Atlas Cekungan Batuan Sedimen di Cekungan Sumatera bagian Selatan

Tuesday, 01 May 2007 00:00 H. Panggabean, S. A. Mangga, Sofyan Suwardi

Wilayah Nusantara dikenal mempunyai 62 cekungan yang diisi oleh batuan sedimen berumur Tersier. Sekitar 40 % dari seluruh cekungan berada di daratan (onshore). Ke 62 cekungan tersebut tersebar di Pulau Sumatera, Kalimantan, Jawa, Sulawesi, Nusa Tenggara, Maluku dan Papua. Cekungan berumur Pratersier kebanyakan ditemukan di wilayah Indonesia Bagian Timur, dan kebanyakan sulit ditarik batasnya dengan cekungan berumur Tersier, karena umumnya ditindih (overlain) oleh cekungan berumur Tersier.

Hampir semua cekungan batuan sedimen di Indonesia sangat berpotensi mengandung sumber daya migas, batubara dan serpih minyak (oil shale). Namun, batasan stratigrafi, sedimentologi, tektonik & struktur maupun dinamika cekungan semua formasi pembawa potensi sumber daya belum terakomodasi dan tergambar dalam bentuk atlas.

Geologi Cekungan Sumatera Selatan adalah suatu hasil kegiatan tektonik yang berkaitan erat dengan penunjaman Lempeng Indi-Australia, yang bergerak ke arah utara hingga timurlaut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif diam. Zone penunjaman lempeng meliputi daerah sebelah barat Pulau Sumatera dan selatan Pulau Jawa. Beberapa lempeng kecil (micro-plate) yang berada di antara zone interaksi tersebut turut bergerak dan menghasilkan zone konvergensi dalam berbagai bentuk dan arah. Penunjaman lempeng Indi-Australia tersebut dapat mempengaruhi keadaan batuan, morfologi, tektonik dan struktur di Sumatera Selatan. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang.

Cekungan Sumatera Selatan terbentuk dari hasil penurunan (depression) yang dikelilingi oleh tinggian-tinggian batuan Pratersier. Pengangkatan Pegunungan Barisan terjadi di akhir Kapur disertai terjadinya sesar-sesar bongkah (block faulting). Selain Pegunungan Barisan sebagai pegunungan bongkah (block mountain) beberapa tinggian batuan tua yang masih tersingkap di permukaan adalah di Pegunungan Tigapuluh, Pegunungan Duabelas, Pulau Lingga dan Pulau Bangka yang merupakan sisa-sisa tinggian "Sunda Landmass", yang sekarang berupa Paparan Sunda. Cekungan Sumatera Selatan telah mengalami tiga kali proses orogenesis, yaitu yang pertama adalah pada Mesozoikum Tengah, kedua pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal dan yang ketiga pada Plio-Plistosen. Orogenesis Plio-Plistosen menghasilkan kondisi struktur geologi seperti terlihat pada saat ini. Tektonik dan struktur geologi daerah Cekungan Sumatera Selatan dapat dibedakan menjadi tiga kelompok, yaitu, Zone Sesar Semangko, zone perlipatan yang berarah baratlaut-tenggara dan zona sesar-sesar yang berhubungan erat dengan perlipatan serta sesar-sesar Pratersier yang mengalami peremajaan.

Dengan telah tersedianya buku Stratigrafi Leksikon Indonesia, dan hasil-hasil penelitian yang mencakup tataan, tektonik dan dinamika cekungan serta karakter batuan sedimen di Cekungan Sumatera Selatan, maka perlu dibuat suatu rangkuman data dan informasi serta keterangan aspek geologi yang ditampilkan berupa buku dalam bentuk atlas.

Semua data primer dan sekunder tentang geologi di Cekungan Sumatera Selatan yang akan dihimpun, dikompilasi dan di-digit dimaksudkan untuk dapat dirangkum dalam bentuk beberapa peta dan keterangan secara jelas dan ringkas, terutama semua data dan informasi tentang geologi (stratigrafi, sedimentologi, tektonik dan struktur serta dinamika cekungan, konfigurasi batuan dasar, sumber daya batuan sedimen, dll). Evaluasi data yang tersedia diharapkan dapat menemukan dan mendeliniasi sub-cekungan kecil lainnya yang belum pernah diketahui sebelumnya. Tujuan utamanya adalah, tersedianya buku atlas cekungan batuan sedimen tersebut agar dapat di gunakan sebagai acuan awal dalam tindak lanjut penelitian, penyelidikan, kajian dan eksplorasi sumber daya geologi.

Rencana penyusunan buku atlas cekungan batuan sedimen akan diawali di Cekungan Sumatera Selatan dan akan dilaksanakan dalam waktu 12 bulan yang meliputi terutama Propinsi Jambi dan Sumatera Selatan. Pada tahap awal, yakni tahun 2007 terdiri atas Sub-cekungan Jambi dan Palembang Tengah. Diharapkan, seluruh wilayah Nusantara, secara bertahap akan dibuat buku atlas cekungan batuan sedimennya. Pekerjaan ini akan memberikan luaran berupa satu paket buku maupun CD-format Atlas Cekungan batuan sedimen di Sumatera Selatan (Sub-cekungan Jambi dan Palembang Tengah, Sumatera Selatan). Penampilan buku ini berupa peta-peta topografi, geografi, peta geologi, peta struktur dan tektonik, peta distribusi batuan dan peta geofisika anomaly gayaberat berskala 1: 50.000; 1: 100.000; 1 : 250.000; 1 : 500.000; 1: 1.000.000 atau sampai 5.000.000, yang juga mencakup penampang/profil geologi, stratigrafi, geologi, geofisika, korelasi formasi dan keterangan tentang sifat serta karakter setiap formasi batuan. Bilamana lanjut pekerjaan, hasilnya dapat dibuat menjadi data base untuk GIS di masa mendatang.

Dengan demikan, secara berkesinambungan, semua cekungan batuan sedimen di daratan (onshore) seluruh wilayah Indonesia dapat ditampilkan berupa buku dalam bentuk atlas. Pembuatan Atlas ini, akan mengacu Atlas Geologi yang telah di buat oleh Puslitbang Geologi (2000) dan juga Atlas Geologi Jepang, (Geological Survey of Japan, 1983).

Kelengkapan data dan informasi yang akan dimuat di dalam buku atlas cekungan batuan sedimen ini secara terus menerus akan dapat di mutakhirkan (updated). Buku atlas ini merupakan modal awal yang penting dalam melakukan berbagai perencanaan strategis bagi kelanjutan pembangunan sesuai tugas dan fungsi Pusat Survei Geologi. Hasil pekerjaan ini diharapkan dapat bermanfaat secara langsung oleh para ahli kebumian, pengelola pertambangan dan kalangan industri.

http://www.grdc.esdm.go.id/index.php/fokus/studi-cekungan/73-atlas-cekungan-batuan-sedimen-di-cekungan-sumatera-bagian-selatan-.html

BATUAN SEDIMEN 2

7 Votes

Batuan Sedimen ( sedimentory rocks)
Batuan sedimen adalah batuan yang terjadi karena pengendapan materi
hasil erosi. sekitar 80% permukaan benua tertutup batuan sedimen, waluapun
volumnya hanya sekitar 5% dari volum kerak bumi.
________________________________________

a) Klasifikasi Batuan Sedimen
Berdasarkan tenaga yang mengangkut hasil pelapukan dan erosi batuan
sedimen dapat digolongkan atas 3 bagain :
a) Sedimen Aquatis, yaitu sedimen yang diendapkan oleh tenaga air.
contohnya : gosong pasir, flood plain, delta, dan lain-lain.
b) Sedimen Aeolis atau Aeris, yaitu sedimen yang diendapkan oleh tenaga
angin. contohnya : tanah loss, sand dunes.
c) Sedimen Glassial, yaitu sedimen yang diendapkan oleh gletser. contohnya
morena, drimlin
Materi partikel ada yang kasar dua ada yang halus cara pengangkutan
bermacam-macam, ada yang terdorong (trection), terbawa secara melompat-
lompat (saltion, terbawa dalam duspensi, ada pula yang (solution).
Berdasarkan terbentuknya (lingkungan pengendapan ), batuan sedimen dibagi
menjadi dibagi menjadi tiga, yaitu :
a. Sedimen laut (marine), diendapkan di laut contohnya batu gamping,
dolomit, napal, dan sebagainya.
b. Sedimen darat (teristris/kontinen), prosesnya terjadi di darat, misalnya
endapan sungai (aluvium), endapan danau, talus, koluvium, endapan gurun
(aeolis), dan sebagainya.
c. Sedimen transisi, lokasi pembentukanya terletak antara darat dan laut,
misalnya endapan delta dan endapan rawa-rawa (limnis).
Berdasarkan kedalamnya, laut dibagi menjadi beberapa zona (bathymetric
zone), zona litoral, yaitu Zona Transisi yang terletak pada daerah pasang surut,
Zona Epineritik, yaitu, dari batas daerah surut sampai kedalaman 50m, Zona
Neritik (50-200m), Zona Bathial (200-2000m), dan Zona Abysal (>2000m).
________________________________________

Penggolongan batuan sedimen yang didasarkan pada cara
pengendapannya, dapat dikelompokkan menjadi 3 macam, yaitu :
a. Sedimen Klastis
Kata clastik berasal dari bahas Yunani yaitu klatos yang artinya pecahan.
Jadi, sedimen klastik adalah adalah akumulasi partikel-partikel yang berasal dari
pecahan batuan dan sisa-sisa kerangka organisme yang telah mati. Penamaan
batuan ini um,umnya berdasarkan pada besar butirnya, yaitu sebagai berikut :
Ukuran butir >256 mm disebut boulder atau bongkah (bongkah
konglomerat)
Ukuran butir 64-256 mm disebut cobble atau kerakal (karakal
konglomerat)
ukuran butir 4-64 mm) disebut pebble atau kerikil (kerikil konglomera)
Ukuran butir 2-4 mm disebut granule (batu pasir kasar)
Ukuran butir 1/16-2 mm disebut batu pasir
Ukuran butir 1/256-1/16 mm disebut batu lanau
Ukuran butir <1/256 mm disebut batu lempung
Beberapa betuan endapan kadang-kadang terbentuk dari bahan-bahan
fosil. Dengan demikian suatu batuan yang ada fosil binatang jelas bukan
merupakan batuan beku, melainkan batuan endapan.
b. Sedimen Kimia
Batuan sedimen kimiawi yaitu yang terangkut dalam bentuk larutan
kemudian diendapkan secara kimia di tempat lain. Endapan kimia juga berasal
dari sumber air panas dan secara tiba-tiba mengalami pendinginan akan
menghasilkan endapan oval (kalsit).
Contoh : Evaporasi dari air laut dan air danau, batuan sedimen kimiawi
-
Batu tetes (Stalaktit & stalakmit), yang banyak dijumpai dari gua
bawah tanah di daerah kapur.http://earlfhamfa.wordpress.com/2009/04/26/batuan-sedimen-sedimentory-rocks/
LINK:

Batuan sedimen

Langsung ke: navigasi, cari

Batu kapur, jenis umum batuan endapan

Batuan endapan atau batuan sedimen adalah salah satu dari tiga kelompok utama batuan (bersama dengan batuan beku dan batuan metamorfosis) yang terbentuk melalui tiga cara utama: pelapukan batuan lain (clastic); pengendapan (deposition) karena aktivitas biogenik; dan pengendapan (precipitation) dari larutan. Jenis batuan umum seperti batu kapur, batu pasir, dan lempung, termasuk dalam batuan endapan. Batuan endapan meliputi 75% dari permukaan bumi.

Penamaan batuan sedimen biasanya berdasarkan besar butir penyusun batuan tersebut Penamaan tersebut adalah: breksi, konglomerat, batupasir, batu lempung

• Breksi adalah batuan sedimen dengan ukuran butir lebih besar dari 2 mm dengan bentuk butitan yang bersudut
• Konglomerat adalah batuan sedimen dengan ukuran butir lebih besar dari 2 mm dengan bentuk butiran yang membudar
• Batu pasir adalah batuan sedimen dengan ukuran butir antara 2 mm sampai 1/16 mm
• Batu lanau adalah batuan sedimen dengan ukuran butir antara 1/16 mm sampai 1/256 mm
• Batu lempung adalah batuan sedimen dengan ukuran butir lebih kecil dari 1/256 mm

Artikel bertopik geologi ini adalah sebuah rintisan. Anda dapat membantu Wikipedia dengan mengembangkannya. LINK:WIKIVIDIA

BATUAAN RESRVOAR FORMASIH RENDAH

eyword : Batuan reservoar permeabilitas rendah, Formasi Bekasap, Studi petrografi, Lingkungan pengendapan

Studi integrasi petrografi dan lingkungan pengendapan merupakan salah satu metode dengan biaya yang kompetetif, dan memberikan hasil yang akurat dalam waktu yang relatif cepat untuk melakukan karakterisasi batuan reservoar. Tujuan dari studi ini untuk melakukan identifikasi karakter batupasir interval 1950 Formasi Bekasap dalam rangka optimalisasi produksi.

Penelitian ini mendokumentasikan pengaruh faktor geologi terhadap strategi pengembangan dan optimalisasi produksi pada batupasir Formasi Bekasap interval 1950 yang merupakan hasil pengendapan sistem estuarin, tidal domniated delta. Secara litofasies, batupasir tersebut dapat dibedakan atas dua bagian, yaitu bagian-atas dan bawah. Bagian bawah tersusun oleh fasies batupasir silang-siur dan batupasir masif dengan sedikit struktur bioturbasi, berbutir sedang dan konglomeratan dengan permeabilitas-horizontal mencapai 1900 mD yang didominasi oleh batupasir tipe arenite terdiri dari subarkose dan sublitharenite. Sedangkan bagian-atas didominasi oleh fasies batupasir berbutir halus dan sangat-halus, bioturbasi sedang-kuat serta sedikit batupasir bioturbasi glaukonitan di bagian atasnya dengan permeabilitas-horizontal bervariasi beberapa puluh mD sampai 200 mD, umumnya terdiri dari batupasir tipe greywacke yang terdiri dari feldspathic greywacke dan lithic greywacke.

Proses diagenesis yang telah berlangsung meliputi kompaksi, rekristalisasi masadasar menjadi mineral lempung mikrokristalin, pengisian porositas oleh semen dolomit, siderit, kaolinit dan silika, penggantian feldspar oleh mineral lempung ilit, serta pelarutan dari feldspar membentuk porositas sekunder.

Perkembangan kualitas reservoar, terutama harga permeabilitas, lebih dipengaruhi oleh hasil lingkungan pengendapan berupa ukuran butir, sortasi dan kandungan masadasar dibandingkan proses diagenesis berupa sementasi dan pelarutan yang hanya mempengaruhi secara lokal/terbatas.

Ukuran butir menghalus, sortasi semakin buruk serta kandungan masadasar dan struktur bioturbasi semakin banyak menyebabkan harga permeabilitas berkurang. Sebaliknya, nilai permeabilitas akan bertambah seiring dengan ukuran butir mengkasar, sortasi semakin baik, dan kandungan masadasar berkurang. Sementasi dolomit menyebabkan berkurangnya nilai permeabilitas dan porositas, sedangkan pelarutan akan menambah harga porositas dan permeabilitas.

http://digilib.itb.ac.id/gdl.php?mod=browse&op=read&id=jbptitbpp-gdl-hadipraset-33904

JENIS BATUAN RESRVOAR

Jenis-Jenis Perangkap Minyak Bumi

Jump to Comments

Dalam Sistem Perminyakan, memiliki konsep dasar berupa distribusi hidrokarbon didalam kerak bumi dari batuan sumber (source rock) ke batuan reservoar. Salah satu elemen dari Sistem Perminyakan ini adalah adanya batuan reservoar, dalam batuan reservoar ini, terdapat beberapa faktor penting diantaranya adalah adanya perangkap minyak bumi.

Perangkap minyak bumi sendiri merupakan tempat terkumpulnya minyak bumi yang berupa perangkap dan mempunyai bentuk konkav ke bawah sehingga minyak dan gas bumi dapat terjebak di dalamnya.

Perangkap minyak bumi ini sendiri terbagi menjadi Perangkap Stratigrafi, Perangkap Struktural, Perangkap Kombinasi Stratigrafi-Struktur dan perangkap hidrodinamik.

• Perangkap Stratigrafi

Jenis perangkap stratigrafi dipengaruhi oleh variasi perlapisan secara vertikal dan lateral, perubahan facies batuan dan ketidakselarasan dan variasi lateral dalam litologi pada suatu lapisan reservoar dalam perpindahan minyak bumi. Prinsip dalam perangkap stratigrafi adalah minyak dan gas bumi terperangkap dalam perjalanan ke atas kemudian terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, hal ini dikarenakan batuan reservoar telah menghilang atau berubah fasies menjadi batu lain sehingga merupakan penghalang permeabilitas (Koesoemadinata, 1980, dengan modifikasinya). Dan jebakan stratigrafi tidak berasosiasi dengan ketidakselarasan seperti Channels, Barrier Bar, dan Reef, namun berasosiasi dengan ketidakselarasan seperti Onlap Pinchouts, dan Truncations.

Pada perangkap stratigrafi ini, berasal dari lapisan reservoar tersebut, atau ketika terjadi perubahan permeabilitas pada lapisan reservoar itu sendiri. Pada salah satu tipe jebakan stratigrafi, pada horizontal, lapisan impermeabel memotong lapisan yang bengkok pada batuan yang memiliki kandungan minyak. Terkadang terpotong pada lapisan yang tidak dapat ditembus, atau Pinches, pada formasi yang memiliki kandungan minyak. Pada perangkap stratigrafi yang lain berupa Lens-shaped. Pada perangkap ini, lapisan yang tidak dapat ditembus ini mengelilingi batuan yang memiliki kandungan hidrokarbon. Pada tipe yang lain, terjadi perubahan permeabilitas dan porositas pada reservoar itu sendiri. Pada reservoar yang telah mencapai puncaknya yang tidak sarang dan impermeabel, yang dimana pada bagian bawahnya sarang dan permeabel serta terdapat hidrokarbon.

Pada bagian yang lain menerangkan bahwa minyak bumi terperangkap pada reservoar itu sendiri yang Cut Off up-dip, dan mencegah migrasi lanjutan, sehingga tidak adanya pengatur struktur yang dibutuhkan. Variasi ukuran dan bentuk perangkap yang demikian mahabesar, untuk memperpanjang pantulan lingkungan pembatas pada batuan reservoar terendapkan.

• Perangkap Struktural

Jenis perangkap selanjutnya adalah perangkap struktural, perangkap ini Jebakan tipe struktural ini banyak dipengaruhi oleh kejadian deformasi perlapisan dengan terbentuknya struktur lipatan dan patahan yang merupakan respon dari kejadian tektonik dan merupakan perangkap yang paling asli dan perangkap yang paling penting, pada bagian ini berbagai unsur perangkap yang membentuk lapisan penyekat dan lapisan reservoar sehingga dapat menangkap minyak, disebabkan oleh gejala tektonik atau struktur seperti pelipatan dan patahan (Koesoemadinata, 1980, dengan modifikasinya).

• Jebakan Patahan

Jebakan patahan merupakan patahan yang terhenti pada lapisan batuan. Jebakan ini terjadi bersama dalam sebuah formasi dalam bagian patahan yang bergerak, kemudian gerakan pada formasi ini berhenti dan pada saat yang bersamaan minyak bumi mengalami migrasi dan terjebak pada daerah patahan tersebut, lalu sering kali pada formasi yang impermeabel yang pada satu sisinya berhadapan dengan pergerakan patahan yang bersifat sarang dan formasi yang permeabel pada sisi yang lain. Kemudian, minyak bumi bermigrasi pada formasi yang sarang dan permeabel. Minyak dan gas disini sudah terperangkap karena lapisan tidak dapat ditembus pada daerah jebakan patahan ini.

• Jebakan Antiklin

Kemudian, pada jebakan struktural selanjutnya, yaitu jebakan antiklin, jebakan yang antiklinnya melipat ke atas pada lapisan batuan, yang memiliki bentuk menyerupai kubah pada bangunan. Minyak dan gas bumi bermigrasi pada lipatan yang sarang dan pada lapisan yang permeabel, serta naik pada puncak lipatan. Disini, minyak dan gas sudah terjebak karena lapisan yang diatasnya merupakan batuan impermeabel.

• Jebakan Struktural lainnya

Contoh dari perangkap struktur yang lain adalah Tilted fault blocks in an extensional regime, marupakan jebakan yang bearasal dari Seal yang berada diatas Mudstone dan memotong patahan yang sejajar Mudstone. Kemudian, Rollover anticline on thrust, adalah jebakan yang minyak bumi berada pada Hanging Wall dan Footwall. Lalu, Seal yang posisinya lateral pada diapir dan menutup rapat jebakan yang berada diatasnya.

• Perangkap Kombinasi

Kemudian perangkap yang selanjutnya adalah perangkap kombinasi antara struktural dan stratigrafi. Dimana pada perangkap jenis ini merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya atau menjebak minyak bumi. Dan, pada jenis perangkap ini, terdapat leboh dari satu jenis perangkap yang membenuk reservoar. Sebagai contohnya antiklin patahan, terbentuk ketika patahan memotong tegak lurus pada antiklin. Dan, pada perangkap ini kedua perangkapnya tidak saling mengendalikan perangkap itu sendiri.

• Perangkap Hidrodinamik

Kemudian perangkap yang terakhir adalah perangkap hidrodinamik. Perangkap ini sangta jarang karena dipengaruhi oleh pergerakan air. Pergerakan air ini yang mampu merubah ukuran pada akumulasi minyak bumi atau dimana jebakan minyak bumi yang pada lokasi tersebut dapat menyebabkan perpindahan. Kemudian perangkap ini digambarkan pergerakan air yang biasanya dari iar hujan, masuk kedalam reservoar formasi, dan minyak bumi bermigrasi ke reservoar dan bertemu untuk migrasi ke atas menuju permukaan melalui permukaan air. Kemudian tergantung pada keseimbangan berat jenis minyak, dan dapat menemukan sendiri, dan tidak dapat bergerak ke reservoar permukaan karena tidak ada jebakan minyak yang konvensional.

KOMPOSISI MINYAK

adinya saya tidak ingin terlalu jauh menulis tentang Komposisi Minyak Bumi, karena ingin segera menulis artikel tentang proses pengolahan minyak bumi menjadi produk-produknya yang kita ketahui dipasaran dan pengendalian mutunya. Tetapi setelah membaca sebuah email berikut dalam sebuah milis, saya jadi tertarik untuk menulis kelanjutannya ; Komposisi Minyak Bumi (The Trilogy)..

Berikut adalah sebuah email yang dikirim seseorang dalam sebuah miling list.

Parafin dan aspaltin adalah deposit organic yang dapat menyebabkan terjadinya penyumbatan pada formasi atau pada jaringan pengangkut. Keduanya serupa tapi tak sama. Parafin adalah senyawa hidrokarbon rantai lurus, N-alkana dengan rantai sangat panjang (C > 100) yang membentuk struktur kristal. Parafin memiliki titik didih lebih dari 240oF.

Alpalten merupakan struktur benzen bermuatan, memiliki densitas yang tinggi, membentuk molekul amorf (biasanya padatan britle/getas) . Parafin dapat meleleh sedangkan asphalten terdekomposisi, Deposit keduanya mengambang di air dan larut di air. Parafin larut dalam heptane dan crude oil sedangkan aspalten tidak.

Sebagian besar yang ditulisnya adalah benar, tapi ada beberapa hal yang mungkin perlu diluruskan.

Jadi yang namanya minyak bumi atau sering juga disebut crude oil adalah merupakan campuran dari ratusan jenis hidrokarbon dari rentang yang paling kecil, seperti metan, yang memiliki satu atom karbon sampai dengan jenis hidrokarbon yang paling besar yang mengandung 200 atom karbon bahkan lebih.

Secara garis besar minyak bumi dikelompokkan berdasarkan komposisi kimianya menjadi empat jenis, yaitu :

1. Parafin
2. Olefin
3. Naften
4. Aromat

Tetapi karena di alam bisa dikatakan tidak pernah ditemukan minnyak bumi dalam bentuk olefin, maka minyak bumi kemudian dikelompokkan menjadi tiga jenis saja, yaitu Parafin, Naften dan Aromat.

Kandungan utama dari campuran hidrokarbon ini adalah parafin atau senyawa isomernya. Isomer sendiri adalah bentuk lain dari suatu senyawa hidrokarbon yang memiliki rumus kimia yang sama. Misal pada normal-butana pada gambar berikut memiliki isomer 2-metil propana, atau kadang disebut juga iso-butana. Keduanya memiliki rumus kimia yang sama, yaitu C4H10 tetapi memiliki rumus bangun yang berbeda seperti tampak pada gambar.

Jika atom karon (C) dinotasikan sebagai bola berwarna hitam dan atom hidrogen (H) dinotasikan sebagai bola berwarna merah maka gambar dari normal-butan dan iso-butan akan tampak seperti gambar berikut :

Senyawa hidrokarbon ‘normal’ sering juga disebut sebagai senyawa hidrokarbon rantai lurus, sedangkan senyawa isomernya atau ‘iso’ sering juga disebut sebagai senyawa hidrokarbon rantai cabang. Keduanya merupakan jenis minyak bumi jenis parafin.

Sedangkan sisa kandungan hidrokarbon lainnya dalam minyak bumi adalah senyawa siklo-parafin yang disebut juga naften dan/atau senyawa aromat. Berikut adalah contoh dari siklo-parafin dan aromat.

‘Keluarga hidrokarbon’ terebut diatas disebut homologis, karena sebagian besar kandungan yang ada dalam minyak bumi tersebut dapat dipisahkan kedalam beberapa jenis kemurnian untuk keperluan komersial. Secara umum, di dalam kilang minyak bumi, pemisahan perbandingan kemurnian dilakukan terhadap hidrokarbon yang memiliki kandungan karbon yang lebih kecil dari C7. Pada umumnya kandungan tersebut dapat dipisahkan dan diidentifikasi, tetapi hanya untuk keperluan di laboratorium.

Campuran siklo parafin dan aromat dalam rantai hidrokarbon panjang dalam minyak bumi membuat minyak bumi tersebut digolongkan menjadi minyak bumi jenis aspaltin.

Minyak bumi di alam tidak pernah terdapat dalam bentuk parafin murni maupun aspaltin murni, tetapi selalu dalam bentuk campuran antara parafin dan aspaltin. Pengelompokan minyak bumi menjadi minyak bumi jenis parafin dan minyak bumi jenis aspaltin berdasarkan banyak atau dominasi minyak parafin atau aspaltin dalam minyak bumi. Artinya minyak bumi dikatakan jenis parafin jika senyawa parafinnya lebih dominan dibandingkan aromat dan/atau siklo parafinnya. Begitu juga sebaliknya.

Dalam skala industri, produk dari minyak bumi dikelompokkan berdasarkan rentang titik didihnya, atau berdasarkan trayek titik didihnya. Pengelompokan produk berdasarkan titik didih ini lebih sering dilakukan dibandingkan pengelompokan berdasarkan komposisinya.

Minyak bumi tidak seluruhnya terdiri dari hidrokarbon murni. Dalam minyak bumi terdapat juga zat pengotor (impurities) berupa sulfur (belerang), nitrogen dan logam. Pada umumnya zat pengotor yang banyak terdapat dalam minyak bumi adalah senyawa sulfur organik yang disebut merkaptan. Merkaptan ini mirip dengan hidrokarbon pada umumnya, tetapi ada penambahan satu atau lebih atom sulfur dalam molekulnya, seperti pada gambar berikut :

Senyawa sulfur yang lebih kompleks dalam minyak bumi terdapat dalam bentuk tiofen dan disulfida. Tiofen dan disulfida ini banyak terdapat dalam rantai hidrokarbon panjang atau pada produk distilat pertengahan (middle distillate).

Selain itu zat pengotor lainnya yang terdapat dalam minyak bumi adalah berupa senyawa halogen organik, terutama klorida, dan logam organik, yaitu natrium (Na), Vanadium (V) dan nikel (Ni).

Titik didih minyak bumi parafin dan aspaltin tidak dapat ditentukan secara pasti, karena sangat bervariasi, tergantung bagaimana komposisi jumlah dari rantai hidrokarbonnya. Jika minyak bumi tersebut banyak mengandung hidrokarbon rantai pendek dimana memiliki jumlah atom karbon lebih sedikit maka titik didihnya lebih rendah, sedangkan jika memiliki hidrokarbon rantai panjang dimana memiliki jumlah atom karbon lebih banyak maka titik didihnya lebih tinggi.

Pengolahan Minyak Bumi dengan Distilasi bertingkat

Kata Kunci: Minyak mentah berat, Minyak mentah ringan

Ditulis oleh Sukarmin pada 02-07-2009

Minyak bumi ditemukan bersama-sama dengan gas alam. Minyak bumi yang telah dipisahkan dari gas alam disebut juga minyak mentah (crude oil). Minyak mentah dapat dibedakan menjadi:

• Minyak mentah ringan (light crude oil) yang mengandung kadar logam dan belerang rendah, berwarna terang dan bersifat encer (viskositas rendah).

• Minyak mentah berat (heavy crude oil) yang mengandung kadar logam dan　belerang tinggi, memiliki viskositas tinggi sehingga harus dipanaskan agar meleleh.

Minyak mentah merupakan campuran yang kompleks dengan komponen utama alkana dan sebagian kecil alkena, alkuna, siklo-alkana, aromatik, dan senyawa anorganik. Meskipun kompleks, untungnya terdapat cara mudah untuk memisahkan komponen-komponennya, yakni berdasarkan perbedaan nilai titik didihnya. Proses ini disebut distilasi bertingkat. Untuk mendapatkan produk akhir sesuai dengan yang diinginkan, maka sebagian hasil dari distilasi bertingkat perlu diolah lebih lanjut melalui proses konversi, pemisahan pengotor dalam fraksi, dan pencampuran fraksi.

Distilasi bertingkat

Dalam proses distilasi bertingkat, minyak mentah tidak dipisahkan menjadi komponen-komponen murni, melainkan ke dalam fraksi-fraksi, yakni kelompok-kelompok yang mempunyai kisaran titik didih tertentu. Hal ini dikarenakan jenis komponen hidrokarbon begitu banyak dan isomer-isomer hidrokarbon mempunyai titik didih yang berdekatan. Proses distilasi bertingkat ini dapat dijelaskan sebagai berikut:

• Minyak mentah dipanaskan dalam boiler menggunakan uap air bertekanan tinggi sampai suhu ~600oC. Uap minyak mentah yang dihasilkan kemudian dialirkan ke bagian bawah menara/tanur distilasi.

• Dalam menara distilasi, uap minyak mentah bergerak ke atas melewati pelat-pelat (tray). Setiap pelat memiliki banyak lubang yang dilengkapi dengan tutup gelembung (bubble cap) yang memungkinkan uap lewat.

• Dalam pergerakannya, uap minyak mentah akan menjadi dingin. Sebagian uap akan mencapai ketinggian di mana uap tersebut akan terkondensasi membentuk zat cair. Zat cair yang diperoleh dalam suatu kisaran suhu tertentu ini disebut fraksi.

• Fraksi yang mengandung senyawa-senyawa dengan titik didih tinggi akan terkondensasi di bagian bawah menara distilasi. Sedangkan fraksi senyawa-senyawa dengan titik didih rendah akan terkondensasi di bagian atas menara.

Sebagian fraksi dari menara distilasi selanjutnya dialirkan ke bagian kilang minyak lainnya untuk proses konversi.

Gambar 2. Menara destilasi

http://www.chem-is-try.org/materi_kimia/kimia_organik_dasar/minyak-bumi/pengolahan-minyak-bumi/

Proses Pengolahan Minyak Bumi 2

Kolom Fraksinasi

Seperti yang pernah saya tulis tentang komposisi minyak bumi disini dan disini, minyak bumi bukan merupakan senyawa homogen, tapi merupakan campuran dari berbagai jenis senyawa hidrokarbon dengan perbedaan sifatnya masing-masing, baik sifat fisika maupun sifat kimia.

Proses pengolahan minyak bumi sendiri terdiri dari dua jenis proses utama, yaitu Proses Primer dan Proses Sekunder. Sebagian orang mendefinisikan Proses Primer sebagai proses fisika, sedangkan Proses Sekunder adalah proses kimia. Hal itu bisa dimengerti karena pada proses primer biasanya komponen atau fraksi minyak bumi dipisahkan berdasarkan salah satu sifat fisikanya, yaitu titik didih. Sementara pemisahan dengan cara Proses Sekunder bekerja berdasarkan sifat kimia kimia, seperti perengkahan atau pemecahan maupun konversi, dimana didalamnya terjadi proses perubahan struktur kimia minyak bumi tersebut.

Rantai Hidrokarbon Minyak Bumi

Seperti kita kitahui dalam Kimia Organik bahwa senyawa hidrokarbon, terutama yang parafinik dan aromatik, mempunyai trayek didih masing-masing, dimana panjang rantai hidrokarbon berbanding lurus dengan titik didih dan densitasnya. Semakin panjang rantai hidrokarbon maka trayek didih dan densitasnya semakin besar. Nah, sifat fisika inilah yang kemudian menjadi dasar dalam Proses Primer.

Jumlah atom karbon dalam rantai hidrokarbon bervariasi. Untuk dapat dipergunakan sebagai bahan bakar maka dikelompokkan menjadi beberapa fraksi atau tingkatan dengan urutan sederhana sebagai berikut :

1. Gas
   Rentang rantai karbon : C1 sampai C5
   Trayek didih : 0 sampai 50°C
   Peruntukan : Gas tabung, BBG, umpan proses petrokomia.

2. Gasolin (Bensin)
   Rentang rantai karbon : C6 sampai C11
   Trayek didih : 50 sampai 85°C
   Peruntukan : Bahan bakar motor, bahan bakar penerbangan bermesin piston, umpan proses petrokomia

3. Kerosin (Minyak Tanah)
   Rentang rantai karbon : C12 sampai C20
   Trayek didih : 85 sampai 105°C
   Peruntukan : Bahan bakar motor, bahan bakar penerbangan bermesin jet, bahan bakar rumah tangga, bahan bakar industri, umpan proses petrokimia

4. Solar
   Rentang rantai karbon : C21 sampai C30
   Trayek didih : 105 sampai 135°C
   Peruntukan : Bahan bakar motor, bahan bakar industri

5. Minyak Berat
   Rentang rantai karbon dari C31 sampai C40
   Trayek didih dari 130 sampai 300°C
   Peruntukan : Minyak pelumas, lilin, umpan proses petrokimia

6. http://www.givangkara.com/2007/02/27/proses-pengolahan-minyak-bumi/comment-page-1/

PROSES PENGOLAHAN MINYAK BUMI

Minyak bumi biasanya berada 3-4 km di bawah permukaan laut. Minyak bumi diperoleh dengan membuat sumur bor. Minyak mentah yang diperoleh ditampung dalam kapal tanker atau dialirkan melalui pipa ke stasiun tangki atau ke kilang minyak.
Minyak mentah (cude oil) berbentuk cairan kental hitam dan berbau kurang sedap. Minyak mentah belum dapat digunakan sebagai bahan bakar maupun untuk keperluan lainnya, tetapi harus diolah terlebih dahulu. Minyak mentah mengandung sekitar 500 jenis hidrokarbon dengan jumlah atom C-1 sampai 50. Titik didih hidrokarbon meningkat seiring bertambahnya jumlah atom C yang berada di dalam molekulnya. Oleh karena itu, pengolahan minyak bumi dilakukan melalui destilasi bertingkat, dimana minyak mentah dipisahkan ke dalam kelompok-kelompok (fraksi) dengan titik didih yang mirip.

Secara umum Proses Pengolahan Minyak Bumi digambarkan sebagai berikut:

http://kimia.upi.edu/utama/bahanajar/kuliah_web/2008/Riski%20Septiadevana%200606249_IE6.0/halaman_10.html

Sumur Minyak PT BSP-Pertamina Semburkan Lumpur Panas di Riau Chaidir Anwar Tanjung - detikNews

Sumur Minyak PT BSP-Pertamina Semburkan Lumpur Panas di Riau
Chaidir Anwar Tanjung - detikNews

i

Pekanbaru - Masyarakat di Kabupaten Siak, Riau dihebohkan adanya semburan air
panas disertai lumpur. Semburan itu muncul di sumur minyak milik Badan Operasi Bersama (BOB) PT Bumi Siak Pusako (BSP) bersama PT Pertamina.

Semburan lumpur menyerupai kasus lumpur Lapindo itu, berada di kawasan ladang minyak Pedada, di Desa Bandar Sungai, Kecamatan Sabak Auh, Siak. Setidaknya ada 3 sumur minyak yang saling berdekatan menyemburkan air panas disertai lumpur.

"Lumpur ini sudah menyembur sejak 2 hari yang lalu. Kami khawatir desa kami nantinya bernasib sama dengan masyarakat di Jawa Timur. Kami minta pemerintah segera mengambil langkah cepat mengatasi hal ini," kata Indra Hasan, salah seorang warga saat dihubungi detikcom, Kamis (19/03/2009).

Indra menjelaskan, semburan lumpur panas itu berada di perkebunan karet milik warga setempat. Diperkirakan sumur panas itu berdiameter 20 cm. Semburan yang dikeluarkan setinggi 2 meter lebih.

"Masyarakat sudah melaporkan ke pihak perusahaan atas munculnya semburan lumpur panas itu. Pihak perusahaan kemarin sudah turun ke lokasi sekaligus mencoba untuk memadamkan injeksi di sumur tersebut," kata Indra.

Menurut warga lainnya, Solihin, meski pihak perusahaan sudah dapat mengatasi semburan lumpur, namun air panas masih keluar dari ladang minyak tersebut.

Kini lokasi semburan sudah diberi garis polisi. Warga dilarang masuk ke lokasi semburan tersebut. Kendati demikian, ladang minyak itu kini menjadi tontonan warga setempat.
link:http://www.detiknews.com/read/2009/03/19/113141/1101820/10/sumur-minyak-pt-bsp-pertamina-semburkan-lumpur-panas-di-riau

ASURVEY SEISMIK LAUT DALAM DI SELAT MAKASR

ASURVEY SEISMIK LAUT DALAM DI SELAT MAKASR

JAKARTA - Exxonmobil Oil Indonesia, perusahaan minyak raksasa asal Amerika Serikat, telah berhasil menyelesaikan kegiatan survey seismik di 2 (dua) blok migas yang berada di Propinsi Sulawesi Barat, yaitu blok Surumana dan blok Mandar. Kedua blok ini terletak di daerah lepas pantai laut dalam (deepwater), selat Makasar. Kegiatan survey seismik di kedua blok trersebut telah dimulai dari blok Surumana dan berakhir di blok Mandar. Kegiatan survey seismik 2D di blok Surumana telah diselesaikan akhir tahun 2007 dan survey 3D di blok Mandar telah diselesaikan pada minggu pertama bulan Maret 2008.

link:http://www.bpmigas.com/CMS/my_documents/my_files/jNEq27Thg0Iel28b37fR.htm

Berdasarkan laporan yang ada bahwa pada saat ini kegiatan survey seismik di kedua blok tersebut diatas dalam taraf pengkajian. Namun demikian Exxonmobil Oil Indonesia telah merencanakan kegiatan pemboran eksplorasi yang akan dilaksanakan pada tahun 2008. Vice President External Relations & Public Affairs Exxonmobil Oil Indonesia mengatakan bahwa “kegiatan pemboran eksplorasi blok Mandar dan Surumana diharapkan dapat dilaksanakan pada kuartal ke – 3 tahun 2008 dengan jumlah pemboran masing-masing blok terdiri atas 3 (tiga) sumur eksplorasi”

Exxonmobil Oil Indonesia menandatangani kontrak bagi hasil blok Mandar dengan Pemerintah Indonesia pada awal tahun 2007, setelah memenangkan tender migas yang dilaksanakan pada tahun 2006. Blok Mandar meliputi area 4.200 km2, berlokasi di bagian selat Makasar, di kedalaman 2 kilometer dari permukaan laut. Sedangkan blok Surumana, Exxonmobil mengeksplorasi melalui anak perusahaannya, Esso Exploration International Ltd. Blok Surumana ini terdiri atas area 5.34 km2, berlokasi di bagian Makasar Utara, di kedalaman antara 1 hingga 2 kilometer dari permukaan laut. Investasi kedua blok tersebut diperkirakan mencapai US$ 70 juta.

Di sebelah selatan kedua blok tersebut diatas, pada saat ini sedang dilakukan kegiatan survey seismik 3D oleh perusahaan lain yaitu Marathon Internaitonal Petroleum Indonesia. Kegiatan seismik ini terletak di blok Pasang Kayu berlokasi di daerah laut dalam lepas pantai selat Makasar.Survey ini telah dilaksanakan semenjak akhir bulan Februari 2008 hingga diperkirakan selesai sekitar bulan April 2008. Sementara itu, menyusul kegiatan tersebut, Conocophillips Indonesia dan Stad oil juga merencanakan akan melaksanakan kegiatan survey seismik 3D di blok Kuma dan Karama yang terletak berdekatan dengan wilayah operasi Marathon International Petroleum Indonesia. Kegiatan survey seismik ini juga terletak di laut dalam selat Makasar.

Seismic Operation in Marine

Seismic Operation in Marine Oleh Rangkuman Diskusi Mailing List Migas Indonesia - Desember 2003

Point pertama diatas membuat seismik darat (dan transition zone dan foothill juga) jadi ribet, tingkat keribetannya sangat tergantung kondisi lapangannya, kalau di Mahakan (transition zone) misalnya keribetannya datang dari penggelaran spread di rawa rawa, pindah ketanah keras, pindah kesungai dll. Bisa anda bayangkan berapa banyak orang harus dikerahkan untuk menggelar dinamit dan geophone, berapa banyak tambak udang mesti diterabas ......belum masalah orang hanyut, digigit ular dan dimakan buaya ......belum masalah kabel seismik,,'station unit' dicuri orang atau kemasukan air.... belum masalah dikerjar penduduk minta ganti rugi ......... kalau lagi supervisi dikantor bisa marah marah ini kok cuma 'maju' 10 shotpoint sehari ?, tapi kalau supervisi kelapangan jadi sedih dan terharu .........Itu baru masalah operasional sehari hari, masalah processingnya juga nggak kalah rame : source dan receiver yang beda beda menimbulkan respon seismic yang beda, kemudian juga tingkat kekerasan wheathering zonenya juga beda beda dan mesti dikompensasi dengan bener, semua itu bikin sakit kepala orang yang memproses datanya ........ Itu Mahakam, bagaimana kalau di Bolivie dengan bukit bukit dan gunung mencakar cakar langit, yang mengelar spread harus jago manjat tebing, dan gimana kalau di basin timan pechora rusia ?, satu survey seismic bisa berlangsung selama dua musim dingin biar ketebalan es sama semua supaya nggak pusing mengkompensasi respon seismiknya ....... Acquisiton seismik dilaut jauh lebih sederhana operasinya dibanding di darat dan di transition zone, spread ditarik kapal dan kapal tinggal mondar-mandir aja pindah ketempat yang direncanakan. akibatnya orang yang terlibat jadi lebih sedikit, kalau didarat buruhnya bisa 1000 orang, kalau dilaut 100 atau kurang juga cukup, toh yang mendeploy spread (streamer) bukan manusia ..... Saat ini bahkan untuk daerah laut dalam di Afrika sering dipakai enam streamer sekali jalan dan panjang streamer bisa 10 km ( untuk mengcover target dalam, maklum lautnya saja kedalamannya 3 km). Akibatnya kerjaan seismik laut bisa selesai jauh lebih cepat dari seismik darat, dan harganya perkm persegi jadi lebih murah juga. Jadi nggak heran kalau seismik laut di afrika saat ini bisa luar biasa luas nya, ibaratnya satu delta Mahakam di 3D seismik semua sekali pukul ..... http://www.migas-indonesia.com/index.php?module=article&sub=article&act=view&id=404&page=2

seismik 2D

Akuisisi data seismik laut 2D dilakukan untuk memetakan struktur geologi di bawah laut dengan menggunakan peralatan yang cukup rumit seperti: streamer, air gun, perlengkapan navigasi dll.

Skema akuisisi marin 2D dapat dilihat pada gambar dibawah ini:

Dalam praktiknya akuisisi seismic marin terdiri atas beberapa komponen: kapal utama, gun, streamer, GPS, kapal perintis dan kapal pengawal dan kadang-kadang perlengkapan gravity (ditempatkan di dalam kapal) dan magnetik yang biasanya ditempatkan 240 meter di belakang kapal utama (3 meter di dalam air)

Didalam kapal utama terdapat beberapa departemen: departemen perekaman (recording), navigasi, seismic processing, teknisi peralatan, ahli komputer, departemen yang bertanggung jawab atas keselamatan dan kesehatan kerja, departemen lingkungan, dokter, juru masak, dan kadang-kadang di lengkapi dengan departemen survey gravity dan magnetik, dll. Jumlah orang yang terlibat dalam keseluruhan operasi berjumlah sekitar 40 orang.

Untuk menjaga hal-hal yang tidak diinginkan, selama operasi ini disertai pula dua buah kapal perintis (chase boat) yakni sekitar 2 mil di depan kapal utama. Selain bertanggung jawab membersihkan lintasan yang akan dilewati (membersihkan rumpon, perangkap ikan, dll) , kapal perintis bertugas untuk menghalau kapal-kapal yang dapat menghalagi operasi ini. Selain itu di belakang streamer, terdapat juga sebuah kapal pengawal.

Operasi akuisisi data seismik memakan waktu dari mulai beberapa minggu sampai beberapa bulan, tergantung pada 'kesehatan' perangkat yang digunakan, musim, arus laut, dll.

Mengingat mahalnya operasi data akuisisi (mencapai 150 ribu dollar per hari, dalam operasi 3D bisa mencapai 250 ribu dollar per hari!) maka Quality Control dari operasi ini harus betul-betul diperhatikan, seperti apakah semua hidrophon bekerja dengan baik, apakah air gun memiliki tekanan yang cukup, apakah streamer dan air gun berada pada kedalaman yang dikehendaki, apakah feather tidak terlalu besar, dll.

Beberapa parameter geofisika yang dipakai dalam akuisisi marin adalah sbb (contoh):
Record length: 9500ms
Sample rate: 2ms
Start of data: 50ms
Low cut filter: 3 Hz/ 6dB
Hi Cut filter: 200Hz @ 370dB / Octave
Tape format: Demux SEGD rev 1, 8058
Polarity: first break is negative
Shot point interval 25 m
No of streamer: 1
Streamer length: 8100m
Number of channels: 648
Group interval: 12.5 m
Operating depth: 7 m +/- 1m
Offset CSCNG (inline) 125m (center of source to center of near group)
Array volume: 4140 cu inc
Operating pressure: 2000 psi +/- 10%
Array configuration: 3 strings (each string = 9 segments)
Array separation: 15 m
Source depth: 6m +/- 1m
Center source to nav. mast: 185m

Gambar dibawah menunjukkan ruang kerja seismic recording, navigasi dan processing…

Serta stasiun perangkat kerasnya…

Streamer…yang dilengkapi dengan hydrophone, ADC (Analog to digital converter dan bird yang berperan untuk mengatur posisi dan kedalaman streamer). Diameter streamer sekitar 7 cm dengan panjangnya bisa mencapai 10km. Bagian hitam dari gambar ini menunjukkan perangkat ADC.

Bird...mengatur kedalaman dan posisi streamer...

Air gun...dengan tekanan mencapai 2000psi...sangat berbahaya! bandingkan dengan ban mobil anda yang ’hanya’ 30-an psi! Bagian kuning dan hitam (seperti roket) hanyalah untuk pelampung. Bagian ’air gun’ adalah selinder logam yang menggantung padanya.

Saat perekaman berbagai aspek dimonitor secara dinamik.
Seperti rekaman setiap shot, apakah ada tras seismik yang mati?, penampang single channel dan signature sumber....

Kedalaman air gun....tekanan dll. Apakah ada loss compression ? Gambar di bawah menunjukkan terdapat 3 array air gun dengan masing-masing array terdiri atas 9 kompartemen.

Level ambient noise….akibat arus laut, deru mesin kapal, baling-baling, dll. (merah menunjukkan tinggi dan biru menunjukkan rendah)

Navigasi…bertugas untuk memastikan bahwa akuisisi data seismik berada pada lintasan yang dikehendaki. Disamping itu mereka juga memberikan informasi tentang feather akibat arus laut yang biasanya diterima dibawah 10° dan juga meminta kapten kapal mengatur kecepatan kapal, yang biasanya dibawah 5 knot.

Dan lain..lain…sampai memperhatikan kelangsungan makhluk laut yang satu ini…
Kehadiran mereka dilaporkan oleh Marine Mammal Observer yang hadir selama akuisisi seismik ...jika dilaporkan terdapat mamalia laut, tembakan air gun dihentikan untuk sementara waktu, walaupun ribuan dollar melayang!

http://ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/09/marine-acquisition-2d-akuisisi-data.html
link:

INTEGRASI SEISMIK 3D DALAM PEMODELAN GEOSTATISTIK SIFAT RESERVOIR DI LAPANGAN KOTABATAK PT CPI

Data seismik 3D resolusi tinggi yang telah ada sejak tahun 2003 belum dimanfaatkan secara optimum untuk melakukan karakterisasi reservoir guna memenuhi kebutuhan pengembangan lapangan Kotabatak yang semakin kompleks. Integrasi data seismik 3D hasil inversi telah dilakukan dalam pemodelan geologi secara geostatistik dengan teknik collocated cokriging pada data sifat reservoir di lapangan ini dan berhasil memberikan model geologi 3D



baru yang lebih konprehensif. Dalam penelitian ini, korelasi antara data sifat reservoir dengan data seismik hasil inversi telah dilakukan dengan plot silang menggunakan data sintetiknya. Hasil inversi juga menunjukkan perbaikan pada resolusi vertikal data seismik sehingga top dan bottom lapisan batupasir yang menjadi objek penelitian dapat didefinisikan dengan baik. Maka grid stratigrafi (SGRID) 3D yang dibangun juga menjadi lebih sesuai dengan data seismiknya. Integrasi seismik ke dalam pemodelan secara lebih dini telah dilakukan sejak



pemodelan parameter indikator biner fasies litologi, dengan memanfaatkan trend data Vp/Vs, yang mana teknik ini sangat jarang digunakan untuk melakukan simulasi parameter indikator. Hal ini dilakukan dengan mengaplikasikan proporsi masing masing parameter indikator data sekunder pada simulasi parameter indikator fasies litologinya. Selanjutnya variogram sifat reservoir yang lain dibuat dalam kerangka fasies litologi tersebut. Pemodelan geostatistik dengan teknik collocated cokriging dilakukan dengan data sekunder yang berbeda untuk



masing-masing sifat reservoir, tergantung pada koefisien korelasi yang paling tinggi pada korelasi plot silang. Data porositas disimulasikan dengan data sekunder LamdahRho, sedangkan data saturasi disimulasikan menggunakan data sekunder Poissons ratio. Koefisien korelasi dari plot silang sebagai salah satu input data, sebelumnya telah disesuaikan karena perbedaan data seismik yang dipakai dalam korelasi plot silang dan dalam pemodelan sebenarnya. Teknik pengurangan ini memberikan hasil yang optimum dengan derajat kesalahan yang dapat diterima. Validasi dilakukan menggunakan 21 sumur baru untuk memberikan efek kepercayaan yang tinggi pada teknik ini. Hasilnya 81% dari jumlah sumur validasi cocok dengan model baru dengan tingkat kesalahan ratarata 14% untuk rata-rata data porositas dan 12% untuk rata-rata data saturasi. Integrasi seismik 3D dalam pemodelan secara geostatistik dengan teknik collocated cokriging menghasilkan model geologi baru yang lebih konprehensif.
link:http://digilib.itb.ac.id/gdl.php?mod=browse&op=read&id=jbptitbpp-gdl-subambanga-27206

seismik 3D

Teknologi Q migration diterapkan pada data seismik dengan tujuan untuk melakukan migrasi seismik sekaligus melakukan koreksi amplitudo serta fasa seismik yang terdistorsi karena efek atenuasi dan velocity dispersion. Dengan kata lain, setelah melakukan Q Migration, diharapkan diperoleh data yang telah dikembalikan ke posisi dan timing yang seharusnya serta mengembalikan kandungan frekuensi tinggi yang hilang akibat atenuasi.

Persamaan gelombang pada domain transformasi Fourier ditunjukkan oleh Gazdag (1978), sbb:

Dimana U adalah medan gelombang, k_x adalah bilangan gelombang pada arah horizontal, k_z adalah bilangan gelombang pada arah vertikal, Δz adalah sampling pada arah vertikal, ω adalah frekuensi sudut.

Bilangan gelombang pada arah vertikal, k_z didefinsikan dengan:
Dimana k=ω/v. Untuk memperhitungkan efek atenuasi, maka kecepatan v digantikan oleh frekuensi dependent dan kompleks kecepatan c:

Dimana Q adalah atenuasi dan γ=1/(πQ(z)).

Gambar di bawah ini menunjukkan contoh data seismik sebelum proses migrasi:

Courtesy Wang, Y., GEOPHYSICS,VOL. 73, NO. 1 , 2008

Gambar di bawah ini adalah hasil migrasi konvensional, tanpa melibatkan efek Q (gambar a), sedangkan gambar (b) adalah hasil migrasi dengan melibatkan efek Q (Q Migration). Perhatikan kehadiran frekuensi tinggi yang memberikan definisi reflektor dengan lebih baik.

Courtesy Wang, Y., GEOPHYSICS,VOL. 73, NO. 1 , 2008

Gambar di bawah ini adalah perbandingan trace seismik dari hasil migrasi konvensional dan hasil Q migration. Perhatikan perbedaan kedalaman event pada kedalaman sekitar 600, 1050 meter. Jelas bahwa dengan Q Migration, data seismik telah mengalami koreksi pergeseran fasa.

Courtesy Wang, Y., GEOPHYSICS,VOL. 73, NO. 1 , 2008

Reference: Courtesy Wang, Y.,Inverse-Q filtered migration, GEOPHYSICS,VOL. 73, NO. 1 , 2008

4-D Seismic

Proyek Seismic 4-D untuk monitoring reservoir merupakan kunci utama didalam keberhasilan peningkatan recovery minyak bumi dan pengurangan biaya operasi.

Aktifitas produksi dan EOR (Enhanced Oil Recovery) menyebabkan perubahan sifat fisis pada reservoir. Perubahan sifat fisis tersebut diantaranya: saturasi fluida, tekanan, temperatur yang pada akhirnya akan menyebabkan perubahan Impedansi Akustik dari reservoir.

Adanya perubahan Impedansi Akustik di atas dapat dimonitor dengan melakukan survey seismik kembali (Monitor). Dimana perbedaan sifat seismik antara survey Monitor dengan survey awal (Baseline) dikenal dengan studi Seismic 4-D.

Perubahan kecepatan gelombang seismik dan densitas reservoir tergantung pada jenis batuan, sifat fluida dan depletion mechanism. Injeksi gas dapat mengakibatkan peningkatan tekanan pori sehingga terjadi penurunan kecepatan gelombang seismik, sebaliknya pergantian minyak oleh air dapat mengakibatkan peningkatan kecepatan dan densitas.

Sebelum melakukan survey seismik 3D untuk tahap monitoring, studi kelayakan dengan melakukan seismic modeling harus dilakukan. Modeling ini bertujuan untuk melihat sensitifitas gelombang seismik (khususnya Detectability dan Fidelity) terhadap perubahan Impedansi Akustik reservoir akibat proses produksi. Modeling tersebut harus meliputi semua skenario yang bisa terjadi seperti substitusi fluida, saturasi, penurunan tekanan akibat proses produksi yang menyebabkan tekanan minyak turun dibawah bubble point, kenaikan temperatur akibat injeksi uap, perilaku carbonate versus clastic reservoir, Net to Gross, Permeabilitas, jenis wavelet, frekuensi, noise, dll.

Courtesy Norsar

Gambar di atas mengilustrasikan hasil modeling untuk data seismik awal (Baseline) dan Difference yakni perbedaan antara Monitor dan Baseline, perhatikan respon 4D pada penampang Difference, menunjukkan perubahan sifat reservoir yang signifikan.

Selanjutnya, setelah lulus dari studi kelayakan, data seismik monitor harus memiliki Repeatability yakni derajat kemiripannya dengan data awal (Baseline) pada zona non-produksi. Ketidakmiripan antara data Monitor dan Baseline, bisa diakibatkan oleh perbedaan parameter pengambilan data seismik i.e. bin size, panjang streamer, orientasi pengambilan data, jumlah trace dalam tiap CDP, tide, parameter pengolahan data seismik, dll.

Repeatability dapat dikuantifikasi dengan menghitung Normalized RMS-Amplitude Difference (NRMSD). Repeatability yang tinggi ditunjukkan dengan nilai NRMSD yang sangat kecil. Gambar di bawah ini menunjukkan histogram NRMSD untuk beberapa proses seismik: sebelum diproses (merah), tidal correction (biru), swell noise removal (hijau), channel smoothing (magenta) dan demultiple (biru muda). Perhatikan bahwa semakin sempurna processing seismik, histogram NRMSD akan terdorong ke nilai rendah (lihat garis kuning sebagai acuan).

Li et al., EAGE 66th Conference & Exhibition, 2004

Dikarenakan Survey Monitor dilakukan pada tahap produksi dimana fasilitas dan infrastruktur telah banyak berdiri. Sehingga, pada umumnya lay out survey serta parameter akuisisi seismik akan berbeda dari Baseline.

Survey seismik pada daerah dengan infrastuktur diatasnya. Courtesy Geco-Parkla

Seperti diilustrasikan pada gambar di bawah ini, sebelah kiri menunjukkan lay out survey dan gambar sebelah kanan menunjukkan perbedaan distribusi bin.

Courtesy James Rickett, Stanford University, and David E. Lumley, Chevron Petroleum Technology Company

Akibat adanya perbedaan parameter tersebut di atas, maka data seismik yang dihasilkannya pun akan berbeda pula. Gambar di bawah ini menunjukkan perbandingan antara penampang seismik untuk Monitor dan Baseline untuk parameter akusisi diatas. Perhatikan, Repeatability data tersebut sangat rendah i.e. keduanya menunjukkan perbedaan resolusi, amplitudo, frekuensi dan fasa(?) yang sangat mencolok pada zona non produksi.

Courtesy James Rickett, Stanford University, and David E. Lumley, Chevron Petroleum Technology Company

Dengan demikian, sebelum kita memproduksi penampang Difference beberapa proses harus dilakukan sehingga derajat Repeatability-nya dapat ditingkatkan. Proses tersebut diantaranya: survey realignment sehingga kedua data memiliki grid dan bin yang sama, koreksi statik (tidal correction), dan penggunaan model kecepatan yang sama baik untuk NMO maupun migrasi, penyamaan panjang gelombang (frekuensi) dan fasa untuk mengkompensasi perbedaan wavelet sumber dan amplitude balancing sehingga keduanya memiliki level energi yang sama, dll. Proses processing tersebut dikenal dengan Cross Equalization.

Proses Cross Equalization memerlukan sebuah operator wavelet yang diestimasi pada window waktu tertentu (zona statik, non reservoir) baik dangkal maupun dalam sehingga fasa, amplitudo, frekuensi, dll. dari kedua data seismik tersebut benar-benar identik.

Gambar di bawah ini menunjukkan perbandingan data Baseline dan Monitor setelah berbagai proses diatas. Perhatikan pada zona statik (non reservoir – non produksi), keduanya menunjukkan karakter yang sama.

Courtesy James Rickett, Stanford University, and David E. Lumley, Chevron Petroleum Technology Company

Analisis detail perlu dilakukan untuk melihat perubahan karakter seismik pada zona reservoir. Analisis ini dikenal dengan trace to trace comparison. Gambar di bawah ini menunjukkan trace to trace comparison pada zona reservoir yang setelah injeksi uap.

Courtesy Li et al, TLE 2001.

Pada gambar di atas terlihat bahwa karakter seismik untuk zona overburden tidak berubah. Akan tetapi efek injeksi uap menyebabkan perubahan amplitudo pada zona reservoir yakni penurunan Impedansi Akustik. Pada base-reservoir time shifting dapat terjadi sebagai velocity sag, dengan demikian sebelum memproduksi Difference proses local time-shifting perlu dilakukan.

Gambar di bawah ini menunjukkan respon seismik 4D untuk monitoring pergerakan fluida (air atau uap) oleh sumur injector. Perhatikan perbedaan respon seismik yang berbeda dari injector satu ke injektor yang lainnya.

Courtesy Paulo Johan et al., TLE, 2009

Velocity Dispersion

Dikarenakan sifat medium bumi tidak sepenuhnya elastik, maka gelombang seismik yang merambat melalui medium bumi akan mengalami distorsi oleh efek atenuasi dan Velocity Dispersion.

Velocity Dispersion dipengaruhi oleh sifat-sifat fisis batuan seperti porositas, fracture, mobilitas fluida, skala keheterogenan medium, dll.

Hubungan antara Velocity Dispersion dan attenuasi (Q) dirumuskan dengan persamaan sbb (Bourbié et al.,1987):

Dimana ρ adalah densitas, ω=2πf adalah frekuensi sudut dan M adalah Modulus Elastic kompleks yang didefinisikan sebagai rasio stress terhadap strain.

Didalam model Q yang konstan, kecepatan seismik bertambah sejalan dengan bertambahnya frekuensi:

Dimana f1 dan f2 adalah terendah dan tertinggi didalam band frekuensi.

Courtesy Langqiu F. Sun et al., Geophysics, vol 74 no 02, 2009.

Gambar di atas mengilustrasikan karakteristik perubahan kecepatan pada model atenuasi yang konstan (Q=20) sebagai fungsi dari frekuensi, karakteristik ini dikenal dengan Velocity Dispersion.

Velocity Dispersion biasanya diabaikan didalam pengolahan data seismik konvensional, dikarenakan efeknya sangat kecil dan sulit untuk diukur terutama pada medium dengan Q>30 (Futterman, 1962).

Akan tetapi pada medium yang beratenuasi tinggi Q<30, Velocity Dispersion tidak bisa diabaikan lagi (Molyneux and Schmitt, 1999). Karena pada medium tersebut data seismik akan mengalami pergeseran fasa yang signifikan.

Akibat adanya pergeseran fasa tersebut, tidak mengherankan jika kita sulit melakuan well-seismic tie untuk data VSP, terutama jika bekerja pada daerah dengan atenuasi yang sangat tinggi e.g. shale prone atau loose material akibat rapid sedimentation.

Tuesday, September 15, 2009

AVO Classification

Klasifikasi AVO (Amplitudo versus Offset) diprakarsai oleh Rutherford dan Williams (1989) yang mendefinisikan 3 kelas AVO untuk reservoir gas sand.

Ketiga kelas tersebut adalah, kelas I untuk high impedance gas sand (relatif terhadap shale yang menutupinya), Kelas II untuk kontras impedance yang hampir nol (antara gas sand dan shale) dan kelas III untuk low impedance gas sand.

Karakteristik amplitudo sebagai fungsi dari offset (sudut) untuk kelas-kelas AVO tersebut dapat dilihat pada gambar di bawah ini.

Dari gambar di atas terlihat bahwa, top gas sand kelas I AVO memiliki peak amplitude yang positif (SEG reverse, lihat: Polaritas normal-reverse) untuk near offset, kemudian mengalami dimming pada mid angle dan bahkan pembalikan polaritas pada far angle sebagai trough amplitude.

Kelas II memiliki near zero amplitude pada near offset (dimming), lalu mengalami peningkatan amplitudo ke arah trough pada far angle. Sedangkan untuk AVO kelas IIp, dijumpai pembalikan polaritas disekitar mid offset.

Kelas III AVO merupakan anomali yang mudah dikenal yang ditandai dengan peningkatan amplitudo yang drastis ke arah trough sejalan dengan bertambahnya offset.

Seiring dengan perkembangan dan penemuan di lapangan, dikenal juga AVO kelas IV, V dan VI. Kelas IV dan kelas V memiliki perilaku yang mirip yakni negative high amplitude pada near angle dan mengalami penurunan amplitudo pada mid dan far. Akan tetapi penurunan untuk kelas IV tidak sedrastis AVO kelas V.

Perilaku batubara (coal) dapat menyerupai gas sand kelas IV, untungnya gas sand kelas IV memiliki Vp/Vs yang kecil sedangkan batubara memiliki Vp/Vs yang besar. Untuk gas sand kelas VI, memiliki karakteristik low positive amplitude pada near offset dan mengalami peningkatan amplitudo ke arah peak pada far offset.

Pada praktiknya, determinasi gas sand tidak cukup dengan melihat respon amplitudo terhadap offset saja. Studi tersebut harus ditunjang dengan melihat aspek lain seperti karakterstik peta amplitudo pada masing-masing angle stack, AVO modeling, R3M, dan lain sebagainya.

Gambar dibawah ini menunjukkan karakteristik peta amplitudo untuk gas sand kelas III. Perhatikan bahwa bright amplitude anomaly (merah) berasosiasi dengan closure area.

Courtesy Nick Loizou et al., Petroleum Geoscience

Gambar di bawah ini menunjukkan, hasil inversi R3M yang di overlay dengan data seismik. Merah menunjukan high resistivity (hidrokarbon) dan biru menunjukan low resistivity (non hidrokarbon).
link:http://ensiklopediseismik.blogspot.com/