuk menunjang penentuan tekanan
pori, maka perlu dilakukan pengukuran secara tidak langsung dengan
memanfaatkan data-data seperti well atau pressurre kick, data mudweight,
Measurement While Drilling (log GR, Resistivity dll), Gas While Drilling
(GWD), serta penerapan teori lainnya yang berhubungan dengan tekanan
khususnya tekanan pori. Data pengukuran langsung dan data mudweight
merupakan data untuk mengoreksi tekanan dengan metode Eaton (1975).
1. Data Logging While Drilling (LWD)
a. Log Gamma ray
Log Gamma ray merupakan log pengukuran yang dilakukan secara pasif
dengan sinar radioaktif oleh formasi itu sendiri. Kurva yang dihasilkan
menunjukkan besarnya intensitas radioaktif yang terkandung dalam suatu batuan.
Gambar 6. Log Gamma Ray (Harsono, 1997)
23
Sinar gamma sangat efektif dalam membedakan zona permeabel dan
impermeabel. Hal itu dikarenakan unsur-unsur radioaktif berpusat di dalam serpih
yang sifatnya tidak impermeabel dan tidak banyak terdapat pada batuan karbonat
atau pasir, diabsorpsi oleh atom formasi melalui suatu proses yang disebut
fotoelektrik. Jadi gamma ray diabsorpsi secara gradual dan energinya mengalami
reduksi setiap kali melewati formasi. Laju absorpsi berbeda sesuai dengan
densitas formasi. Formasi yang densitasnya lebih rendah akan terlihat lebih
radioaktif (Harsono, 1997).
b. Log Porositas Densitas
Log ini umum digunakan untuk mendeteksi zona gas, menghitung densitas
karbon, serta mengevaluasi reservoir shally-sand maupun litologi yang komplek.
Log densitas pada log porositas merekam bulk density formasi batuan. Bulk
density merupakan densitas total dari batuan matrik padat dan fluida yang mengisi
pori. Pembacaan log untuk interpretasi tekanan abnormal merupakan hasil cut off
log sinar gamma. Pada kondisi normal, densitas serpih akan bertambah terhadap
kedalaman, seiring dengan bertambahnya tekanan pembebanan dan kekompakan
batuan. Pada zona abnormal, gagalnya kompaksi serpih akan diikuti oleh
tingginya kandungan fluida dalam formasi dan menyebabkan densitas serpih
berkurang terhadap kedalaman. Kedalaman puncak overpressure ditunjukkan oleh
titik defleksi kurva densitas dari keadaan normal menjadi garis densitas abnormal
(Ginanjar dan Syahputra, 2014). Pada log densitas, biasanya nilai log densitas
dilakukan konvert terhadap porositas dengan persamaan:
24
∅ = (𝜌𝑚− 𝜌𝑏
𝜌𝑚− 𝜌𝑓) (6)
NCT merupakan garis yang menunjukkan bagaimana porositas berkurang
seiring dengan bertambahnya kedalaman. Bila suatu kompaksi berjalan dengan
normal maka akan mengukuti garis NCT dimana porositas akan berkurang, efektif
stress bertambah dan pore pressure dalam kondisi normal akan sama dengan
normal hidrostatik (Ramdhan, 2017). Selanjutnya NCT dapat ditentukan dengan
persamaan: (Ramdhan, 2015).
∅ = ∅𝑂 𝑒−𝑏𝑧 (7)
Keterangan
𝜌𝑚 = Densitas matrik (gr/cm3)
𝜌𝑏 = Densitas bulk (gr/cm3)
𝜌𝑓 = Densitas fluida (gr/cm3)
∅ = Porositas (%)
∅𝑂 = Porositas di permukaan (%)
𝑏 = Nilai yang diperoleh dari interpolasi eksponen
𝑧 = Kedalaman (m)
25
Gambar 7. Log RHOB (Ramdhan, 2017)
c. Log Sonik
Log sonik adalah log porositas yang mengukur interval transite time dari
gelombang suara yang melewati setiap feet dari formasi. Secara kuantitatif log
sonic digunakan untuk menentukan porositas, menentukan selang kecepatan, dan
melakukan kalibrasi seismik. Sedangkan secara kualitatif digunakan untuk
menentukan litologi korelasi antar sumur pemboran, dan evaluasi batuan sumber
hidrokarbon. Semakin besar log sonik yang ditunjukkan maka semakin kecil
gelombang yang merambat pada batuan tersebut. Prinsip kerja dari log sonik
adalah suara yang dihasilkan dari transmitter maka gelombang tersebut akan
merambat ke dalam formasi. Perambatan suara di dalam formasi tergantung dari
matrik batuan, porositas batuan dan fluida dalam pori-pori tersebut
(Stoeckel,1989). Interpretasi tekanan abnormal dari log sonik memerlukan
26
pemisahan antara interval transit time serpih dan pasir dengan menggunakan log
sinar gamma. Pemisahan ini disebut sand cut off. Formasi serpih ditandai dengan
nilai gamma ray yang tinggi yaitu lebih besar dari 60 sehingga nilai yang lebih
kecil dari batas ini akan dibuang atau dipotong. Selanjutnya interval transit time
yang dipakai merupakan hasil sand cut off log sinar gamma. Memasuki zona
tekanan abnormal, porositas serpih semakin besar dan diikuti dengan
bertambahnya interval transit time terhadap kedalaman. Kedalaman puncak dari
overpressure adalah titik defleksi kurva transit time dari garis kompaksi normal
menuju garis kompaksi abnormal. Sedangkan derajat pembelokannya merupakan
selisih interval transit time antara dua garis kompaksi tersebut dan hal ini
menggambarkan besarnya tekanan abnormal yang terjadi. Selisih pembacaan
interval transit time didefinisikan sebagai anomali sonik (Ginanjar dan Syahputra,
2014).
Penentuan dengan log sonik yaitu sebagai berikut:
∆𝑡𝑛 = ∆𝑡𝑂 𝑒−𝑏𝑧 (8)
Persamaan di atas dianggap tidak sesuai dengan keadaan bawah permukaan
karena transit time mendekati 0 berada pada kedalaman yang cukup dalam.
Sehingga digunakan rumus alternatif dari Chapman (1983) seperti persamaan di
bawah ini.
∆𝑡𝑛 = ∆𝑡𝑂 − ∆𝑡𝑚 )𝑒−𝑏𝑧 + ∆𝑡𝑚 (9)
Keterangan
∆𝑡𝑛 = Transit time di NCT (μs /ft)
∆𝑡𝑜 = Transit time di permukaan (μs /ft)
∆𝑡𝑚 =Transit time matrix (μs /ft)
27
Gambar 8. Kurva Sonik Terhadap Kedalaman (Ramdhan, 2017)
2. Wireline Formation Tester
Pengoperasian data log ini dilakukan selama wireline logging beroperasi.
Ketika wireline tool diturunkan ke bawah. Data RFT (Repeat Formation Tester)
ataupun data MDT (The Middle Formation Tester) digunakan untuk mengukur
tekanan formasi pada titik-titik tertentu di dinding lubang bor, mengukur gradien
fluida di reservoir dan jenis fluida, dan ketika tekanan formasi diukur, sampel
fluida formasi juga diambil dan kemudian akan dikonversi dalam gradient fluida
minyak, air, dan gas terhadap kedalaman sehingga dapat ditentukan batas-batas
reservoir seperti Oil Water Contact (OWC), Gas Water Contact (GWC), dan Gas
Oil Contact (GOC).
28
Gambar 9. Grafik Pressure Vs Time Pengukuran Wireline Formation Tester
(Ramdhan, 2017)
Informasi yang dihasilkan dari wireline formation tester berupa kedalaman
pengukuran, tekanan formasi, mobility, sampel fluida dan tingkat keberhasilan
pengukuran. Tingkat keberhasilan dibagi menjadi 4 yaitu Good (data pengukuran
cukup akurat), NS (Not Stabilised merupakan proses dimana proses build up
ditunggu namun tidak sampai pada titik konstan). Hal ini dilakukan karena
pengukuran langsung hanya dilakukan maksimal 20 menit dengan alasan bahwa
lubang bor harus segera disirkulasikan lumpur). Selanjutnya adalah SC
(Supercharged merupakan data yang lebih tidak akurat bila dibandingkan dengan
NS karena lumpur masuk ke tool probe sehingga yang terbaca adalah tekanan
lumpur). Kemudian tingkat keberhasilan selanjutnya adalah tight (sangat tidak
akurat karena build up sangat rendah) (Ramdhan, 2017).
3. DST (Drill Steam Test)
Drill Steam Test (DST) digunakan untuk mendapatkan informasi-
informasi yang penting secara langsng mengenai kandungan fluida dan
karakteristiknya, serta tekanan dan suhu reservoir dari fomasi yang ditembus oleh
29
lubang bor sehingga grafik dari DST adalah tekanan dan suhu vs waktu. Data
yang penting dari pembacaan pada wellsite dan diberikan oleh engineer setelah tes
sebagai berikut:
1. Tekanan hidrostatis awal Lumpur (IHP)
2. Tekanan awal penutupan (ISIP)
3. Tekanan pada tiap-tiap periode aliran (IFP)
4. Tekanan akhir penutupan (FSIP)
5. Tekanan Lumpur hidrostatis akhir, (FHP)
Gambar 10. Grafik Pressure Vs Time Pada Pengukuran DST (AIFE,
2017)
Chart DST yang baik mempunyai ciri-ciri:
1. Pressure base line merupakan garis lurus dan jelas.
2. Tekanan hidrostatik mula-mula dan akhir yang dicatat sama dan tetap
terhadap kedalaman serta berat jenis lumpur yang sama.
3. Tekanan aliran dan tekanan buildup yang dicatat merupakan kurva yang
baik.
30
4. Mud Logging Unit
Pada mudlog terdapat data yang bisa digunakan dalam penentuan
overpressure yaitu data mudweight dan data gas.
a) Mudweight
Data berat lumpur bisa menjadi indikator untuk pendeteksian overpressure
ditandai dengan peningkatan mudweight tetapi tidak semua peningkatan
mudweight disebabkan oleh meningkatnya tekanan pori. Meningkatnya
mudweight dapat disebabkan oleh masalah geomechanical.
b) Gas While Drilling
Sumber gas pada pengeboran dapat berasal dari formasi, contaminated gas
(gas yang berasal dari zat adiktif yang dicampurkan ke lumpur) dan recycle
gas (gas yang keluar dari lubang bor biasanya dibakar dan masih terdapat gas
yang belum terbakar). Gas yang digunakan untuk pendeteksian overpressure
yaitu yang berasal dari formasi. Gas yang terkandung dalam formasi berasal
dari hidrokarbon, gas yang terlarut dalam air, cutting, shale caving dan juga
patahan yang dapat memfasilitasi gas masuk ke lubang bor. Pada gas terdapat
dua peristilahan yaitu liberated gas (lumpur sedang disirkulasi) dan produced
gas (lumpur sedang tidak disirkulasikan biasanya dalam pemasangan pipa).
Ketika liberated gas terdapat 2 peristilahan yaitu background gas (gas yang
terkandung dalam serpih) dan total gas (gas yang terkandung dalam
reservoir). Pada produced gas terdapat 2 istilah yaitu trip gas (gas yang keluar
selama pull of out hole) dan connection gas (selama pemasangan pipa)
pendeteksian overpressure dengan liberated gas dapat digunakan namun
tidak cukup valid untuk mempresentasikan zona overpressure.
31
Gambar 11. Deteksi Overpressure Dengan Liberated Gas (Ramdhan,
2015)
Deteksi pipa berlangsung yang paling valid adalah deteksi dengan
menggunakan data connection gas karena ketika pemasangan pipa
berlangsung, tidak dilakukan sirkulasi lumpur dan apabila terdapat gas yang
masuk ke lubang pengeboran dapat mengindikasikan bahwa tekanan pori
berada diantara statik mudweight dan ECD.
Aktivitas pengeboran yang dapat digunakan untuk interpretasi
overpressure adalah adanya informasi adalah lost circulation dan kick. Lost
circulation terjadi karena tekanan lumpur pengeboran melebihi fractured
pressure dan memasuki zona permeabel pada lithologi limestone, fractured
formasi, fractured basements, dan lapisan kerikil. Informasi mengenai
fractured pressure dapat diperoleh dengan menggunakan data LOT (Leak Off
Test). Kick terjadi karena tekanan lumpur pengeboran kurang dari tekanan
formasi (Irawan dkk, 2014).
32
E. Estimasi Tekanan Pori
Metode yang dapat digunakan untuk estimasi tekanan pori yaitu metode
Equivalent Depth, metode Eaton (1975) dan metode Bowers (1995).
1. Teori Eaton (1975)
Eaton (1975) menjelaskan bahwa mayoritas tekanan bawah permukaan
berasal dari pengaruh overburden atau disebut primary overpressure.
Overpressure tejadi karena penimbunan akibat cepatnya suplay sedimen yang
berfungi sebagai seal sehingga fluida yang ada sebelumnya tidak dapat bergerak.
Cairan yang terperangkap dalam sebuah kolom batuan akan memberikan balasan
sebagai aksi reaksi terhadap energi yang berikan terhadapnya. Balasan yang
diberikan fluida terhadap energi yang datang akibat beban yang makin bertambah
di atasnya di sebut overpressure primer. Persamaan Eaton (1975) menentukan
efektif stress yang kemudian efektif stress dimasukkan ke dalam persamaan
Terzaghi:
𝑃 = 𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )(∆𝑡𝑛
∆𝑡)3 menggunakan log sonik (11)
𝑃 = 𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )(𝑅
𝑅𝑛)1.2 menggunakan log resistivitas (12)
𝑃 = 𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )(𝐷𝐶
𝐷𝐶𝑛)1.2 menggunakan koreksi drilling eksponen (13)
Keterangan
𝑃 = Tekanan pori (Psi)
𝜎𝑣 = Tekanan overburden (Psi)
𝑃𝑛 = Tekanan pori di n (Psi)
∆𝑡𝑛 = Transit time di NCT (μs /ft)
33
∆𝑡 = Transit time dari sonik (μs /ft)
Eaton (1975) mengandalkan data transit time untuk mendapatkan Normal
Compaction Trend (NCT).
Gambar 12. Metode Eaton (Ramdhan, 2017)
2. Teori Bower (1995)
Teori Bower (1995) merupakan teori yang mengembangkan teori Eaton
(1975). Selain faktor normal pressure, undercompaction, fluid expansion dan
sementasi terdapat faktor lain yaitu faktor geologi. Bower (1995) melakukan
modifikasi efektif stress untuk melakukan estimasi tekanan pori.
𝑉𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙= 𝑉𝑜+ 𝐴 𝜎𝐵 (14)
34
Parameter A dan B diperoleh dari data kalibrasi untuk menghitung secondary
overpressure suatu wilayah prediksi.
𝑉𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙= 𝑉𝑜+ 𝐴 [𝜎
max(𝜎
𝜎 𝑚𝑎𝑥 )
1𝑈]
𝐵
(15)
Keterangan
𝑉𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑣𝑎𝑙 = Kecepatan interval di zona interest (m/s2)
𝑉𝑜 = Kecepatan di kolom air (m/s2)
𝜎 = Tekanan efektif pada zona interest (Psi)
𝜎 𝑚𝑎𝑥 = Tekanan efektif maksimum (Psi) (Yanto, 2011)
3. Teori Equivalent Depth (Effective Stress)
Prinsip dari metode ini adalah untuk memberikan nilai porositas,
overpressure mudrock akan memiliki nilai tegangan efektif sama dengan tekanan
efektif normalnya. Persamaan metode ini adalah sebagai berikut:
𝑃𝐴 = 𝜎𝑉𝐴 (𝜎𝑉𝐵−𝑃𝐵 ) (16)
Keterangan
𝑃𝐴 = Tekanan pori pada point A (Psi)
𝑃𝐵 = Tekanan pori pada point B (Psi)
𝜎𝑉𝐴 = Overburden stress pada point A (Psi)
𝜎𝑉𝐵 = Overburden stress pada point B (Psi) (Ramdhan, 2017)
35
IV. METODOLOGI PENELITIAN
A. Lokasi dan Waktu Penelitian
Penelitian dilaksanakan di Pertamina EP Fungsi Eksplorasi beralamat
Gedung Menara Standard Chartered, Lt 16 Jalan Dr. Satrio No.164, Jakarta
Selatan periode 1 Februari 2017 sampai dengan 30 April 2017 dengan mengambil
judul “Identifikasi Mekanisme Pembentukan Overpressure dan Distribusi Zona
Overpressure Pada Lapangan “X” Cekungan Sumatera Utara”. Berikut tabel
kegiatan pelaksanaan kegiatan selama penelitian:
Tabel 2. Pelaksanaan kegiatan penelitian
No Kegiatan Februari Maret April Mei
1. Studi literature
2. Pengolahan Data
3. Penulisan laporan awal
4 Seminar usul penelitian
4. Pengolahan data lanjutan
5. Interpretasi
6 Penulisan laporan akhir
7 Seminar Hasil
8 Kompre
36
B. Perangkat
Perangkat yang digunakan dalam penelitian ini adalah komputer dengan
perangkat lunak Techlog untuk menampilkan kurva log. Sedangkan untuk proses
perhitungan tekanan pori menggunakan Microsoft Excel.
C. Data Penelitian
Dalam penelitian ini menggunakan beberapa data yaitu data pengukuran
langsung sebagai data sumur dan data log untuk perhitungan metode Eaton (1975)
serta untuk memudahkan proses interpretasi dengan menggunakan data log RHOB
dan sonik.
1. Data Sumur
Data yang termasuk data sumur meliputi data pengukuran langsung yaitu data
wireline formation tester (RFT/MDT) dan Drill Steam Tester (DST). Selain
keduanya terdapat data mudlog yang berisi peningkatan connection gas terhadap
kedalaman, mudweight, lost circulation dan kick. Data lainnya yang dapat
digunakan sebagai data fracture adalah data LOT. Pada sumur pengeboran, data
RFT/MDT dan DST tidak selalu ada di setiap sumur dan hanya pada interval
tertentu saja. Hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan data pengukuran
langsung adalah tingkat keberhasilan. Seluruh data pengukuran tekanan langsung
dapat digunakan sebagai sumur terhadap tekanan pori yang dalam hal ini
menggunkan metode Eaton (1975). Adapun kelengkapan data pada 19 sumur
seperti pada Tabel 3 berikut.
37
Tabel 3. Kelengkapan data pada 19 sumur pengeboran
No Sumur RFT DST Con gas Lost Circ MW LOT
1 YN1 V V V V V V
2 YN2 V X X X V V
3 YN3 X X X X X X
4 YN4 X X X X X X
5 YN5 X V V V V X
6 YN6 X X X V V V
7 YN7 X X X X V V
8 YN8 X X X X V X
9 YN9 X X X X V X
10 YN10 V V X V V V
11 YN11 X X X X V X
12 YN12 X X V V V X
13 YN13 V X X V V V
14 YN14 X X V X V X
15 YN15 X V X V V X
16 YN16 X V X X V X
17 YN17 V X X X V X
18 YN18 X X X X V X
19 YN19 X V V V V X
38
2. Metode Eaton (1975)
Penentuan tekanan pori secara keseluruhan di setiap kedalaman dapat
menggunakan estimasi tekanan efektif dengan metode Eaton (1975) selanjutnya
penentuan tekanan pori dapat dengan persamaan Terzaghi (1925). Data yang
dapat digunakan untuk estimasi tekanan adalah data logging while drilling. Selain
untuk penentuan dengan metode Eaton (1975), data log digunakan untuk
interpretasi zona overpressure dan mekanisme penyebab terjadinya overpressure.
Data logging yang utama dalam penentuan tekanan pori adalah data log
gamma ray, RHOB, dan log sonik. Data RHOB (densitas) digunakan dalam
penentuan overburden stress. Log gamma ray untuk penentuan cut off volume
shale. Sedangkan data sonik untuk penentuan normal compaction trend (NCT).
Plot antara data RHOB dan sonik dapat digunakan untuk estimasi mekanisme
penyebab overpressure.
Tabel 4. Kelengkapan Data Log
No Sumur LOG
GR RHOB Sonik
1 YN1 V V V
2 YN2 V V V
3 YN3 V V V
4 YN V X V
5 YN5 V V V
6 YN6 V V V
7 YN7 X V X
8 YN8 X V V
39
9 YN9 X X X
10 YN10 V V V
11 YN11 V V V
12 YN12 V V X
13 YN13 V V X
14 YN14 X X X
15 YN15 V V V
16 YN16 V V V
17 YN17 V V X
18 YN18 V V V
19 YN19 V V V
3. Geologi Regional
Data geologi regional digunakan untuk mengetahui gambaran geologi
pada setiap sumur daerah penelitian Cekungan Sumatera Utara. Informasi
mengenai geologi daerah penelitian berupa top dan base formasi yang ditembus
selama pengeboran.
D. Pengolahan Data
Dalam penelitian ini ada beberapa tahap pengolahan, yang dimulai dari
melakukan database untuk mengetahui ketersedian data di setiap sumur
pengeboran, cut off volume shale untuk memperoleh NCT Shale, plot data sumur,
Penentuan overburden stress dan normal hidrostatik. Diagram alir seperti pada
Gambar 13 di bawah ini.
40
Mulai
Studi Literatur
Log
Sonik
DST RFT/MDT
Metode
Eaton
Gambar 13. Diagram Alir
Data Drilling
Data Logging
Mud Log Log
GR
Vsh
Log
RHOB
PP Pers Terzagi
Overburden
Stress
Con Gas LOT
Pengolahan Data Sumur
Koreksi
Identifikasi mekanisme
penyebab overpressure
Selesai
Loss &
Kick
NCT
Zona Overpressure
ρfluid
Tekanan
Hidrostatik
41
1. Penentuan Normal Compaction Trend
Normal Compaction Trend merupakan garis yang menunjukkan
bagaimana porositas akan menurun seiring dengan bertambahnya kedalaman.
Pada paroses kompaksi normal, semakin bertambah kedalaman maka porositas
batuan akan menurun yang secara normal efektif stress akan bertambah. Normal
compaction trend dapat dilakukan dengan menggunakan log sonik. Cara yang bisa
dilakukan yaitu melakukan plot sonik terhadap kedalaman pada zona yang
dianggap serpih. Penentuan ini hanya pada zona serpih karena kecepatan yang
diperoleh dari log sonik merupakan fungsi dari efektif stress yang ada
hubungannya dengan kompaksi (pada serpih proses kompaksi akan
mempengaruhi tekanan) sedangkan pada litologi lain seperti batupasir dan
karbonat, kecepatan bukan hanya dipengaruhi oleh efektif stress tetapi juga
dipengaruhi oleh sementasi, pelarutan dan rekahan. Langkah dalam penentuan
NCT adalah dengan melakukan interpolasi yang dalam hal ini menggunakan
eksponen kemudian diperoleh persamaan untuk penentuan NCT pada Mc. Excel.
NCT digunakan untuk penentuan tekanan efektif (pada satu sumur yang mewakili
area penelitian) dan selanjutnya dilakukan penentuan tekanan pori dengan
Persamaan Terzaghi untuk penentuan distribusi tekanan pori di area penelitian.
2. Penentuan Overburden Stress
Overburden Stress merupakan tekanan yang disebabkan oleh matrik batuan
dan fluida pengisi pori batuan. Overburden stress dapat diketahui dengan
menggunakan densitas bulk batuan. Densitas bulk batuan ini dapat diperoleh
dengan menggunakan data log RHOB dan percepatan gravitasi.
42
3. Penentuan Tekanan Hidrostatik
Tekanan hidrostatik normal merupakan maksimum fluida dapat naik yang
secara statik hanya sampai pada surface (tidak sampai pada atas permukaan).
Penentuan tekanan hidrostatik dipengaruhi oleh densitas fluida pada kolom
batuan. Pada penelitian ini tekanan hidostatik menggunakan gradien hidrostatik
fresh water 0,43 psi/ft.
4. Data Sumur
Data sumur yang digunakan untuk mengoreksi hasil dari data tekanan pori
dengan Persamaan Terzaghi (1923) adalah data pengukuran langsung seperti data
RFT, DST dan FIT yang dapat diperoleh dari data mudlog dan Final Well Report.
Pada data pengukuran tekanan langsung hal yang diperhatikan adalah data
pengukuran langsung tersebut valid. Pada data mudlog terdapat informasi
mengenai LOT (Leak Off Test), Connection gas, loss circulation, dan bahkan kick.
Data mudlog yang demikian menggambarkan tekanan pori sesungguhnya di
bawah permukaan.
5. Interpretasi dan Mekanisme Penyebab Zona Abnormal
Interpretasi dilakukan dengan menganalisa hasil plot data sumur dengan
hasil tekanan menggunakan metode Eaton (1975). Pada zona abnormal maka
tekanan pori akan menyimpang dari tekanan hidrostatik normal. Pada mekanisme
penyebab zona abnormal dapat menggunakan plot antara log RHOB dan sonik.
VI. KESIMPULAN DAN SARAN
A. Kesimpulan
Adapun kesimpulan dari penelitian adalah:
1. Penentuan zona overpressure penting dilakukan untuk meng-antisipasi
terjadinya drilling hazard akibat loss atau kick.
2. Berdasarkan identifikasi data sumur terhadap terjadinya fenomena
overpressure, sebagian besar top overpressure berhimpitan dengan top
Formasi Lower Baong dengan litologi dominan serpih (impermeabel).
3. Hasil interpretasi diperoleh Wilayah Selatan memiliki mekanisme
overpressure dominan tipe 1 (YN1, YN2, YN5, YN6, YN7, dan YN12).
Sedangkan tipe 2 pada Sumur YN3 dan YN9. Wilayah Offshore dominan
tipe 1 (YN4, YN10, YN17, YN18, dan YN19). Wilayah Utara memiliki
mekanisme overpressure tipe 1 (YN 8 dan YN15) dan tipe 2 (YN11,
YN13, YN14 dan YN16).
4. Berdasarkan hasil kuantitatif, nilai overpressure dikategorikan hard
overpressure (mendekati overburden stress) dan mild overpressure
(mendekati tekanan hidrostatik).
B. Saran
Saran dalam penelitian ini perlu dilakukan Pemodelan Basin (Basin
Modelling) dan lebih rinci dalam penentuan identifikasi mekanisme overpressure
141
tipe 2 (pengaruh maturasi hidrokarbon atau diagenesis lempung) karena dalam
penelitian, studi hanya terfokus pada tipe 1 dan tipe 2. Pada penelitian secara
kuantitatif, terdapat variasi nilai overpressure (yang dalam penelitian ini penulis
mengkategorikan sebagai hard overpressure dan mild overpressure) di beberapa
lokasi yang kemungkinan sangat berhubungan dengan proses geologi Cekungan
Sumatera Utara.
DAFTAR PUSTAKA
AIFE, 2017, http://dstdata.com/damage.htm, diakses pada tanggal 21 Maret 2017pukul 21.00 WIB.
Aziz dan Bolt, 1984, Occurance and Detection of Abnormal Pressurres FromGeological And Drilling Data, North Sumatera Basin, Proceedings ofIndonesian Petroleum Association, 13th Annual Convention, 195-220.
Bower, G.L., 1995, Pore Pressure Estimation From Velocity Data: AccountingFor Overpressure Mechanism Besides Under Compaction. SPE DrillingAnd Completion, SPE Journal, v.24, no.2, p. 13042.
Cameron, N.R., 1980, The Geological Evolution of Northern Sumatera,Proceeding of Indonesian Petroleum Association, 9th AnnualConvention, 149-187.
Chapman, R.E., 1983, Petroleum Geology A Concise Study, Amsterdam: ElsevierScientific Publishing Company.
Djunaedi, 2011, “Deteksi Overpressure Dengan Menggunakan Atribut AVO :Studi Kasus Di Cekungan Sumatera Utara”,(Skripsi), UniversitasIndonesia, Depok.
Eaton, B.A., 1975, The Equation For Geopressure Prediction From Well Logs,SPE Journal, v. 20, no.2, p. 554.
Ginanjar dan Syahputra, A., 2014, Perhitungan Tekanan Pori Lapisan BatuanBawah Permukaan Dengan Menggunakan Data Seismik Pantul,Proceeding 24nd,Seminar Nasional Fakultas Teknik Geologi, InstitutTeknologi Bandung, Bandung.
Hadi, J.M., 2009, “Inversi Extended Elastic Impedance Untuk Identifikasi LitologiDan Fluida Pada Reservoar Batupasir Gas Di Lapangan WalawalaCekungan Sumatera Utara”, (Skripsi), Institut Teknologi Bandung.
Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log Edisi 8, Schlumbergeroilfield service, Jakarta.
Irawan, 2014, “Overpressure Characteristic in The Langkat Field, NorthSumatera Basin, Indonesia”, Proceeding 3rd International Conference andEnvironmental Sciences IPCCBEE vol.73, Singapura.
Pertamina, 2000, Laporan Akhir Sumur X, Tidak dipublikasikan.
Pertamina, 2013, Laporan Akhir Sumur X, Tidak dipublikasikan.
Putra, F. J., 2010, “Analisis Lingkungan Pengendapan dan Distribusi ReservoirPada Formasi Keutapang, Lapangan Delima Daerah Langkat, CekunganSumatera Utara”, (Skripsi), Institut Teknologi Bandung, Bandung.
Ramadian, R., 2010, “Prediksi Tekanan Pori Dengan Menggunakan Data Seismik3D dan Data Sumur Untuk Mengoptimalkan Program Pengeboran DiArea-K. Cekungan Sumatera Tengah”, (Skripsi), Universitas Indonesia.
Ramdhan, A. M., Cicchino., dan Goulty, 2015, Regional Variation In CretaceousMudstone Compaction Trends Across Haltenbanken, offshore mid-Norway, Petroleum Geoscience, Volume 21. Hal 17-34.
Ramdhan, A.M., 2017, Overpressure In Indonesia’s Sedimentay Basins, Vol 1.Hal 42-45.
Ryacudu, R., dan Sjahbuddin, E., 1994, Tampur Formation, The ForgottenObjective in The North Sumatera Basin, Proceeding Indonesian PetroleumAssociation.
Stoeckel, 1989, Schlumberger: Log Interpretation Principles or Application,Schlumberger, Texas.
Sosromihardjo, S. P. C., 1988, Structural Analysis Of The North Sumatera Basin-With Emphasis On Synthetic Aperture Radar Data. Indonesian PetroleumAssociation, Proceeding Of The 22nd Annual Convention, Jakarta, 214-219.
Suseno, W., 2014, ”Penyebab Overpressure Di Daerah Langkat CekunganSumatera Utara Berdasarkan Analisis Wireline Log” (Skripsi), InstitutTeknologi Bandung.
Swarbrick, M. J., Gareth, S., dan Yardley, 2002, Comparison of OverpressureMagnitude Resulting From The Main Generating Mechanisms, Vol 76.Hal 6.
Terzaghi, 1925, Mekanika Tanah Dalam Praktik Rekayasa, Jakarta:Erlangga.
Yanto, H., 2011, “Prediksi Tekanan Pori Dengan Menggunakan Data KecepatanSeismik:Studi Kasus Lapangan X Laut Dalam Selat Makasar”(Skripsi), Universitas Indonesia.