Laboratorium Geologi Minyak Bumi 2014

Laboratorium Geologi Minyak Bumi 2014

Geologi Regional Cekungan Sumatra TengahII.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera TengahCekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan busur belakang(back arc basin)yang berkembang di sepanjang pantai barat dan selatan Paparan Sunda di barat daya Asia Tenggara. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman Lempeng Samudera Hindia yang bergerak relatif ke arah utara (N 6E) dan menyusup ke bawah Lempeng Benua Asia.Cekungan Sumatera Tengah terbentuk pada awal Tersier (Eosen - Oligosen) merupakan seri dari strukturhalf grabendan berbentuk asimetris berarah barat laut - tenggara. Bagian yang terdalam terletak pada bagian barat daya dan melandai ke arah timur laut. Pada beberapahalf grabenini diisi oleh sedimen klastiknon-marinedan sedimen danau (Eubank & Makki, 1981). Pada bagian barat daya cekungan ini dibatasi olehUpliftBukit Barisan, bagian barat laut dibatasi oleh Busur Asahan, sebelah tenggara dibatasi oleh Tinggian Tigapuluh dan di sebelah timur laut dibatasi oleh Kraton Sunda (Mertosono & Nayoan, 1974) (Gambar II.1).Pola struktur di Cekungan Sumatera Tengah dicirikan olehblok-blokpatahan dantranscurent faulting.Sistemblok-blokpatahan mempunyai orientasi sejajar dengan arah utara - selatan membentuk rangkaianhorstdangraben.Pola struktur yang ada saat ini di Cekungan Sumatera Tengah merupakan hasilsekurang-kurangnya3 (tiga) fase tektonik utama yang terpisah, yaitu Orogenesa Mesozoikum Tengah, Tektonik Kapur Akhir - Tersier Awal, dan Orogenesa Plio - Plistosen (De Coster, 1974). Orogenesa Mesozoikum Tengah menyebabkan termalihkannyabatuan-batuanPaleozoikum dan Mesozoikum.Batuan-batuantersebut kemudian terlipatkan dan terpatahkan menjadi blok- blok struktural berukuran besar yang diterobos oleh intrusi granit.Lajur-lajurbatuan metamorf ini tersusun oleh strata litologi yang berbeda, baik tingkat metamorfismenya maupun intensitas deformasinya.

Gambar II.1Kerangka tektonik regional Cekungan Sumatera Tengah (modifikasi Yarmanto dkk., 1997)Cekungan Sumatera Tengah mempunyai 2 (dua) set sesar yang berarah utara - selatan dan barat laut - tenggara.Sesar-sesaryang berarah utara - selatan diperkirakan berumur Paleogen, sedangkan yang berarah barat laut - tenggara diperkirakan berumur Neogen Akhir. Kedua set sesar tersebut berulang kali diaktifkan kembali sepanjang Tersier olehgaya-gayayang bekerja (Eubank & Makki, 1981).Berdasarkan teori tektonik lempeng, tektonisme Sumatera zaman Neogen dikontrol oleh bertemunya Lempeng Samudera Hindia dengan Lempeng Benua Asia. Batas lempeng ditandai oleh adanya zona subduksi di Sumatera - Jawa.11

Struktur-strukturdi Sumatera membentuk sudut yang besar terhadap vektor konvergen, maka terbentuklahdextral wrench faultyang meluas ke arah barat laut sepanjang busur vulkanik Sumatera yang berasosiasi dengan zona subduksi (Yarmanto & Aulia, 1988). Heidrick dan Aulia (1993), membahas secara terperinci tentang perkembangan tektonik di Cekungan Sumatera Tengah dengan membaginya menjadi 4 (empat) episode deformasi tektonik utama, yaitu F0, F1, F2 dan F3. FI (fase 1) berlangsung pada Eosen - Oligosen, F2 (fase 2) berlangsung pada Miosen Awal - Miosen Tengah, dan F3 (fase 3) berlangsung pada Miosen Tengah - Resen. Fase sebelum F1 disebut sebagai fase 0 (F0) yang berlangsung pada Pra Tersier (Gambar II.2).

Gambar II.2Perkembangan tektonostratigrafi Tersier, Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick & Aulia, 1993)

1. Episode F0 (Pre-Tertiary)

Batuan dasar Pra Tersier di Cekungan Sumatra Tengah terdiri dari lempeng-lempeng benua dan samudera yang berbentuk mozaik. Orientasi struktur pada batuan dasar memberikan efek pada lapisan sedimen Tersier yang menumpang di atasnya dan kemudian mengontrol arah tarikan dan pengaktifan ulang yang terjadi kemudian. Pola struktur tersebut disebut debagai elemen struktur F0. Ada 2 (dua) struktur utama pada batuan dasar. Pertama kelurusan utara-selatan yang merupakan sesar geser (Transform/Wrench Tectonic) berumur Karbon dan mengalami reaktifisasi selama Permo-Trias, Jura, Kapur dan Tersier. Tinggian-tinggian yang terbentuk pada fase ini adalah Tinggian Mutiara, Kampar, Napuh, Kubu, Pinang dan Ujung Pandang. Tinggian-tinggian tersebut menjadi batas yang penting pada pengendapan sedimen selanjutnya.

2. Episode F1 (26 - 50 Ma)

Episode F1 berlangsung pada kala Eosen-Oligosen disebut juga Rift Phase. Pada F1 terjadi deformasi akibat Rifting dengan arah Strike timur laut, diikuti oleh reaktifisasi struktur-struktur tua. Akibat tumbukan Lempeng Samudera Hindia terhadap Lempeng Benua Asia pada 45 Ma terbentuklah suatu sistem rekahan Transtensional yang memanjang ke arah selatan dari Cina bagian selatan ke Thailand dan ke Malaysia hingga Sumatra dan Kalimantan Selatan (Heidrick & Aulia, 1993). Perekahan ini membentuk serangkaian Horst dan Graben di Cekungan Sumatra Tengah. Horst-Graben ini kemudian menjadi danau tempat diendapkannya sedimen-sedimen Kelompok Pematang. Pada akhir F1 terjadi peralihan dari perekahan menjadi penurunan cekungan ditandai oleh pembalikan struktur yang lemah, denudasi dan pembentukan daratan Peneplain. Hasil dari erosi tersebut berupa paleosol yang diendapkan di atas Formasi Upper Red Bed.

3. Episode F2 (13 26 Ma)

Episode F2 berlangsung pada kala Miosen Awal-Miosen Tengah. Pada kala Miosen Awal terjadi fase amblesan (sag phase), diikuti oleh pembentukan Dextral Wrench Fault secara regional dan pembentukan Transtensional Fracture Zone. Pada struktur tua yang berarah utara-selatan terjadi Release, sehingga terbentuk Listric Fault, Normal Fault, Graben, dan Half Graben. Struktur yang terbentuk berarah relatif barat laut-tenggara. Pada episode F2, Cekungan Sumatra Tengah mengalami transgresi dan sedimen-sedimen dari Kelompok Sihapas diendapkan.

4. Episode F3 (13Recent)

Episode F3 berlangsung pada kala Miosen Tengah-Resen disebut juga Barisan Compressional Phase. Pada episode F3 terjadi pembalikan struktur akibat gaya kompresi menghasilkan reverse dan Thrust Fault di sepanjang jalur Wrench Fault yang terbentuk sebelumnya. Proses kompresi ini terjadi bersamaan dengan pembentukan Dextral Wrench Fault di sepanjang Bukit Barisan. Struktur yang terbentuk umumnya berarah barat laut-tenggara. Pada episode F3 Cekungan Sumatra Tengah mengalami regresi dan sedimen-sedimen-sedimen Formasi Petani diendapkan, diikuti pengendapan sedimen-sedimen Formasi Minas secara tidak selaras.

Gambar 2. Perkembangan tektonik Cekungan Sumatra Tengah pada fase F2 dan F3 (Heidrick dan Turlington, 1994

Gambar 3. Peta Struktur Top Basement Cekungan Sumatra Tengah(Heidrick & Aulia, 1993)

STRATIGRAFI REGIONAL CENTRAL SUMATRA BASIN

Gambar II.3 Stratigrafi Tersier Cekungan Sumatera Tengah(Heidrick & Aulia, 1996)

II.2 Stratigrafi RegionalStratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah tersusun dari beberapa unit formasi dan kelompok batuan dari yang tua ke yang muda, yaitu batuan dasar (basement), Kelompok Pematang, Kelompok Sihapas, Formasi Telisa, Formasi Petani dan Formasi Minas (Eubank dan Makki, 1981; Heidrick dan Aulia, 1996) (Gambar II.3).II.2.1 Batuan Dasar (Basement)

Batuan dasar(basement)berumur Pra Tersier berfungsi sebagai landasan Cekungan Sumatera Tengah. Eubank dan Makki (1981) serta Heidrick dan13Aulia (1996) menyebutkan bahwa batuan dasar Cekungan Sumatera Tengah terdiri dari batuan berumur Mesozoikum dan batuan metamorf karbonat berumur Paleozoikum - Mesozoikum. Batuan tersebut dari timur ke barat terbagi dalam 3 (tiga) satuan litologi, yaituMallaca Terrane, Mutus Assemblage,danGreywacke Terrane.Mallaca Terranedisebut jugaQuartzite Terrane,litologinya terdiri dari kuarsit, argilit, batugamping kristalin serta intrusi pluton granodioritik dan granitik yang berumur Jura. Kelompok ini dijumpai padacoastal plain,yaitu pada bagian timur dan timur laut Cekungan Sumatera Tengah.Mutus Assemblageatau Kelompok Mutus merupakan zona sutura yang memisahkan antaraMallaca TerranedanGreywacke Terrane.Kelompok Mutus ini terletak di sebelah barat dayacoastal plain.Litologinya terdiri dari baturijang radiolaria,meta-argilit,serpih merah, lapisan tipis batugamping dan batuan beku basalt serta sedimen laut dalam lainnya.Greywacke Terranedisebut jugaDeep Water Mutus Assemblage.Kelompok ini tersusun oleh litologigreywacke, pebbly mudstonedan kuarsit. Kelompok ini terletak di bagian barat dan barat daya Kelompok Mutus yang dapat dikorelasikan denganpebbly mudstoneFormasi Bahorok (Kelompok Tapanuli) yang berumur Perm - Karbon.

II.2.2 Kelompok Pematang(Pematang Group)Kelompok Pematang merupakan lapisan sedimen tertua berumur Eosen - Oligosen yang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar. Sedimen Kelompok Pematang disebut sebagaisyn rift deposits.Kelompok ini diendapkan pada lingkungan fluvial dan danau dengan sedimen yang berasal dari tinggian sekelilingnya. Pada lingkungan fluvial litologinya terdiri dari konglomerat, batupasir kasar, dan batulempung aneka warna. Sedangkan pada lingkungan danau litologinya terdiri dari batulempung dan batupasir halus berselingan dengan serpih danau yang kaya material organik. Serpih organik dari Kelompok Pematang merupakan batuan induk(source rock)bagi hidrokarbon yang ada di Cekungan Sumatera Tengah Kelompok ini tersusun oleh FormasiLower Red Bed,FormasiBrown Shale,dan FormasiUpper Red Bed.Formasi Lower Red Bedtersusun atas litologi batulumpur(mudstone),batulanau, batupasir, dan sedikit konglomerat. Formasi ini diendapkan pada lingkungan darat dengan sistem pengendapan kipas alluvial dan berubah secara lateral menjadi lingkungan fluviatil dan lakustrin. FormasiBrown Shalemenumpang di atasLower Red Bednamun di beberapa tempat menunjukkan adanya kesamaan lingkungan pengendapan secara lateral. Litologi penyusunnya terdiri dari serpih berlaminasi baik, kaya akan material organik, berwarna cokelat sampai hitam mengindikasikan lingkungan pengendapan dengan kondisi air tenang seperti lakustrin. Pada bagian cekungan yang lebih dalam dijumpai perselingan batupasir yang diperkirakan diendapkan oleh mekanisme arus turbidit. FormasiUpper Red Beddi beberapa tempat dijumpai ekuivalen secara lateral dengan FormasiBrown Shaledan di tempat lain menunjukkan menumpang di atasnya. Litologinya terdiri atas serpih, batubara, dan sedikit batupasir yang diendapkan pada lingkungan lakustrin.

II.2.3 Kelompok Sihapas(Sihapas Group)

Kelompok Sihapas diendapkan di atas Kelompok Pematang, merupakan suatu seri sedimen pada saat aktifitas tektonik mulai berkurang, terjadi selama Oligosen Akhir sampai Miosen Tengah. Kompresi yang terjadi bersifat setempat yang ditandai dengan pembentukan sesar dan lipatan pada tahap inversi yang terjadi bersamaan dengan penurunan muka air laut global. Proses geologi yang terjadi pada saat itu adalah pembentukan morfologi hampir rata(peneplain)yang terjadi pada Kelompok Pematang danbasementyang tersingkap. Periode ini diikuti oleh terjadinyasubsidenkembali dan transgresi ke dalam cekungan tersebut. Kelompok Sihapas ini terdiri dari Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan Formasi Duri.

Formasi Menggala merupakan bagian terbawah dari Kelompok Sihapas yang berhubungan secara tidak selaras dengan Kelompok Pematang yang dicirikan oleh kontak berupa hiatus. Litologinya tersusun atas batupasir konglomeratanberselang-selingdengan batupasir halus sampai sedang. Diendapkan pada saat Miosen Awal pada lingkunganfluvial channeldengan ketebalan pada tengah cekungan sekitar 900 kaki, sedangkan pada daerah yang tinggi ketebalannya tidak lebih dari 300 kaki. Sedimen klastik diendapkan padafluvial braided streamdan secara lateral berubah menjadimarine deltaicke arah utara.Formasi Menggalaonlapterhadapbasementdan struktur yang dihasilkan oleh inversi Oligosen dan jarang dijumpai pengendapan di atas tinggian. Formasi ini berubah secara lateral dan vertikal ke arah barat menjadimarine shaleyang termasuk Formasi Bangko dan menjadi lingkungan transisi dan laut terbuka ke arah timur yang merupakan Formasi Bekasap. Batupasir formasi ini merupakan reservoir yang penting pada Cekungan Sumatera Tengah. Formasi Menggala diperkirakan berumur N4 atau Miosen Awal.Formasi Bangko berumur awal N5 atau sekitar Miosen Awal. Diendapkan secara selaras di atas Formasi Menggala. Litologinya tersusun atas batulempung yang diendapkan pada lingkungan laut terbuka(open marine shelf)mulai dari lingkungan paparan(shelf)sampaidelta plaindan batulempung karbonatan yang berselingan dengan batupasir lanauan dan berubah secara lateral menjadi batugamping pada daerah yang sedikit menerima suplai material klastik. Pengaruh lingkungan laut menyebabkan pengendapan foraminifera yang berfungsi sebagai penunjuk umur formasi ini yaitu Miosen Awal. Ketebalan formasi ini mencapai 300 kaki. Formasi ini merupakan batuan tudung(seal)bagi batupasir yang ada di bawahnya.Formasi Bekasap disusun oleh litologi batupasir glaukonit halus sampai kasar, struktur sedimen masif,berselang-selingdengan serpih tipis, dan diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko. Kadang kala dijumpai lapisan tipis batubara dan batugamping. Formasi ini diendapkan pada Miosen Awal di lingkungandelta plaindandelta frontatau laut dangkal. Ketebalan formasi ini mencapai 1300 kaki. Batupasir Formasi Bekasap adalah sedimen yang secaradiacronousmenutup Cekungan Sumatera Tengah yang pada akhirnya menutup semua tinggian yang terbentuk sebelumnya. Formasi ini diperkirakan mempunyai kisaran umur akhir N5 sampai N8.Formasi Duri yang diperkirakan berumur N7 N9 ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Bekasap dan merupakan bagian teratas dari Kelompok Sihapas. Di beberapa tempat Formasi Duri mempunyai umur yang sama dengan Formasi Bekasap. Litologinya tersusun atas suatu seri batupasir yang terbentuk pada lingkunganinner neritic - deltaicdi bagian utara dan tengah cekungan. Seri tersebut dicirikan oleh batupasir berbutir halus sampai sedang yang secara lateral menjadi batupasir laut dalam dari Formasi Telisa. Formasi ini berumur Miosen Tengah dengan ketebalan mencapai 900 kaki.II.2.4 Formasi Telisa

Formasi Telisa berumur Miosen Awal - Miosen Tengah (N7 N10). Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko, memiliki hubungan menjari dengan Formasi Bekasap di sebelah barat daya dan menjari dengan Formasi Duri di sebelah timur laut (Yarmanto & Aulia, 1998). Litologinya tersusun oleh suksesi batuan sedimen yang didominasi oleh serpih dengan sisipan batu lanau yang bersifat gampingan, berwarna abu kecoklatan dan terkadang dijumpai batugamping. Lingkungan pengendapannya berupamiddle neriticsampaiupper bathyal(Dawsonet. al., 1997). Ketebalan formasi ini mencapai 1600 kaki. Formasi ini dikenal sebagai batuan tudung dari reservoar Kelompok Sihapas di Cekungan Sumatera Tengah.II.2.5 Formasi Petani

Formasi Petani berumur Miosen Tengah hingga Pliosen. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Telisa dan Kelompok Sihapas. Formasi ini berisi sikuen monotonshale - mudstonedan berisi interkalasi batupasir minor dan lanau yang ke arah atas menunjukkan pendangkalan.Lingkungan pengendapan berubah dari laut pada bagian bawah menjadi daerah delta pada bagian atasnya.Formasi Petani merupakan awal dari fase regresif yang menunjukkan akhir periode panjang transgresif di Cekungan Sumatera Tengah. Formasi ini diendapkan mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai dan ke atas sampai lingkungan delta yang menunjukkan regresi laut. Litologinya terdiri dari batupasir, batulempung, batupasir glaukonitan, dan batugamping yang dijumpai pada bagian bawah, sedangkan batubara banyak dijumpai di bagian atas dan terjadi pada saat pengaruh laut semakin berkurang. Komposisi dominan batupasir adalah kuarsa, berbutir halus sampai kasar, umumnya tipis dan mengandung sedikit lempung yang secara umum mengkasar ke atas.II.2.6 Formasi MinasFormasi Minas merupakan endapan Kuarter yang diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Petani. Disusun oleh pasir dan kerikil, pasir kuarsa lepas berukuran halus sampai sedang serta limonit berwarna kuning. Formasi ini berumur Plistosen dan diendapkan pada lingkungan fluvial - alluvial. Pengendapan yang terus berlanjut sampai sekarang menghasilkan endapan alluvium yang berupa campuran kerikil, pasir dan lempung.

Petroleum System Sumatera Tengah

Source RockSumber utama akumulasi minyak di cekungan Sumatera Tengah adalah serpihan lakustrin dari Formasi Kelompok serpih Pematang/Kelesa. Unit-unit sumber ini merupakan lapisan tertekan terhadap sebuah rangkaian graben rift berumur paleogen dengan sumber utama tak lebih dari trend arah utara-selatan. Distribusi lapisan batuan sumber sampai graben ini sangat dipengaruhi oleh morfologi struktur, gelombang sedimen, posisi graben dan lakustrin yang terhubung dengan variasi fasies. Meskipun batuan sumber paling baik berasosiasi dengan fasies lakustrin energi rendah, unit sumber lakustrin dangkal juga terbentuk. Vairasi faises sampai unit-unit sumber memiliki timah terhadap bermacam-macam minyak yang dikembangkan.

ReservoirPada cekungan Sumatera Tengah, reservoir terdapat pada Kelompok Sihapas dan Pematang. Baik bagian atas maupun bawah formasi Sihapas, batupasir merupakan penghasil minyak pada daerah Lalang dan Mengkapan, namun hanya batupasir bagian bawah Formasi Sihapas yang sesuai dengan ilmu pengetahuan saat ini, menjadi cukup tebal dan berkelanjutan untuk menyediakan aspek komersil yang sangat penting. Reservoir Sihapas bagian bawah umumnya bersih, batupasir berkuarsa, mengandung sedikit glaukonit, lempung detrital, feldspar dan fragmen batuan. Porositas secara umum baik dengan rata-rata 25% pada daerah Lalang dan agak sedikit di daerah Mengkapan bagian dalam.

Seal Sebuah penutup untuk mengidentifikasikan rangkaian reservoir adalah interbedded batulanau dan batulempung yang terlihat sampai masing-masing formasi. Sebelumnya belum terlihat tanda-tanda adanya minyak atau resapan gas, jika ada dapat mengindikasikan baik kurang dan terobosan penutup cekungan Sumatera Tengah. Secara regional, serpih di atas Formasi Telisa menyediakan penutup atas untuk akumulasi minyak sampai pasri Kelompok Sihapas. Hasil dari sumur Lalang adalah serpih pada kelompok Sihapas biasanya tidak efektif sebagai penutup intraformasi.

MigrasiMigrasi terjadi sepanjang retakan, sesar dan ketidakselarasan. Susunan keseluruhan struktur graben telah ditunjukkan oleh arah migrasi, baik primer maupun sekunder. Migrasi yang terjadi adalah hidrokarbon keluar dari sumber ke arah flexural hinge graben sepanjang garis tepi batas sesar.

BLOK BLOK DI CENTRAL SUMATRA

Wilayah operasi PT Chevron Pacific Indonesia secara keseluruhan mencapai 42.000 km2, mencakup 7 wilayah kontrak yang tersebar di 4 propinsi yaitu Riau, Jambi, Sumatra Utara, dan Aceh.Daerah kerja PT CPI yang pertama seluas hampir 10.000 km2dikenal dengan namaKangaroo Blockdan terletak di Kabupaten Bengkalis. Selain mengerjakan daerahnya sendiri PT CPI juga bertindak sebagai operator bagiCalastiatic/ChevrondanTopco/Texaco(C&T). Pada bulan September 1963, ditandatangani perjanjian C&T yang pertama (berdasarkan Perjanjian Karya) untuk jangka waktu 30 tahun, meliputi 4 daerah seluas 12.328 km2, dikenal dengan Blok A, B, C dan D. Setelah mendapat tambahan daerah seluas 4.300 km2, maka pada tahun 1968 sebagian Blok A, sebagian Blok D dan seluruh blok C diserahkan pada Pemerintah Republik Indonesia. Pengembalian daerah-daerah berikutnya dilakukan pada tahun 1973 dan 1978 seingga tersisa 8.314 km2.Pada bulan Agustus 1971, C&T menandatanganiPerjanjian Coastal Plains Pekanbaru Blockseluas 21.975 km2, kemudian bulan Januari 1975, menandatanganiPerjanjian Mountain Front Kuantan Blockseluas 6.865 km2. Setelah dilakukan pengembalian beberapa bagian daerah kerja secara bertahap, sekarangCoastal PlainsPekanbaru tinggal 9.996 km2. Antara tahun 1979-1991, C&T menandatangani lima perjanjian lagi, yaitu:

1. Perjanjian Patungan (joint venture) dengan Pertamina (Jambi Selatan Blok B) pada tahun 1979 seluas 5.826 km2, sudah dikembalikan seluruhnya tahun 1988.2. KPS Singkarak Block pada tahun 1981 seluas 7.163 km2di Sumatera Barat, telah dikembalikan seluruhnya pada Juni 1984.3. KPS Langsa Block seluas 7.080 km2pada tahun 1981 di Selat Malaka di lepas Pantai Sumatera Utara dan Daerah Istimewa Aceh, juga telah dikembalikan seluruhnya pada Mei 1986.4. KPS Nias Block seluas 16.116 km2pada tahun 1991.5. Perpanjangan Kontrak Karya ke dalam bentuk KPS untuk Siak Block seluas 8.314 km2,berlaku 20 tahun sejak 28 November 1993.

Gambar 2.1Peta daerah operasi PT CPIsecara keseluruhanBerdasarkan luas operasi dan kondisi geografis yang ada serta pertimbangan efisiensi dalam operasi,makaPT Chevron Pacific Indonesia membagi daerahnya menjadi 5 (lima) distrik yaitu:1. Distrik Jakarta, merupakan kantor pusat untuk memudahkan hubungan dengan pemerintah pusat.2. Distrik Rumbai, merupakan pusat administrasi untuk wilayah Sumatra.3. Distrik Minas, merupakan daerah operasi produksi minyak jenisSumatera Light Crude(SLC).4. Distrik Duri, merupakan operasi produksi minyak jenisHeavy Crude / Duri Crude(DC) dengan system steam flooding.5. Distruk Dumai merupakan lokasi penampungan, pelabuhan, dan pengapalan crude oil.

Gambar 2.2 wilayah operasi PT Chevron Pacific Indonesia di Riau

Minyak Sumatera Light Crude(SLC) digemari oleh negara-negara industri karena mempunyai kadar belerang yang rendah dimana produksi kumulatif dari lapangan minyak Minas dari tahun 1969 hingga akhir tahun 1990 mencapai 3 milyar barrel.Lapangan Minyak DuriLapangan minyak duri merupakan lapangan minyak terbesar di Indonesia.Lapangan minyak Duri ditemukan pada tahun 1941. Lapangan minyak Duri menghasilkan jenis minyak yang berbeda denganladang-ladang minyak lain yang ada di PT CPI, dengan kondisi alamiah yang sangat kental. Lapangan minyak Duri mulai dioperasikan secara konvensional pada tahun 1958, walaupun secara perhitungan hanya dapat menghasilkan 7,5% dari seluruh cadangan minyak yang ada. Hal ini ditandai dengan selesainya pembangunan saluran pipa minyak ke Dumai dengan diameter 36 inci dandermaga minyak pelabuhan Dumai yang pertama dioperasikan.Lapangan minyak ini mencapai puncak produksi pada tahun 1965 dengan produksi 65.000 barel/hari dengan produksi secara konvensional. Karena digunakan secara besar-besaran dan waktu produksi lama, secara berangsur-angsur terjadi penurunan produksi sebesar 13% setiap tahun. Untuk mengantisipasi masalah ini, PT CPI menerapkan metodeEnhanced Oil Recovery(EOR). Uji coba terhadap sebuah sumur minyak dengan menggunakan teknologi EOR, yaitu dengan injeksi air, pertama kali diterapkan pada tahun 1963. Penerapan teknologi ini dapat meningkatkan perolehan minyak, namun secara ekonomis kurang menguntungkan karena hanya memberikan kenaikan sebesar 16%.Berdasarkan masalah tersebut PT CPI terus meningkatkan cara penambangan, salah satunya dengan penerapan sistem injeksi uap dengan teknologiHuff and Puffyang diterapkan olehTexaco. Sebagai studi perbandingan,Chevronmelakukan uji coba injeksi soda caustic. Hasilnya menunjukkan bahwa injeksi soda caustic tidak memberikan peningkatan yang berarti. Setelah diuji coba dengan sistem injeksi uap didapatkan peningkatan yang sangat besar, sebesar 55%. Hal ini dapat dianalisa secara global, yakni kekentalan minyak di Duri sangat tinggi, sehingga dapat menimbulkan pembekuan pada lorong-lorong atau celah-celah yang mengakibatkan terperangkapnya minyak tersebut. Kemudian temperatur minyak di dalam sumur-sumur akan mengalami penurunan dan dapat menimbulkan pembekuan cairan minyak mentah tersebut. Pada tahun 1981 PT CPI mulai menerapkan sistem injeksi uap dengan pembangunan area I yang mulai digunakan pada tahun 1988. Pada tahun 1989 produksi minyak mentah mencapai 130.000 barel/hari.Minyak Duri (Duri Crude) memiliki kadar lilin serta belerang yang tinggi dan mudah membeku, sehingga biasanya pipa pengiriman minyak Duri menggunakan sect heated pipe agar minyak Duri tidak membeku.Kegiatan OperasiPT CPI memiliki kegiatan operasi yang terdiri atas kegiatan eksplorasi dan kegiatan produksi. Berikut uraian mengenai kegiatan operasi dan produk yang dimiliki oleh PT CPI.Kegiatan EksplorasiSetelah hak eksplorasi diperoleh NPPM pada tahun 1953, kegiatan seismik secara intensif di Riau dilaksanakan, dimulai dengan daerah-daerah sepanjang aliran sungai Rokan. Berdasarkan penyelidikan geologis pada tahun 1936 dan 1937, semakin diyakini bahwa cadangan minyak yang potensial terdapat di wilayah yang lebih ke selatan. Atas dasar itu, atas permintaan Chevron, daerah kerjanya diubah sehingga berbentuk seperti sekarang yaitu bentuk seekor kangguru menghadap ke barat.Pekerjaan eksplorasi yang pertama mencakup penelitian geologis beserta pengeboran sumur, dan penelitian seismik. Penelitian seismik dilakukan tahun 1937-1941 dengan cara pengeboran pada lokasi-lokasi yang terpencar-pencar dangan kedalaman seluruhnya 26.208 ft (7.862,4 m).Pada tahun 1938 dimulai pengeboran eksplorasi di Kubu, namun tidak terdapat indikasi adanya minyak. Tahun 1938-1944 sembilan sumur eksplorasi berhasil diselesaikan dengan temuan di tiga tempat, yakni gas di Sebanga, serta minyak di Duri dan Minas. Temuan gas di Sebanga merupakan tonggak sejarah terpenting bagi eksplorasi perminyakan di bagian Tengah Pulau Sumatera, sehingga meningkatkan kegiatan eksplorasi di wilayah yang baru ini.Setelah Perang Dunia II, di samping mengembangkan temuannya di Minas, PT CPI melanjutkan program eksplorasinya. Enam sumur pengembangan berhasil diselesaikan pada waktu itu. Penelitian geologis dan pemetaan-pemetaan dimulai di seluruh daerah kerja pada tahun 1951, disusul dengan pengeboran eksplorasi dan penelitian geofisika pada tahun 1955.Pada tahun 1968 PT CPI memanfaatkan helikopter untuk mendukung kegiatan pengeboran seismikdan eksplorasi yang berhasil mengurangi secara drastis hambatan yang dihadapi dalam penyediaansupplyangkutan tenaga kerja untuk penelitian geofisis.Sumur-sumur yang dibor sejak tahun 1968 menghasilkan banyak temuan baru. Sampai tahun 1990 pengeboran eksplorasi telah menghasilkan 119 temuan (minyak atau gas). Temuan utama yang terjadi sejak tahun 1989 adalah Lapangan Rintis dan Jingga di daerahKPS Mountain Front-Kuantanyang menjadi daerah-daerah produksi baru sekaligus meningkatkan kegiatan eksplorasi di daerah sekitarnya.Hingga kini, PT CPI telah memiliki lebih dari 70.000 km2data seismik, 56.000 km2diantaranya dari daerah Riau Daratan. Kegiatan operasi pencarian ladang minyak baru sudah tidak lagi gencar dilakukan. Kegiatan yang terus dilakukan adalah meningkatkan produksi minyak dari sumur-sumur produksi yang telah ada(enhanced oil recovery).Kegiatan ProduksiSetelah 17 tahun berproduksi, pada tanggal 4 Mei 1969 Lapangan Minas mencapai jumlah produksi akumulatif satu miliar barel yang pertama, dan menjadi lapangan raksasa pertama di Asia di sebelah timur Iran dan ke-22 di dunia. Hingga akhir tahun 1990, produksi akumulatif lapangan Minas telah melebihi tiga miliar barel. MinasCrude Oildigemari oleh negara-negara industri karena kadar belerangnya sangat rendah.Selama tahun 1951-1965, meskipun pengeboran eksplorasi menghasilkan 7 temuan, namun yang berproduksi hanya lapangan Minas dan Duri karena iklim politik RI pada saat itu tidak mendukung penanaman modal. Ada beberapa cara yang dilakukan untuk meningkatkan produksi minyak yang cenderung terus menurun, diantarnya yang dilkakukan adalah:Injeksi air yang dilakukan di distrik BekasapInjeksi air panas yang dilakukan di distrik Minas dan ZamrudInjeksi uap air yang dilakukan di distrik DuriTeknologi injeksi uap (steam flooding) mulai diterapkan pada tahun 1981 di Lapangan Duri sebagai usaha peningkatan produksi minyak bumi yang mempunyai viskositas tinggi. Kegiatan proyek yang dikenal dengan namaDuri Steam Flood(DSF) ini terus berlangsung dan merupakan proyek injeksi uap terbesar di dunia. Kini di Area III dan IV tengah berlangsung sistem produksi injeksi dengan pola tujuh titik (seven spot pattern) di mana satu sumur injeksi dikelilingi oleh enam sumur produksi yang mana jika telah selesai akan meliputi areal seluas 6.600 Ha. Daerah ini akan dikembangkan secara bertahap menjadi belasan area dengan luas masing-masing 100 sampai 600 Ha.Sampai tahun 1990, PT CPI telah mengebor 3.660 sumur, 3.094 sumur diantaranya dibor sejak tahun 1966. PT CPI saat itu masih menggunakan mercu bor yang dapat diangkut dengan helikopter. Pada perkembangannya, dengan dukungan infrastruktur angkutan darat yang sudah banyak dibangun, menara bor model angkut darat dipakai untuk pengeboran-pengeboran eksplorasi dan pengembangan. Setiap tahun dapat diselesaikan kira-kira 215 hingga 525 sumur eksplorasi dan pengembangan. Hingga akhir tahun 1990, jumlah produksi PT CPI sejak tahun 1952 telah mencapai lebih dari tujuh miliar barel, berasal dari 3.237 sumur yang tersebar di 96 lapangan.Program penyuntikan air (water flooding) di Lapangan Minas dimulai tahun 1970. Air yang tersedot waktu pemompaan minyak disuntikkan kembali ke dalam tanah sebanyak tiga juta barel sehari. Proses injeksi air lainnya dilaksanakan di Lapangan Kotabatak sejak tahun 1974 dengan penyuntikan rata-rata 32.000 barel sehari.Sementara itu, terus dikembangkanEnhanced Oil Recovery(EOR) yang lain untuk memungkinkan pengambilan cadangan minyak yang tidak bisa diambil dengan metode primer, memperbaiki faktor perolehan, serta untuk menahan merosotnya laju produksi lapangan-lapangan yang mulai menua.Menyusul keberhasilan proyek perintis di 8 Lapangan Duri, pada tahun 1981 dimulai penerapan penyuntikan uap panas di seluruh lapangan Duri. Penyuntikan uap di area 1 kira-kira seluas 1.157 hektar sejak April 1985, di area 2 seluas 247 hektar sejak 1986, di area 3 seluas 1.457 hektar pada tahun 1987 dan pembangunan sarana produksi di area 4 dengan luas 1.140 hektar. Pada tanggal 3 Maret 1990 diresmikan proyek Injeksi Uap (Steam Injection) Duri yang merupakan proyek injeksi uap terbesar di dunia.ProdukMinyak mentah yang diproduksi oleh PT. CPI terdiri atas dua jenis, yaitu:a.Sumatran Light Crude OilSumatran Light Crude Oilmempunyai kadar belerang yang rendah, API yang tinggi sehingga lebih encer.b.Heavy Crude OilatauDuri Crude OilJenis minyak mentah ini hanya terdapat di lapangan minyak Duri yang memiliki API rendah yaitu < 20.Adapun produk lain yang dihasilkan, yaitu :a.GasGas yang dihasilkan tidak untuk dijual, tapi digunakan sebagai bahan bakar pembangkit listrik (PLTG) untuk memenuhi kebutuhan sendiri, danb.AirAir yang dihasilkan diolah dan digunakan untuk dijadikan steam untuk diinjeksikan pada sumur injeksi, ataupun sebagai umpan dalam proses pemisahan, dan juga untuk melalukan proses pencucian peralatan atau tangki-tangki yang digunakan.

Nama : Faris Ahad SNIM : 111 120 061Plug : 2Page 17