Karakterisasi Reservoir untuk Penentuan Zona Produktif Hidrokarbon melalui Analisis Petrofisika pada Lapangan FA, Cekungan Tarakan, Kalimantan Utara

Abstract

Kebutuhan energi minyak dan gas bumi secara global terus meningkat, sementara banyak lapangan produksi yang telah lama beroperasi mengalami penurunan cadangan dan laju produksi secara alami akibat turunnya tekanan reservoir. Kondisi ini mendorong pentingnya strategi pengelolaan reservoir yang lebih efektif, salah satunya melalui identifikasi ulang zona-zona yang masih berpotensi menghasilkan hidrokarbon pada sumur-sumur yang sudah ada. Lapangan FA yang berada di Pulau Bunyu, Cekungan Tarakan, Kalimantan Utara, merupakan salah satu wilayah yang masih memerlukan evaluasi lebih lanjut mengenai karakteristik reservoirnya. Kompleksitas Cekungan Tarakan yang terbentuk akibat lingkungan pengendapan fluvial-delta plain serta pengaruh tektonik pada masa Pliosen-Pleistosen menyebabkan sebaran lateral batupasir reservoir menjadi tidak menerus, sehingga kualitas reservoir berupa porositas, permeabilitas, dan saturasi fluida menjadi tidak seragam di seluruh area lapangan. Permasalahan ini menuntut adanya kajian karakteristik reservoir yang lebih mendalam agar zona-zona yang benar-benar produktif dapat diidentifikasi secara tepat, tidak hanya berdasarkan interpretasi kualitatif, namun juga divalidasi dengan data hasil pengujian aliran sumur. Berdasarkan permasalahan tersebut, penelitian ini memiliki tiga tujuan utama, yaitu menentukan karakteristik petrofisika pada Lapangan FA, menentukan zona produktif untuk masing-masing formasi yang diteliti, serta mengevaluasi zona reservoir yang paling produktif berdasarkan hasil analisis petrofisika yang telah dilakukan. Penelitian difokuskan pada empat sumur, yaitu AF-1, AF-2, AF-3, dan CI-1, dengan target formasi berupa Formasi Bunyu, Tarakan, Santul, dan Tabul. Metode penelitian diawali dengan pengumpulan data berupa data geologi (marker formasi), data well logging (gamma ray, resistivity, neutron, dan density), serta data hasil Drill Stem Test (DST) pada keempat sumur tersebut. Data log kemudian diolah menggunakan software Interactive Petrophysics untuk melakukan identifikasi zona prospek secara quicklook, sebelum dilanjutkan dengan perhitungan parameter petrofisika secara kuantitatif. Volume shale ditentukan melalui indeks gamma ray dengan penetapan baseline pasir dan shale pada masingmasing formasi. Porositas efektif dihitung menggunakan kombinasi log neutron dan density melalui pendekatan crossplot untuk memisahkan porositas total dari pengaruh kandungan lempung. Saturasi air ditentukan menggunakan persamaan Simandoux yang sesuai untuk reservoir bertipe shaly sand, dengan resistivitas air formasi diperoleh melalui konversi salinitas menggunakan chart Schlumberger. Permeabilitas dihitung menggunakan persamaan Coates & Dumanoir yang sesuai untuk formasi dengan tingkat heterogenitas tinggi. Seluruh parameter tersebut kemudian diberi nilai cut-off berdasarkan rule of thumb untuk menentukan net reservoir dan net pay pada setiap zona, yang selanjutnya dibandingkan dengan hasil DST untuk memvalidasi zona-zona yang benar-benar produktif menghasilkan hidrokarbon.