Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif per Lapangan Identifikasi Kandidat Lapangan dan Sumur EOR Potensial Identifikasi Karakteristik Geologi Lapangan dan Sumur EOR

c. Identifikasi Sebaran Sumur Tidak Produktif per Lapangan

Tahap selanjutnya adalah identifikasi sebaran sumur tidak produktif per lapangan. Menurut DPE-LPPM 2003, dari profil dan sejarah beberapa lapangan migas di Kabupaten Indramayu dan Majalengka dapat diidentifikasi jumlah sebaran sumur migas tidak produktif, seperti ditunjukkan pada Tabel 11. Tabel 11 Sebaran sumur per lapangan DPE-LPPM 2003 Keterangan: M = Minyak, G = Gas, K = Kondensat No. Struktur Wilayah Jumlah Sumur Sumur Minyak Sumur Gas Sumur Tidak Produktif Fluida 1. Cemara Barat 18 9 2 7 MGK 2. Cemara Selatan 25 3 6 16 MGK 3. Cemara Selatan Blok Turun 4 - 2 2 K 4. Cemara Timur 10 3 5 2 MGK 5. Gantar 12 2 6 4 MGK 6. Haurgeulis 1 - - 1 G 7. Jatibarang 163 55 21 87 MGK 8. Kandanghaur Barat 3 - - 3 MG 9. Kandanghaur Timur 11 1 1 9 MG 10. Krasak 1 - - 1 - 11. Melandong 1 - - 1 - 12. Pasir Catang 2 1 - 1 MG 13. Sambidoyong 3 - - 3 MG 14. Sindang 19 2 14 3 MK 15. Sindang Blok Turun - - - - G 16. Sindang Sari 1 - 1 - GK 17. Suka Tani 1 - - 1 G 18. Tanjung Sari - - - - - 19. Tugu Barat A 25 6 2 17 M 20. Waled Selatan 1 - - 1 - 21. Waled Utara 3 - 3 - M 22. Randegan 14 1 2 11 MG 23. Tugu Barat C 6 1 1 4 MG TOTAL 410 99 92 219

d. Identifikasi Kandidat Lapangan dan Sumur EOR Potensial

Tahap selanjutnya adalah idenfitikasi lapangan dan sumur EOR potensial. Berdasarkan data profil lapangan yang tersedia, dapat dilakukan identifikasi terhadap beberapa lapangan yang memiliki sumur tidak produktif, sehingga diperoleh delapan 8 buah lapangan kandidat, seperti ditunjukkan pada Tabel 12. Tabel 12 Delapan kandidat lapangan DPE-LPPM 2003 Keterangan: M = Minyak, K = Kondensat, mbpl = meter bawah permukaan laut.

e. Identifikasi Lapangan dan Sumur EOR Potensial

Berikut ini deskripsi stratigrafi formasi dan struktur geologi dari keempat lapangan dan sumur EOR potensial, dan seperti ditunjukkan pada Tabel 13. No Nama Lapangan Sumur Tidak Aktif Perkiraan Sisa Cadangan 2004 Luas m2 Formasi mbpl M + K Gas 1. XC 2 227,80 16,21 7.222.208 C 1.213 D2 1.374 L 1.795 2. XG 4 483,15 - 5.320.000 Parigi 1.045 Eq.BRF 1.887 3. XK 3 116,3 0,02 1.470.000 Q1 BRF 2.426 4. XP 1 1.151,45 47,29 1.480.000 Eq.Brf 1.750 P 1.660 Z-16 1.522 5. XS 1 48 - 1.140.000 Z-14 1.463 P BRF 2.230 S TAF 2.289 6. XW - 156,70 - 92.590.700 J 1.505 K 1.553 LM 1.610 7. XT 4 164,40 18,67 - BRF 1.783 Z-16 1.729 8. XJ 87 54.611,5 98,97 - F 1.253 - -

1. Lapangan XC

Lapangan XC masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini mempunyai luas 7.222.207,8 m 2 . Produksi minyak dan gas yang dihasilkan dari XC berasal dari tiga formasi yaitu Formasi C, D2 dan L DPE-LPPM 2003. a Formasi C Formasi C merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.213 mbpl meter bawah permukaan laut. Batas kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.200 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.240 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.213 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak bulan April 1984. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 34 dan saturasi air rata-rata 35 serta permeabilitas rata-rata 1837 mD. Reservoir pada formasi C mempunyai mekanisme tenaga pendorong depletion. Batuan formasi dan fluida yang sebelumnya terkompresi kemudian mengembang saat fluida reservoir diproduksi. Hal tersebut dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi. Terdapat beberapa sumur yang berhasil menembus Lapisan C, tetapi hanya ada satu sumur produktif dan memproduksikan hidrokarbon, yaitu XC-1, XC-2 dan XC-3, merupakan sumur yang tidak produktif karena menembus formasi di luar horizon batas gas dan air, dan XC-4 hanya menembus formasi tetapi tidak memproduksikan hidrokarbon dari lapisan ini, karena sumur tersebut difungsikan untuk memproduksi gas dari formasi L yang berada di bawah formasi C dan D2. b Formasi D2 Formasi D2 merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi ini ditemukan berada pada kedalaman lapisan datum 1.374 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.360 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.400 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.374 mbpl. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 18 dan saturasi air rata-rata 45 serta permeabilitas rata-rata 40,7 mD. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak bulan April 1992. Reservoir pada formasi D2 mempunyai mekanisme tenaga pendorong water drive. Berbeda halnya dengan depletion drive , tenaga pendorong ini berasal dari air formasi. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksikan. Pada lapisan ini terdapat sumur produktif XC-1. XC-2 dan XC-3 tidak produktif karena menembus formasi di luar horizon batas gas air, walaupun keduanya berada pada lapisan ini. XC-4 hanya menembus Lapisan D tetapi tidak digunakan untuk memproduksikan hidrokarbon pada Lapisan D2. c Formasi L Formasi L merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Formasi ini ditemukan pada kedalaman lapisan datum 1.795 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman1.760 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.800 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.795 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan fault ini telah diproduksi sejak Januari 1990. Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 17 dan saturasi air rata-rata 22 serta permeabilitas rata-rata 3,181 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 246 o F. Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas 0,0097 cuftscf dan faktor deviasi gas 0,91435 serta viskositas gas 0,0169 cp. Reservoir pada formasi L mempunyai mekanisme tenaga pendorong water drive . Berbeda halnya dengan depletion drive, tenaga pendorong ini berasal dari air formasi. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tenaga terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi. Total jumlah sumur yang menembus lapisan ini ada empat 4 buah, yaitu XC-1, XC-2, XC-3 dan XC-4. Jumlah sumur yang berproduksi sampai tahun 1993 sebanyak 2 buah yaitu XC-2 dan XC-4. Kemudian pertengahan tahun 1993 XC-2 ditutup kemungkinan akibat waterbreakthrough. Hal ini terjadi karena posisi reservoir ini yang berada dekat dengan horison batas gas air. Saat ini diperkirakan hanya terdapat satu sumur yang berproduksi yakni XC-4. Dari hasil studi reservoir diketahui bahwa formasi C dan D2 produksinya sudah mencapai batas estimated ultimate recovery EUR sebelum awal tahun 2004.

2. Lapangan XG

Lapangan XG masuk ke dalam wilayah Kab Indramayu. Lapangan ini mempunyai luas sekitar 5,32 km 2 . Produksi minyak dan gas lapangan berasal dari 2 formasi yaitu formasi Parigi dan Eq. BRF DPE-LPPM 2003. a Formasi Parigi Formasi ini menumpang selaras di atas formasi Cibulakan, disusun oleh batu gamping terumbu, batu gamping bioklastik, napal, dan kalkarenit. Batu gamping terumbu dibangun oleh koloni ganggang, koral dan briozoa. Formasi Parigi merupakan reservoir gas non asosiasi dan kondensat. Lithologi formasi ini adalah limestone dengan kedalaman lapisan datum 1.045 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 960 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.060 mbpl dengan batas gas air berada pada kedalaman 1.0645 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan antiklin ini telah diproduksi sejak Maret 1991. Reservoir ini mempunyai porositas rata-rata 20 dan saturasi air rata-rata 34 serta permeabilitas rata-rata 21,55 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 211 o F. Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi gas 0,01098 cuftscf dan faktor deviasi gas 0,86718 serta viskositas minyak 0,88 cp. Kondensat pada reservoir ini memiliki berat jenis API sebesar 0,7846 dan berat jenis API gravity pada 60 o F 48,85. Reservoir pada formasi Parigi mempunyai mekanisme tenaga pendorong weak water drive atau tenaga pendorong air yang termasuk kategori lemah. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi. Total sumur yang menembus lapisan ini ada 11, yaitu XG-1, XG-3, XG-4, XG-5, XG-6, XG-7, XG-8, XG-9, XG-10, XG-11 dan XG-12. Sumur-sumur tersebut merupakan sumur yang memproduksi gas, kecuali sumur XG-11. XG-11 tidak berfungsi untuk memproduksi hidrokarbon pada lapisan ini, tetapi merupakan sumur produksi minyak yang berasal dari Lapisan Eq. BRF. Khusus untuk sumur XG-1, selain memproduksikan gas dari Lapisan Parigi juga dapat memproduksikan minyak dari Lapisan Eq. BRF atau biasa juga disebut sumur comingle production . b Formasi Batu Raja Eq. BRF Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran sangat luas. Batu gamping formasi ini diendapkan pada daerah paparan yang berasosiasi dengan terumbu. Formasi Eq. BRF merupakan reservoir minyak dan gas terlarut. Lithologi formasi ini adalah limestone dengan kedalaman lapisan datum 1.887 mbpl. Kontur tutupan tertinggi berada pada kedalaman 1.840 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.940 mbpl dengan batas minyak air berada pada kedalaman 1.887 mbpl. Formasi dengan bentuk jebakan antiklinfault ini telah diproduksi sejak bulan Oktober 1992. Reservoir ini mempunyai porositas efektif rata-rata 18 dan saturasi air rata-rata 49 serta permeabilitas rata-rata 4,92 mD. Reservoir ini memiliki temperatur 274 o F. Pada reservoir ini fluida gas memiliki faktor volume formasi minyak 1,6283 Rbstb dan berat jenis API gravity pada temperatur 60 o F sebesar 31,4 serta viskositas minyak sebesar 1,5 cp. Reservoir pada formasi Eq. BRF mempunyai mekanisme tenaga pendorong water drive atau tenaga pendorong air yang termasuk kategori sedang. Mekanisme pendorong ini dapat memberikan dukungan tekanan terhadap tekanan reservoir yang secara alamiah akan menurun ketika minyak atau gas diproduksi. Total sumur yang menembus lapisan ini adalah XG-1, XG-11 dan XG-2. Produksi ini berasal dari XG-1 dan XG-11 yang merupakan sumur sidetrack-nya, dan XG-2 merupakan sumur dry.

3. Lapangan XT

Lapangan XT termasuk ke dalam wilayah administrasi Kabupaten Majalengka. Lapangan ini mempunyai sebuah formasi yang potensial, yaitu formasi Batu Raja BRF DPE-LPPM 2003. a Formasi BRF Formasi ini disusun oleh batu gamping bioklastik dengan penyebaran sangat luas dan diendapkan pada daerah paparan yang berasosiasi dengan terumbu. Formasi BRF merupakan reservoir migas dengan lithologi limestone. Tipe jebakan adalah antiklin. Kedalaman lapisan datum adalah 1.740 mbpl, kontur tutupan tertinggi pada kedalaman 1.740 mbpl dan kontur tutupan terbawah pada kedalaman 1.880 mbpl. Reservoir ini mengandung minyak dan tudung gas dimana batas gas minyak berada pada kedalaman 1.783 mbpl dan batas minyak-air terdapat pada 1.826 mbpl. Formasi BRF mulai diproduksikan pada bulan Mei 1992. Reservoir mempunyai porositas efektif rata-rata 29 dan saturasi air rata- rata 36 serta permeabilitas rata-rata 20,7 mD. Formasi BRF merupakan reservoir minyak dan gas terlarut. Fluida reservoir yang mengisi pori-pori batuan terdiri dari air, minyak dan gas terlarut dengan saturasi air rata-rata 36. Reservoir ini memiliki temperatur 298 o F. Pada reservoir tersebut fluida gas memiliki faktor volume formasi minyak 1,3523 serta viskositas minyak 0,694 cp. Khusus untuk gas, reservoir ini memiliki rasio gas yang terlarut 555,08 scfstb, faktor formasi gas 0,003931 cuftscf dan faktor deviasi gas 0,83339. Total sumur yang menembus lapisan ini ada 5 buah sumur, yaitu XT-25, XT-27, XT-28, XT-29, dan XT-30.

4. Lapangan XJ

Lapangan XJ masuk ke dalam wilayah Kab. Indramayu. Lapangan ini terletak di Blok IIIZona F, dan mempunyai formasi Jatibarang, Cibulakan Bawah Unit Talang Akar dan Unit Baturaja, Cibulakan Atas Unit Massive, Unit Main, dan Unit Pre-Parigi, formasi Parigi dan formasi Cisubuh Rahman 2005. a Formasi Jatibarang Formasi Jatibarang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar. Bagian bawah formasi tersusun oleh tiff yang bersisipan dengan lava, sedangkan bagian atas tersusun oleh batupasir. Ketebalan formasi ini 1.200 m di sebelah timur dan semakin menipis ke barat. Minyak bisa ditemukan pada media rekahan. b Formasi Talang Akar Formasi ini diendapkan secara tidak selaras di atas formasi Jatibarang. Litologi penyusunan pada bagian bawah terdiri dari serpih gampingan dengan sedikit kandungan pasir, batulanau dengan sisipan batupasir, terkadang juga dijumpai konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun oleh batuan karbonat. Ketebalan formasi ini berkisar antara 50 - 300 m. c Formasi Baturaja Formasi ini diendapkan secara selaras di atas formasi Talang Akar. Litologi penyusunannya terdiri dari batugamping terumbu dengan penyebaran tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batugamping massif yang semakin ke atas semakin berpori. Dolomite, interkalasi serpih glaukonitan, napal, chert dan batubara dapat ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi ini berkisar 50 m. d Formasi Cibulakan Atas Formasi ini terbagi menjadi 3 anggota formasi, yaitu Massive, Main, dan Pre-Parigi. Unit Massive terendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Baturaja. Litologi penyusun satuan ini adalah perselingan batulempung dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada formasi ini dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Unit Main terendapkan secara selaras di atas Unit Massive. Litologi penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan batupasir karbonatan yang mempunyai ukuran butir dari halus sampai sedang bersifat glaukonita. Unit Pre-Parigi terendapkan secara selaras di atas Unit Main. Litologi penyusunan adalah perselingan batugamping, dolomite, batupasir dan batulanau. e Formasi Parigi Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Pre-Parigi. Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang, berfosil dan berpori dengan sedikit dolomit. Adapun litologi penyusun yang lain adalah serpih karbonatan, napal yang dijumpai pada bagian bawah. Batugamping pada formasi ini umumnya dapat menjadi reservoir yang baik karena mempunyai porositas sekunder dan permeabilitas yang besar. Ketebalan formasi lebih kurang 400 m. f Formasi Cisubuh Formasi ini terendapkan secara selaras di atas formasi Parigi. Litologi penyusunannya adalah batulempung berselingan dengan dengan batupasir dan serpih gampingan, mengandung banyak glukonit, lignit, sedikit chert, pirit dan fragmen batuan beku volkanik. Pada bagian bawah terdapat kandungan fosil yang semakin ke atas semakin sedikit. Hidrokarbon tidak pernah ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi berkisar antara 100-1.200 m. Tabel 13 Lapangan dan sumur EOR potensial DPE-LPPM 2003, Rahman 2005 Field For - masi Jenis Batuan Depth m Reser- voir Mekanisme Tenaga Pendorong Jenis Produksi Kondisi Sumur EOR Potensial √ XC C Limestone Karbonat 1.240 XC-1 Depletion drive Minyak Tidak produksi XC-2 Minyak Tidak produksi XC-3 Minyak Tidak produksi XC-4 Gas Produksi Gas D2 1.400 XC-1 Water drive Minyak Tidak produksi XC-2 Minyak Tidak produksi XC-3 Minyak Tidak produksi XC-4 Gas Produksi Gas L 1.800 XC-1 Water drive Minyak Tidak produksi XC-2 Minyak Waterbreakthrough XC-3 Minyak Tidak produksi XC-4 Gas Estimated ultimate recovery EOR √ XG P Limestone Karbonat 1.060 XG-1 Weak water drive Gas Produksi Gas XG-3 Gas Tidak produksi XG-4 Gas Tidak produksi XG-5 Gas Tidak produksi XG-6 Gas Tidak produksi XG-7 Gas Tidak produksi XG-8 Gas Tidak produksi XG-9 Gas Tidak produksi XG-10 Gas Tidak produksi XG-11 Minyak Produksi Minyak XG-12 Gas Tidak produksi Eq. BRF 1.940 XG-1 Water drive Gas Minyak Comingle production EOR √ XG-2 Gas Reservoir dry XG-11 Minyak Reservoir sidetrack EOR √ XT BRF Limestone Karbonat 1.880 XT-25 Water drive Minyak Tidak produksi XT-27 Minyak Estimated ultimate recovery EOR √ XT-28 Minyak Tidak produksi XT-29 Minyak Tidak produksi XT-30 Minyak Tidak produksi XJ J Limestone Karbonat 1.140 XJ-48 Solution gas drive dan Weak water drive Minyak Tidak produksi XJ-49 Minyak Tidak produksi XJ-50 Minyak Produksi Minyak XJ-52 Minyak Tidak produksi XJ-78 Minyak Tidak produksi XJ-133 Minyak Tidak produksi XJ-140 Minyak Produksi Minyak EOR √ XJ-169 Minyak Tidak produksi XJ-182 Minyak Tidak produksi XJ-206 Minyak Tidak produksi Sumber : Marhaendrajana et al. 2004.

f. Identifikasi Karakteristik Geologi Lapangan dan Sumur EOR

Tahap selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap karakteristik geologi terhadap kedelapan lapangan dan sumur EOR potensial tersebut di atas. Menurut Green dan Willhite 1998, dan Syahrial dan Bioletty 2007, identifikasi dapat dilakukan berdasarkan pada karakteristik kedalaman formasi, temperatur dan tekanan reservoir, seperti ditunjukkan pada Tabel 14. Tabel 14 Karakteristik geologi reservoir DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005 Field Name Sumur Formasi Cum Oil Mstb Cum Gas Bscf Depth m Temperature o F Pressure psi XC XC-4 L 227,80 115,89 1.823 245 2.489 XG XG-1 P 310,35 1.045 211 1.408 XG-11 BRF 1.887 274 2.275 XT XT-27 BRF 6.977,5 34,16 1.740 298 2.580 XJ XJ-140 F 54,612 98,97 1.145 197 2.000 Penyaringan kriteria selanjutnya adalah melakukan identifikasi terhadap nilai karakteristik berat jenis BJ, viskositas, porositas, dan permeabilitas fluida dan batuan dari masing-masing sumur, seperti ditunjukkan pada Tabel 15. Tabel 15 Karakteristik kimia dan fisika DPE-LPPM 2003 dan Rahman 2005 Sumur BJ 60 o F API Gravity Viscosity cp Porosity Permeability mD XC-4 - G 0,0169, M 3,445 0,2 3,181 XG-1 48,85 M 0,88 0,2 21,55 XG-11 40,125 M 1,5 0,18 4,916 XT-27 29,9 M 1,5 0,24 20,7 XJ-140 38,3 M 1,057 0,14 41,07 Keterangan: G = gas, M = minyak

g. Identifikasi Tekanan Reservoir dan Tekanan Rekah Formasi