Sumur Eksplorasi X-1: Resistivitas Rendah, Pay atau Bukan?

Jawaban: ya, tetapi tidak boleh diverifikasi dengan Archie mentah.

Hitung Archie untuk menunjukkan masalahnya: dengan a=1, m=n=2, Rw=0,03, phi=0,22, Rt=2,15 ohm.m maka F = 1/0,22^2 = 20,7; Ro = 0,62 ohm.m; Sw = (0,62/2,15)^0,5 = 0,54. Angka ini di atas cutoff 50% dan akan menolak zona yang justru menghasilkan 96% minyak pada DST.

Mekanisme yang masuk akal:

• Laminated/thin-bed sand-shale: lamina shale konduktif di bawah resolusi tool menarik Rt rata-rata ke bawah; pasir bersihnya tetap Sw rendah.
• Rw sangat rendah (0,03 ohm.m): kontras pay versus shale terkompresi (2,15 vs 2,0 ohm.m) sehingga diskriminasi log berbasis resistivitas hampir hilang.
• Kemungkinan tambahan: clay-bound water/mikroporositas (NMR FFI hanya 8% bulk volume) dan mineral konduktif.

Validasi silang yang harus dinyatakan:

1. Dean-Stark Sw 38% versus Archie 54% - selisih ini adalah tanda khas shaly sand; gunakan model Simandoux/dual-water dengan Qv dari CEC, atau persamaan Indonesia.
2. NMR memisahkan clay-bound water dari free fluid; FFI konsisten dengan hidrokarbon movable.
3. DST water cut 4% adalah bukti langsung; tetapi 6 jam belum stabil, jadi jangan jadikan satu-satunya dasar.

Kesimpulan: zona dapat diterima sebagai pay provisional dengan rentang Sw 38–45%, dan ketidakpastian harus dibawa eksplisit ke appraisal, bukan diratakan menjadi satu angka Sw.

Perhitungan (metrik): OOIP = A x h_net x phi x (1 - Sw) / Bo

• A = 12 x 10^6 m2
• h_net = 14 m (bukan 40 m; 40 m adalah gross = 14/0,35)
• phi = 0,22; Sw = 0,38; Bo = 1,15

OOIP = 12e6 x 14 x 0,22 x 0,62 / 1,15 = 1,99 x 10^7 m3 = 125 MMbbl (x6,2898). Recoverable dengan RF 25% = 31 MMbbl. Jika memakai skema US$62/bbl dan OPEX US$12/bbl, nilai resource kasar sekitar US$1,5 miliar kotor - cukup material untuk satu sumur appraisal.

Tiga ketidakpastian utama dan arah bias:

1. Area (12 km2 dari amplitudo seismik) - dengan satu sumur, DHI bisa berasal dari gas fizz atau saturasi rendah; bias hampir selalu ke atas. Rentang wajar 6–16 km2.
2. N/G 0,35 dari log pada reservoar thin-bed: volume lempung dari log tunggal cenderung melebihkan pasir, dan net yang dihitung 14 m bisa turun menjadi 9–11 m setelah cut-off volum lempung dan Sw yang lebih ketat. Bias ke atas.
3. RF 25% tanpa SCAL dan tanpa relative permeability - pada lapisan tipis dengan kemungkinan water coning, RF 15–20% lebih realistis. Bias ke atas.

Sajikan sebagai rentang, misalnya P90/P50/P10 = 55/125/200 MMbbl, dengan P50 memakai Sw 0,42, N/G 0,30, dan RF 20%. Angka tunggal 125 MMbbl tidak boleh masuk dokumen keputusan tanpa rentang.

Desain sumur appraisal (step-out 3–4 km ke arah flank/down-dip):

• Lokasi dipilih untuk menemukan kontak minyak-air dan menguji kontinuitas, bukan mengulang sumur penemuan. Ini sekaligus menguji hipotesis area dan DHI.
• Lintasan miring terkontrol agar menembus Formasi M dengan dua titik kontrol (crest dan flank) bila feasible secara biaya.

Program data wajib:

1. Core full-diameter pada seluruh interval pay: SCAL (m, n, Kr, CEC/Qv) - ini yang tidak dimiliki X-1.
2. Log suite NMR + triaxial induction atau dielectric + density-neutron, agar saturasi tidak bergantung pada Archie satu tool.
3. Formation tester (MDT): gradien tekanan untuk memastikan kontak dan kompartementalisasi, plus sampel PVT dan sampel air formasi untuk memvalidasi Rw.
4. DST/uji produksi multirate dengan buildup minimal 3 laju dan 24–72 jam, bukan 6 jam, supaya skin, PI, dan water cut stabil terukur.
5. Analisis sedimen/lamina (image log) untuk mengonfirmasi thin-bed.

Kriteria go/no-go yang disepakati sebelum bor:

• Laju stabil ≥ 500 bopd dengan water cut < 10% pada choke optimum, dan
• OOIP terkonfirmasi (P50) ≥ 80 MMbbl dengan kontinuitas terbukti dari gradien tekanan, dan
• Tidak ditemukan kontak yang membatasi kolom hidrokarbon hingga < 8 m net.

Jika salah satu gagal, rekomendasinya adalah relinquish atau tangguhkan, bukan otomatis FID.