RESERVOIR BATUAN DASAR

RESERVOIR BATUAN DASAR

Karakteristik Reservoir Batuan Dasar

Batuan dasar diangap sebagai batuan metamorf ataupun batuan beku (tanpa menghiraukan umur) yang ditumpangi tak selaras oleh sebuah sekuen batuan sedimen (Landes et al, 1960).

Menurut Sircar (2004) batuan dasar umumnya memiliki karateristik keras dan brittle dengan porositas matrik dan permeabilitas yang rendah. Namun biasanya porositas yang berkembang adalah porositas sekunder. Porositas sekunder mungkin dapat dibagi menjadi dua jenis berdasarkan asal muasalnya. Yaitu:

1. Tectonic Porosity yaitu berupa rekahan, sesar, kekar, dan lain-lain, yang bersekala microfracture sampai dengan sesar dan zona yang terdampak sesar yang dapat ditangkap oleh resolusi seismik.
2. Dissolution Porosity yaitu efek dari adanya pelarutan pada zona pelapukan, atupun juga dapat terjadi pada zona sesar yang berasosiasi dengan sirkulasi hidrotermal.

Arguilera dalam Sircar (2004) mengkarakteristikan reservoir terekahkan berdasarkan atas:

1. Distribusi porositas antara matrik dan sistem rekahan.
2. Intensitas jarak antar rekahan
3. Lebar rekahan.

Konfigurasi Batuan Induk dan Batuan Dasar  serta Migrasi yang Terjadi

Menurut Sircar (2004) pada umumnya dikenal tiga konfigurasi batuan sumber minyak dan basement, yaitu:

1. Batuan organik menutupi batuan dasar terekahkan ini, dan karena adanya tekanan yang lokal ke bawah, maka minyak diperas dan dialirkan ke bawah menuju batuan dasar yang terekahkan.
2. Lateral dengan batuan dasar, namun secara topografi batuan organik di bawahnya yang memproduksi minyak dan mengalirkannya melalui lapisan pembawa, dan termigrasi keatas menuju  batuan dasar.
3. Batuan dasar terletak di bawah daripada batuan dasar. Reservoir lateral yang awalnya menjebak minyak tumpah karena adanya proses tilting atau overfilling.

Gambar Sebuah Sketsa Skema Sebuah Reservoir Batuan Dasar dan Pengumpulan Hidrokarbon dari Batuan Sumber (Harvey dkk, 2005)

Mekanisme migrasi hidrokarbon ke arah bawah  dari sistem reservoir ini sangat memungkinkan ketika terjadi pembesaran rekahan yang diakibatkan selama merekah pada sebuah kondisi ketidakseragaman medan tegangan (stress field). Dilatansi pada batuan reservoir di bawah lapisan sedimen mengurangi tekanan hidrostatik pada area lokal yang terdeformasi.

Metode Penyelidikan Geologi dan Geofisika

Penyelidikan karakteristik rekahan pada batuan dasar ini terdiri dari penyelidikan langsung dan penyelidikan tidak langsung. Penyelidikan langsung diantaranya adalah berupa pengamatan singkapan dipermukaan, penyelidikan  cutting pemboran dan inti pemboran. Menurut Sausse dalam Harvey dkk. (2005) secara visual geometri rekahan dapt teramati dari core atau inti pemboran. Selain itu dari inti pemboran juga dapat diketahui sifat mekanika batuan dengan melalui proses tes di laboratorium. Sedangkan peneyelidikan tidak langsung adalah pengamatan dengan mengunakan metode-metode geofisika, yaitu seperti:

1. Metode Seismik Refleksi
2. Penyelidikan sifat keelektrikan batuan dapat dilakuakan dengan image log seperti dengan FMI (Fullbore Formation Micro Imager), FMS (Formation Micro Scanner), dan ARI (Azimuthal Resistivity Imager).
3. Penyelidikan sifat reflekstivitas dapat dilakuakan dengan mengunakan acoustic image log. Yaitu seperti UBI (Ultrasonic Borehole Imager), BHT (Bore Hole Tele Viewer).
4. Penyelidikan hidroulika diperoleh dari data tekanan formasi dan dapat diperoleh dari log aliran dan temperatur.

Gambar (a) Pengukuran Geofisika Untuk Mengetahui Karakteristik Reservoir Batuan Terekahkan, (b) Modular Dynamic Formation Tester untuk menentukan tekanan fluida, permeabilitas rekahan, dan untuk mengambil conto fluida (Harvey dkk, 2005)