Tugas Metode Seismik

TUGAS RUMAH I

METODE SEISMIK

1.     Petroleum System

2.     Karakteristik Reservoir

3.     Gambaran Citra Batuan lapiasan bawah Tanah

4.     Batuan Hidrokarbon

OLEH:

FADLI NAUVAL

1310442028

JURUSAN FISIKA

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS ANDALAS

PADANG

2015

I.       Petroleum System (Sistem Minyak dan Gas Bumi)

Gambar (1): Petroleum system

                                                        (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

Petroleum System sendiri merupakan kumpulan-kumpulan komponen yang harus dimiliki untuk memungkinkan terkumpul dan ber-akumulasinya suatu minyak bumi di suatu tempat. Faktor faktor yang menjadi perhatian studi Petroleum System adalah batuan sumber (source rocks), reservoir batuan, migrasi, timing, perangkap (trap), batuan penyekat (sealing rock).

1.      Batuan Sumber (Source Rock)

Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan organik yang dapat menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan.

2.      Batuan Reservoir

Batuabn reservoir Adalah batuan yang mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Dengan kata lain batuan tersebut harus memiliki porositas dan permeabilitas.
Jenis reservoir umumnya batu pasir dan batuan karbonat dengan porositas 15-30% (baik porositas primer maupun sekunder) serta permeabilitas minimum sekitar 1 mD (mili Darcy) untuk gas dan 10 mD untuk minyak ringan (light oil).

3.      Trap (Jebakan)

Gambar (2): Trap

                                                                         (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

Jebakan yang dimaksud disini adalah sesuatu yang bisa menahan suatu Minyak dan Gas Bumi supaya tetap di ruang reservoar dan tidak berpindah ketempat lain lagi. Suatu trap harus terdiri dari batuan Reservoir sebagai tenpat penyimpan hidrokarbon.dan suatu set Seal agar sebagai penutup agar tidak terjadi migrasi lagi. Proses migrasi dan pembentukan trap tidak saling berhubungan dan terjadi di waktu yang berbeda. Waktu pembentukan trap sangat penting karena jika trap terbentuk sebelum hidrokarbon bermigrasi maka kemungkina akan ditemukanya akumulasi hidrokarbon didalam trap. Dan jika sebaliknya maka kemungkinan hidrokarbon telah melewati trap tersebut.

4.      Seal
Seal adalah system batuan penyekat yang bersifat tidak permeable seperti batu lempeng /mudstone, anhydrite dan garam.

5.      Timing

Gambar (3): Timing Pada Petroleum System

                                  (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

Waktu pengisian minyak dan gas bumi pada sebuah perangkap merupakan hal yang sangat penting. Karena kita menginginkan agar perangkap tersebut terbentuk sebelum migrasi, jika tidak, maka hidrokarbon telah terlanjur lewat sebelum perangkap tersebut terbentuk.

6.      Migrasi

Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer (primary migration), yakni transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary migration), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).

II.    Karakteristik Reservoir

Batuan adalah kumpulan dari mineral-mineral, sedangkan suatu mineral dibentuk dari beberapa ikatan kimia. Komposisi kimia dan jenis mineral yang menyusunnya akan menentukan jenis batuan yang terbentuk. Batuan reservoir umumnya terdiri dari batuan sedimen, yang berupa batupasir dan karbonat (sedimen klastik) serta batuan shale (sedimen non-klastik) atau kadang-kadang vulkanik. Masing-masing batuan tersebut mempunyai komposisi kimia yang berbeda, demikian juga dengan sifat fisiknya. Pada hakekatnya setiap batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal mempunyai kemampuan menyimpan dan menyalurkan minyak bumi. Berikut karakteristik daribatuan reservoir.

Beberapa karakteristik reservoir:

1.      Saturasi

Saturasi adalah perbandingan antara volume pori-pori batuan yang terisi fluida formasi tertentu terhadap total volume pori-pori batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida dalam batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh karena didalam reservoir terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu saturasi air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg), dimana secara matematis dapat ditulis :

Beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoir adalah :
a. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.
b. Ketinggian diatas free water level.
c. Adanya perbedaan tekanan kapiler.

2.      Formulation Volume Factor

Faktor volume formasi minyak didefinisikan sebagai volume dalam barrel pada kondisi reservoir yang ditempati oleh satu stock tank barrel minyak termasuk gas yang terlarut. Atau dengan kata lain perbandingan antara volume minyak termasuk gas yang terlarut pada kondisi reservoir dengan volume minyak pada kondisi standard (14,7 psia, 60OF). Satuan yang digunakan adalah bbl/stb. Istilah faktor penyusutan atau shrinkage factor sering digunakan sebagai kebalikan dari harga faktor volume formasi minyak ( Bo).

3.      Porositas

Dalam reservoir minyak, porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia untuk ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat didefinisikan sebagai perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan per satuan volume tertentu, yang jika dirumuskan :

Keterangan:

∅          = Porositas absolute (total), fraksi (%)
Vp       = Volume pori-pori, cc
Vb       = Volume batuan (total), cc
Vgr      = Volume butiran, cc

Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan menjadi dua, yaitu:

1)      Porositas absolut, adalah perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang dinyatakan dalam persen, atau secara matematik dapat ditulis sesuai persamaan sebagai berikut :

2)      Porositas efektif, adalah perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.

Dimana :
∅e        = Porositas efektif, fraksi (%)
ρg        = Densitas butiran, gr/cc
ρb        = Densitas total, gr/cc
ρf         = Densitas formasi, gr/cc

Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1)      Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.

2)      Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.

Besar kecilnya porositas dipengaruhi oleh beberapa faktor, yaitu ukuran butir, susunan butir, sudut kemiringan dan komposisi mineral pembentuk batuan. Untuk pegangan dilapangan, ukuran porositas dapat dilihat pada Tabel 1. berikut :

Tabel (1): Ukuran Porositas dan Kualitas

Porositas (%)	Kualitas
0-5	Buruk sekali
5-10	Buruk
10-15	Sedang
15-20	Baik
Diatas 20	Sangat Baik

Besarnya porositas dapat dilakukan dengan berbgai cara;

1)      Di laboratorium, dengan porosimeter yang didasarkan pada hokum Boyle : gas digunakan sebagai pengganti cairan untuk menentukan volum pori tersebut.

2)      Dari log listrik, log sonic, dan log radioaktif

3)      Dari log kecepatan pemboran    

4)      Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopis

5)      Dari hilangnya inti pemboran

4.      Gas to Oil Ratio

-

5.      Akumulasi

Akumulasi hidrokarbon pada pada batuan dasar terjadi pada kondisi yang spesifik, seperti yang telah dirangkum oleh P’an (1982). Hal itu mengikuti karakteristik umumnya:

1)         Reservoir batuan dasar selalu terbentuk pada tinggian (high) atau pengangkatan (uplift) pada sebuah basin yang terjadi pada periode yang lama yang mengalami proses pelapukan dan erosi awal di badalam air dan terlingkupi dengan sedimen laut yang membentuk batuan penudung dan batuan induk dari reservoir.

2)         Reservoir batuan dasar selalau terbentuk dibawah sebuah ketidakselarasan regional yang menjadi hal penting pada proses migrasi minyak menuju reservoir.

3)         Semua lapisan batuan induk dari reservoir batuan dasar berada di bawah batuan reservoir, itu mengindikasikan migrasi pada suatu tempat secara lateral ke atas (laterally upward) atau lateral ke bawah (laterally downward). Kemudian berkembang adanya proses dilatansi pada batuan dasar dikarenakan oleh rekahan yang mengurangi tekanan hidrostatis didalam rekahan dan itu menjadikan sebuah gradien tekanan yang baik untuk migrasi kebawah (downward migration) (Mc Naughton, 1953).

4)         Kompaksi yang diferensial (differential compaction) pada sedimen halus (argillaceous sediment) di atas pada tinggian yang tertutupnya menyebabkan sebuah efek pencebakan yang penting didalam pencebakan hidrokarbon.

5)         Gas tidak selalu ditemukan pada reservoir batuan dasar terekahkan.

6)         Pada umumnya, ruang pori pada batuan dasar terdiri atas rekahan dan sesar yang diakibatkan oleh tektonik (tectonic fissure and fault), pelarutan didalam ruang rekahan (dissolved interstice), dan gua (cavern). Areshev et al. (1992) menambahkan rongga terekahkan  sebagai elemen penting yang potensial pada reservoir di Vietnam. Tipe dari pori itu adalah terdistribusi sangat tidak simetris, dan itu menjadikan porositas dan permeabilitas adalah sangat heterogen (highly heterogeneous).

7)         Jika diperhatikan pada bagian atas dari reservoir batuan dasar, sebuah peningkatan derajat pelapukan akan dijumpai, itu merupakan pertanda awal, pada sesuatu kasus, untuk sebuah perubahan yang gradasional (gradational transition) pada batuan sedimen yang melapisinya. Porositas dalam butiran (intergranular porosity) yang sama pada batu pasir dapat dijumpai pada kasus ini.

8)         Reservoir batuan dasar dikarakteristikkan dengan batuan reservoir yang tebal dan produksi dari sebuah sumur mungkin berkisar dari nol sampai tinggi, tergantung dari tipe dan distribusi pori. Bentuk kerucut dan menjari air sering hadir, tetapi dapat terbentuk oleh pemasukan completion dan produksi dari bagian bawah.

9)         Cadangan dari reservoir batuan dasar dapat sangat besar, tetapi itu disertai dengan ketidakpastian yang tinggi.

6.      Permeabilitas

Permeabilitas didefinisikan sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh karena itu ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif.

Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :

1)      Permeabilitas absolute (Kabs)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida, misalnya hanya minyak atau gas saja.

2)      Permeabilitas efektif (Keff)

Yaitu kemampuan batuan untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa, misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga-tiganya. Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing untuk minyak, gas dan air.

3)      Permeabilitas relative

Yaitu perbandingan antara permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas absolute.

Cara penentuan permeabilitas adalah :

1)      Dengan permeameter, suatu alat pengukur yang mempergunakan gas.

2)      Dengan penaksiran kehilangan sirkulasi dalam pemboran.

3)      Dari kecepatan pemboran

4)      Berdasarkan test produksi terhadap penurunan tekanan dasar lubang (bottom-hole pressure-decline).

Secara perkiraan di lapangan dapat juga dilakukan pemberian semi kuantitatif sebagai   berikut:

1. Ketat (tight), kurang dari 5 md
2. Cukup (fair) antara 5 sampai 10 md
3. Baik (good) antara 10 sampai 100 md
4. Baik sekali (very good) antara 100 sampai 1000 md

III.  Gambaran Citra Lapisan Batuan Bawah Tanah

1)      Nonconformity:

Hubungan antara 2 batuan stratigrafi, yaitu antara batuan beku/metamorf  dan batuan sedimen. Biasanya batuan beku/metamorf berada dibawah atau sebagai basement dan batuan sediment berada diatasnya.

Gambar (4): Nonconformity

                                                        (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

2)      Angular Conformity:

Hubungan 2 satuan stratigrafi  dan terjadi hubungan yang menyudut

Gambar (5): Angular Conformity

                                                        (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

3)      Disconformity:

Hubungan antara batuan sedimen  dengan batuan sedimen tetapi terdapat bidang erosi yang irreguler (kasar)

Gambar (6): Disconformity

                                                        (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

4)      Paraconformity:

Hubungan 2 batuan yang sama dimana  bidang ketidak selarasan sejajar bidang perlapisan

Gambar (7): Paraconformity

                                                        (sumber: Basic Petroleum System, 2012)

IV.  Batuan Hidrokarbon

Source rock adalah batuan yang membentuk minyak bumi dan gas alam. Source rock ini berperan seolah-olah sebagai ‘dapur’ penghasil hidrokarbon. Source rock terbentuk dari hasil pengendapan senyawa- senyawa organic selama ratusan juta tahun. Secara sederhana, setiap kedalaman 100 meter di bawah permukaan bumi suhu akan meningkat 3°C. Ketika suhu lapisan bawah permukaan berada antara 80-130°C akan mulai terbentuk minyak. Jika suhunya terus meningkat berada di kisaran 130-180°C maka akan terbentuk gas. Perbedaan utama antara minyak dan gas adalah struktur molekul dan fasenya. Minyak merupakan unsu rhidrokarbon antara C5-C20 dan berada dalam wujud cair sedangkan gas terdiri dari unsure hidrokarbon C1-C4 dan berfase gas.

DAFTAR PUSTAKA

Koesoemadinata, 1980, Geologi Minyak dan Gas Bumi, Jilid 1 Edisi Kedua, ITB Bandung

Hasan, Muhammad Basri. 2011. http://basripetroleum.blogspot.co.id/2011/02/karakteristik-fluida-reservoir.

https://zoesipenambang.wordpress.com/2013/12/13/source-rock-batuan-induk/

http://basripetroleum.blogspot.co.id/2011/02/karakteristik-batuan-reservoir