PERHITUNGAN CADANGAN / POTENSI CADANG MINYAK & GAS UNTUK LAPANGAN BELUM PROVEN DAN LAPANGAN PROVEN & PRODUKSI

PERHITUNGAN CADANGAN / POTENSI CADANG MINYAK & GAS UNTUK LAPANGAN BELUM PROVEN DAN LAPANGAN PROVEN & PRODUKSI

LAPANGAN BELUM PROVEN

Resiko geologi merupakan resiko yang berkaitan dengan adanya akumulasi minyak bumi yang mungkin dapat diproduksi. Terdapat 4 (empat) faktor independen yang berperan dalam penilaian resiko geologi. Ke empat faktor tersebut adalah:

1. Adanya batuan induk yang matang (P source)

2. Adanya batuan reservoar (P reservoir)

3. Adanya perangkap (P trap)

4. Dinamika Play (P dynamics)

atau saat pembentukan perangkap/ cebakan relatif terhadap waktu migrasi, jalur migrasi hidrokarbon dari batuan induk ke batuan reservoar, dan preservasi Hidrokarbon hingga saat ini.

Probabilitas kesuksesan geologi (Pg) ditentukan dengan mengalikan setiap faktor probabilitas kehadiran ke empat faktor dari konsep akumulasi hidrokarbon di atas berdasarkan rumus sebagai berikut:

Jika ada salah satu faktor bernilai nol, maka probabilitas keberhasilan geolog nol. Probabilitas setiap faktor pembentuk akumulasi hidrokarbon (resiko) ditentukan pertama kali dengan menganalisis informasi yang tersedia (dalam kajian ini dilakukan dengan menggabungkan hasilhasil studi terdahulu). Table 1 adalah daftar isian penilaian resiko (risk assessment) untuk membuat penilaian dari sebanyak mungkin informasi yang tersedia. Table 2 adalah lembar kerja penilaian resiko guna merekam penilaian faktor- faktor resiko yang dinyatakan sebagai unfavorable, questionable, neutral, encouraging, dan favorable. Penilaian direkam dalam lembar-kerja, dan jika setiap faktor telah diisi semuanya, nilai yang dimunculkan ditentukan dengan melihat kunci pada bagian bawah lembar kerja (Otis & Schneidermann, 1997).

Tabel 1. daftar isian penilaian resiko (risk assessment) untuk membuat penilaian dari sebanyak mungkin informasi yang tersedia

Penilaian didasarkan pada evaluasi analogi dan kemiripan jika sedikit atau tanpa data sehingga model akan merefleksikan analoginya. Opini dikembangkan jika didukung data. Opini tersebut dapat positif (encouraging atau favorable), atau negatif questionable atau unfavorable). Faktor- faktor dengan probabilitas yang sama aspek positif atau negatifnya diberikan angka probabilitas keterdapatan 0,5

Penilaian yang encouraging atau questionable didasarkan atas data tidak langsung yang mendukung atau tidak mendukung model. Contoh-contoh data tidak langsung untuk penilaian encouraging meliputi adanya indikasi hidrokarbon dalam inti batuan

(shows), rembesan hidrokarbon (seeps), dan kehadiran langsung hal-hal yang menyerupainya.

Table 2 adalah lembar kerja penilaian resiko guna merekam penilaian faktor- faktor resiko (Otis & Schneidermann, 1997).

Contoh data tidak langsung untuk suatu penilaian yang questionable meliputi kurangnya tanda-tanda keterdapatan hidrokarbon dalam inti batuan (show), sumur-sumur di sekitarnya, reservoar yang tipis atau kualitasnya buruk, dan adanya bukti pensesaran baru. Dengan data tidak langsung tersebut, kita lebih tergantung pada model daripada data, dan opini yang muncul didukung, namun tidak dipastikan, oleh data.

Dengan data tidak langsung yang mendukung model, probabilitas keterdapatan adalah

encouraging (dengan nilai antara 0,5–0,7). Jika data tidak langsung tidak mendukung

model, probabilitas keterdapatan adalah questionable (nilai berkisar 0,3–0,5).

Table 3 ringkasan proses penilaian.

Penilaian favorable atau unfavorable didasarkan atas data langsung yang cenderung

menguatkan atau menyanggah model. Contoh data langsung untuk penilaian favorable meliputi sumur atau lapangan produksi di dekatnya dengan aliran yang stabil pada saat pengujian, sistem hidrokarbonnya terbukti dengan indek potensi batuan induk (berdasarkan data evaluasi batuan-induk berkualitas tinggi sebesar >5), dan model kematangan batuan induk dengan parameter yang didukung data dari sumur di dekatnya.

Contoh data langsung untuk suatu penilaian unfavorable meliputi pengujian sumur pada struktur yang telah ditentukan dari seismik berkualitas baik namun tidak dijumpai hidro-karbon, kurangnya reservoar dalam sumur, dan suatu sistem hidrokarbon dengan indek potensi batuan induk sangat rendah (<2,>

keterdapatan adalah favorable (dengan nilai berkisar antara 0,7–0,99). Jika data

langsung tidak mendukung model probabilitas pembentukan adalah unfavorable (dengan nilai berkisar dari 0,01–0,3). Table 3 memuat ringkasan proses penilaian.

Penilaian resiko geologi ditentukan berdasarkan evaluasi menggunakan lembar kerja penilaian resiko

Penilaian Resiko

Dalam hal penentuan resiko geologi secara cermat dan akurat diperlukan data-data penyebaran sumur yang menunjukkan keterdapatan hidrokarbon dan lapangan penghasil hidrokarbon, sistem petroleum serta rasio keberhasilan (success ratio) penemuan hidrokarbon di daerah sekitarnya.

KALKULASI VOLUMETRIK

Dalam masing-masing prospek yang telah dievaluasi untuk kehadiran ketidak-pastian, luas dan faktor –faktor yang mempengaruhinya. Dampak ketidak-pastian juga dicerminkan menghitung volume hidrokarbon. Dengan penggunaan metoda probabilistic untuk distribusi normal, P10 adalah volume dengan untuk probabilistic sukses 90% sebagai kasus optimis, sedangkan P90 adalah volume dengan untuk probabilistic sukses 10% sebagai kasus pesimistis. P50 biasa digunakan untuk menentukan volume hidrokarbon

Volumetric calculation (1).

PROSPEK RANKING

Prospek Ranking mempertimbangkan semua parameter seperti reservoir, seal, sumber, hidrokarbon generation-expulsion-migration, dan mekanisme perangkap.

Structure	Leads	P A R A M E T E R
		x		x		x	x	x	x			x			x			x			X			Recovery Factor			Reserves	Reserves (MMSTB)
																								Min	Likely	Max	(MMSTB)	P10	P50	P90
A	BR-A																							0.22	0.24	0.26	2.040061774	3.32	1.86	0.9
	TA-A																							0.22	0.24	0.26	3.76794411	5.9	3.16	1.67
	UL-A																							0.22	0.24	0.26	0.781159392	1.24	0.72	0.36
E	TA-E																							0.22	0.24	0.26	3.033335255	4.94	2.76	1.32
	UL-E																							0.22	0.24	0.26	0.287593822	0.46	0.27	0.13
H	TA-H																							0.22	0.24	0.26	0.24815089	0.41	0.22	0.11
	UL-H																							0.22	0.24	0.26	1.238595487	1.88	1.11	0.56
																						Total Reserves (MMSTB) =					11.39684073	18.15	10.1	5.05

LAPANGAN PROVEN & PRODUKSI

Perhitungan Volumetrik

1. Single Parameter

Berdasarkan pada model geologi yang dibuat melalui data geofisika, geologi, dan petrofisik, persamaan perhitungan volumetrik yang digunakan adalah sebagai berikut:

N = 7758 *A* H * Φ * (1-Sw) / Bo

Keterangan:

N = OOIP dalam (STB)

H = Ketebalan Reservoir (feet)

A = Luas Area (Acre)

Φ = Positas reservoir (%)

Sw = Saturasi Air (%)

Bo = Faktor Formasi (%)

Perhitungan luas daerah didefinisikan berdasarkan peta struktur kedalaman dengan batas Oil Water Contact (OWC) pada kedalaman yang ditentukan. Perhitungan OOIP ini dapat dilakukan dua kali, perhitungan pertama dilakukan berdasarkan pada peta struktur kedalaman yang terdapat pada data laporan kemudian pada perhitungan kedua berdasarkan peta struktur kedalaman yang didapatkan melalui data velocity sumur yang diaplikasikan ke semua daerah. Prosedur dalam perhitungan volumetrik diatas diaplikasikan pada misalkan dua zona yang mengandung hidrokarbon yaitu zona A dan zona B.

Gambar.1 Peta struktur kedalaman Zona A dan posisi OWC =1686 feet

Gambar 2. Peta struktur kedalaman Zona B dan posisi OWC =1686 feet

Gambar 3. Peta struktur kedalaman Zona A dan posisi katakanlah OWC =1686 feet berdasarkan data velocity sumur x

Gambar 4. Peta struktur kedalaman Zona B dan misalkan posisi OWC =1686 feet berdasarkan data velocity sumur x

Ketebalan reservoir (H) diperoleh dari hasil data sumur, ketebalan rata-rata reservoir pada zona A katakanlah sebesar 21.33 feet dan zona B misal sebesar 14.5 feet.

Nilai Porositas reservoir (Φ) dan saturasi air (Sw) yang digunakan dalam perhitungan volumetrik ini yaitu dengan menggunakan data analisis petrofisik. Table dibawah ini merupakan beberapa data petrofisik hasil analisis dari konsultan A, konsultan B, dan konsultan C (Earthlab).

Tabel 1. Parameter petrofisik untuk zona A

Parameter	konsultan A	konsultan B	Konsultan(Earthlab).
Porosity	14.00%	28.60%	31.60%
Oil saturation	50.77%	77.70%	86.80%
1/Bo	0.963391	0.96339	0.963391137

Tabel 2. Parameter petrofisik untuk zona B

Parameter	konsultan A	konsultan B	Konsultan(Earthlab).
Porosity	6.70%	16.37%	16.48%
Oil saturation	48.25%	69.85%	71.70%
1/Bo	0.96339114	0.963391137	0.963391137

Tabel-tabel berikut ini adalah perbandingan perhitungan volumetrik antara simulasi manusia x dengan perhitungan ulang dari data laporan PT.xx.

Zone	Acre	Acre-ft	OOIP (MMBO)
A	868	17.097
B	746	9.121	Total OOIP = 36.5
Effective Area	274	8.527	Total OOIP = 11.86

Tabel .3 Hasil perhitungan volumetrik dari simulasi Manusia x

Dengan asumsi recovery sebesar 30 %, cadangan terbukti sebesar 3.56 MMSTB. Apabila parameter yang sama digunakan yaitu dengan data petrofisik dari konsultan B, hasil perhitungan volumetriknya sama dengan hasil perhitungan ulang yang didapatkan melalui velocity data dari well x

Zone	RF (%)	Area (Acre)	Porosity (%)	So (%)	Net Pay (feet)	OOIP (MMSTB)	Reserve (MMSTB)
A	31.51	868	0.286	0.77	21.33	30.75	9.69
B	28.89	746	0.16	0.698	14.5	9.24	2.67
Total						39.99	12.36

Tabel 4. Hasil perhitungan volumetrik Area dari Manusia x dengan parameter konsultan B

Perhitungan berikut ini dilakukan menggunakan parameter dari konsultan B sebab parameter ini lebih mendekati dari nilai rata-rata apabila dibandingkan dengan parameter yang lainnya.

Zone	RF (%)	Area (Acre)	Porosity (%)	So (%)	Net Pay (feet)	OOIP (MMSTB)	Reserve (MMSTB)
A	31.51	866.35	0.286	0.77	21.33	30.69	9.67
B	28.89	721.8	0.16	0.698	14.5	8.94	2.58
Total						39.63	12.25
A	31.51	871.28	0.286	0.77	21.33	30.87	9.73
B	28.89	739.67	0.16	0.698	14.5	9.17	2.65
Total						40.04	12.38

Tabel 5. Hasil perhitungan OOIP untuk zona A dan B berdasarkan digitasi data dan melalui velocity data pada well x

2. Metode Montecarlo

Metode perhitungan ini dilakukan dengan asumsi bahwa adanya variasi parameter porositas dan saturasi minyak berdasarkan pada semua data petrofisik yang berasal dari konsultan A, konsultan B, dan konsultan C (Earthlab). Range untuk parameter tersebut lebih didekatkan pada parameter Conlog yang mana parameter ini lebih mendekati pada hasil rata-rata dengan parameter petrofisik lainnya.

Perhitungan volumetrik dikerjakan untuk satu daerah prospek dengan menggunakan simulasi Montecarlo dan metode deterministik.

Zone	Area (Acre)		Net Pay (feet)	RF (%)	Porosity (%)			So (%)
					min	avrg	max	Min	avrg	max
IA	842	900	21.33	31.51	20	25	30	60	70	80
IB	739	790	14.5	28.89	14	16	18	65	70	75

Tabel 6. Parameter yang digunakan dalam simulasi Montecarlo

OOIP (MMSTB)			Reserves (MMSTB)
P10	P50	P90	P10	P50	P90
20.96	24.03	27.3	6.60	7.57	8.60
8.50	9.21	9.97	2.46	2.66	2.88
29.46	33.24	37.27	9.06	10.23	11.48

Tabel 7. Hasil perhitungan OOIP dan cadangan untuk zona A dan B

P10 = Perhitungan untuk nilai OOIP dan cadangan yang optimistic

P50 = Perhitungan untuk nilai OOIP dan cadangan rata-rata (mostlikely value)

P90 = Perhitungan untuk nilai OOIP dan cadangan yang pecimistic

Hasil ini tergantung pada tingkat kepercayaan pada parameter data yang digunakan

By

L. Ilmiawan & A. Anriansyah

(Dari berbagai pustaka)