overpressure menggunakan data sumur identifikasi mekanisme ...digilib.unila.ac.id/26743/12/skripsi...

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


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


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


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


42. Grafik RHOB Vs Sonik Sumur YN18 ........................................... 109


44. Grafik Tekanan Vs Kedalaman Sumur YN8.................................. 117


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


51. Grafik GR Vs Kedalaman Sumur YN15........................................ 130

52. Grafik VSH Vs Kedalaman Sumur YN15 ..................................... 131



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



10. Analisis zona OverpressureSumur YN2.......................................... 58





15. Estimasi Tekanan Pori YN5............................................................. 67

16. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN5 ............. 69

xxii



19. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure YN6......................... 79

20. Kolom Stratigrafi Sumur YN7 ........................................................ 81

21. Estimasi Tekanan Pori Sumr YN7 ................................................... 82





26. Kolom Stratigrafi Sumur YN12 ....................................................... 88

27. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN12 ............................................... 90

28. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN12 ........... 92





33. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN10 ............................................. 101

34. Analisis Zona Overpressure Sumur YN10 .................................... 102

35. Kolom Stratigrafi Sumur YN17 ..................................................... 103


37. Analisis Mekanisme Overpressure Sumur YN17.......................... 105




xxiii




44. Kolom Stratigrafi Sumur YN8....................................................... 113

45. Estimasi Tekanan Pori Sumur YN8 ............................................... 116

46. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure Sumur YN8 ........... 117



49. Analisis Mekanisme Penyebab overpressure Sumur YN11 .......... 120













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.

overpressure menggunakan data sumur identifikasi mekanisme ...digilib.unila.ac.id/26743/12/skripsi...

Documents