PEMODELAN PERANGKAP GAS DAN PERHITUNGAN VOLUME GAS DI TEMPAT (IGIP) PADA AREA GTS N DAN I LAPANGAN TANGO, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR

Transkripsi

1 PEMODELAN PERANGKAP GAS DAN PERHITUNGAN VOLUME GAS DI TEMPAT (IGIP) PADA AREA GTS N DAN I LAPANGAN TANGO, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR LAPORAN TUGAS AKHIR Disusun sebagai syarat memperoleh gelar sarjana starta satu Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung Disusun oleh: CHANDRA AGENG PRIMA SAKTI NIM PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009

2 LEMBAR PENGESAHAN PEMODELAN PERANGKAP GAS DAN PERHITUNGAN VOLUME GAS DI TEMPAT (IGIP) PADA AREA GTS N DAN I LAPANGAN TANGO, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR LAPORAN TUGAS AKHIR Disusun sebagai syarat memperoleh gelar sarjana starta satu Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung Penulis, Chandra Ageng Prima Sakti NIM: Menyetujui, Dosen Pembimbing Dr. Ir. Dardji Noeradi NIP:

3 SARI Lapangan Tango terletak di daerah transisi onshore-offshore dari Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Lapangan ini memiliki sumbu antiklin berarah NE-SW dengan perangkap yang ada adalah gabungan antara homoklin (kondisi lokal sayap antiklin) dan stratigrafi. Zona Dangkal Lapangan Tango berada di kedalaman hingga 2200 m yang secara regional merupakan Formasi Kampung Baru. Berdasarkan interpretasi data log Gamma Ray berupa perselingan batupasir-batulempung dengan sisipan batubara dan batugamping, merupakan endapan channel dicirikan oleh bentuk log blocky dan lonceng, dan ditafsirkan sebagai endapan deltaic, dari delta plain hingga delta front. Pada Zona Dangkal ini diinterpretasikan terdapat kompartementalisasi reservoir batupasir tangki A, B, dan C, berdasarkan korelasi yang dilakukan dengan pendekatan sikuen stratigrafi pada 6 sumur di GTS (Gathering Testing Satellite) N dan 6 sumur di GTS I. Tangki dalam istilah ini adalah kondisi reservoir yang dibatasi oleh GWC (Gas Water Contact) yang berbeda. Perhitungan IGIP dan cadangan dilakukan dengan melakukan pembuatan peta struktur kedalaman, peta gross interval, peta net sand isopach, dan peta net pay, dengan didukung data properti reservoir, seperti porositas dan saturasi air. Perhitungan IGIP dan cadangan (reserves) pada Zona Dangkal didapatkan tangki A memiliki nilai IGIP sebesar scf dan cadangan sebesar scf, tangki B memiliki nilai IGIP sebesar scf dan cadangan sebesar scf, dan tangki C memiliki nilai IGIP sebesar scf dan cadangan sebesar scf. Kata kunci: Cekungan Kutai, IGIP, dan reserves. i

4 ABSTRACT Tango Field is located in transition zone onshore-offshore Kutai Basin, East Kalimantan. The field has NE-SW anticline axis with type of trap is collaboration between homocline (local condition of anticline limb) and stratigraphy. Shallow Zone Tango Field is located down to 2200 m, which is identified regionally as Kampung Baru Formation. Based on Gamma Ray interpretation, there were sand-shale with coal and limestone intercalation, as channel sediments, characterized by blocky and bell shape log, and identified as deltaic sediments, from delta plain to delta front. Shallow Zone is interpreted as compartmentalized sandstone reservoir tank A, B, and C, based on sequence stratigraphy correlation from 6 wells data in GTS (Gathering Testing Satellite) N and 6 wells data in GTS I. Tank is reservoir condition bordered by different GWC (Gas Water Contact). IGIP and reserves calculation can be estimated by creating depth structure maps, gross interval maps, net sand isopach maps, and net pay maps, and supported by reservoir properties, such as porosity and water saturation. IGIP and reserves calculation in Shallow Zone explained that tank A has IGIP scf and reserves scf, tank B has IGIP scf and reserves scf, dan tank C has IGIP scf and reserves scf. Keywords: Kutai Basin, IGIP, and reserves. ii

5 KATA PENGANTAR Puji syukur kepada Allah SWT, karena berkat rahmat-nya tugas akhir dengan judul Pemodelan Perangkap Gas dan Perhitungan Volume Gas di Tempat (IGIP) pada Area GTS N dan I Lapangan Tango, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur, dapat terselesaikan dengan baik. Penelitian tugas akhir ini dilakukan untuk memenuhi syarat mendapatkan gelar sarjana Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung. Pada kesempatan ini penulis juga mengucapkan terima kasih kepada: 1. Bapak Dr. Ir. Dardji Noeradi sebagai dosen pembimbing tugas akhir di Institut Teknologi Bandung, atas bimbingan, waktu, dan pengetahuan tambahan yang telah diberikan. 2. Mama, Papa, dan Dik Saras yang selalu memberikan doa dan motivasi pada penulis untuk menyelesaikan tugas akhir ini. 3. Prida Sulistyarsi (Dokter Gigi Muda), atas perhatian dan dorongan semangatnya pada penulis. 4. Marie-Pascale PERRUCHOT dan Lita Widdi Karana sebagai mentor di Total E&P Indonesie, atas bimbingan dan pelatihannya. 5. Nick Fretwell (Kepala Tunu Asset), Christian Longis (Kepala Servis G&G), dan Alan Mitchell (Kepala Tutor Geosciences), beserta seluruh karyawan Tunu Asset, Petrophysics, dan HRD Total E&P Indonesie. 6. Teman-teman satu diksar GEA angkatan 2005, teman-teman BPH HMTG GEA ITB 2008/2009, dan teman-teman GEA lainnya. 7. Dosen-dosen, karyawan, dan teman-teman satu ITB, serta semua pihak yang turut membantu dalam pelaksanaan tugas akhir ini. Kritik dan saran penulis harapkan, semoga penelitian tugas akhir ini dapat bermanfaat bagi kita semua. Bandung, Desember 2009 Penulis iii

6 DAFTAR ISI Halaman SARI i ABSTRACT ii KATA PENGANTAR iii DAFTAR ISI iv DAFTAR GAMBAR vi DAFTAR TABEL vii DAFTAR RUMUS viii DAFTAR DIAGRAM ix BAB I PENDAHULUAN 1 I.1 Latar Belakang 1 I.2 Maksud dan Tujuan 1 I.2.1 Maksud 1 I.2.2 Tujuan 2 I.3 Ruang Lingkup Penelitian 2 I.4 Metode Penelitian 3 I.4.1 Kajian Pustaka Lapangan Tango 3 I.4.2 Perhitungan Properti Reservoir 3 I.4.3 Pemodelan Perangkap Hidrokarbon 3 I.4.4 Menghitung IGIP 4 I.4.5 Penulisan Laporan 4 I.4.6 Alur Penelitian 4 BAB II GEOLOGI REGIONAL DAN LAPANGAN TANGO 6 II.1 Geologi Cekungan Kutai 6 II.1.1 Tektonik Regional Cekungan Kutai 7 II.1.2 Stratigrafi Regional Cekungan Kutai 8 II.1.3 Struktur Regional Cekungan Kutai 10 iv

7 II.2 Geologi Lapangan Tango 11 II.2.1 Struktur Geologi Lapangan Tango 12 II.2.2 Stratigrafi Lapangan Tango 13 BAB III PEMODELAN PERANGKAP HIDROKARBON 15 III.1 Perhitungan Properti Reservoir 15 III.1.1 Penentuan Reservoir dan Bukan Reservoir 16 III.1.2 Penentuan Porositas Reservoir 17 III.1.3 Penentuan Saturasi Air 20 III.1.4 Hasil Properti Reservoir 21 III.2 Korelasi dan Penentuan Interval Reservoir 23 III.2.1 Korelasi pada GTS N 23 III.2.2 Korelasi pada GTS I 27 III.3 Pemetaan Bawah Permukaan 30 III.3.1 Peta Struktur Kedalaman 30 III.3.2 Peta Gross Interval 30 III.3.3 Peta Net Sand Isopach 34 III.3.4 Peta Net Pay 34 BAB IV PERHITUNGAN IGIP/RESERVES GAS 37 IV.1 Pengertian Initial Gas In Place (IGIP) 37 IV.1.1 Faktor Bulk Volume Reservoir 38 IV.1.2 Faktor Porositas Reservoir dan Saturasi Air 39 IV.1.3 Faktor Volume 39 IV.2 Pengertian Cadangan (Reserves) 41 IV.2.1 Penentuan Faktor Recovery 42 IV.3 Perhitungan IGIP dan Cadangan Tangki A, B, dan C 44 IV.3.1 Analisis Tangki A 44 IV.3.2 Analisis Tangki B 45 IV.3.3 Analisis Tangki C 46 BAB V KESIMPULAN 48 DAFTAR PUSTAKA 49 v

8 DAFTAR GAMBAR Halaman Gambar 1.1 Peta Pengelompokan GTS di Lapangan Tango dan Lokasi Daerah Penelitian (GTS N dan I) 2 Gambar 2.1 Daerah Cekungan Kutai (Allen dan Chambers, 1998) 6 Gambar 2.2 Evolusi Cekungan Kutai (Allen dan Chamber, 1998) 7 Gambar 2.3 Stratigrafi Cekungan Kutai (Satyana et al., 1999) 9 Gambar 2.4 Struktur Cekungan Kutai (Allen dan Chamber, 1999) 10 Gambar 2.5 Lokasi Lapangan Tango (Total Internal Report) 11 Gambar 2.6 Stuktur Geologi Lapangan Tango (Total Internal Report) 12 Gambar 2.7 Stratigrafi Lapangan Tango (Total Internal Report) 14 Gambar 3.1 Alur Kerja Metode GRRES 16 Gambar 3.2 Tipe Reservoir di Lapangan Tango (Total Internal Report) 17 Gambar 3.3 Distribusi Volume Serpih dan Porositas (Moinard, 2007) 18 Gambar 3.4 Perbandingan Kedalaman dan Porositas (Moinard, 2007) 19 Gambar 3.5 Trend Salinitas Air di Lapangan Tango (Total Internal Report) 21 Gambar 3.6 Korelasi, Interval Parasikuen, dan Tangki Sasaran pada GTS N 25 Gambar 3.7 Kompartementalisasi Batupasir Tangki A dan B pada GTS N 26 Gambar 3.8 Korelasi, Interval Parasikuen, dan Tangki Sasaran pada GTS I 28 Gambar 3.9 Distribusi Batupasir Tangki C pada GTS I 29 Gambar 3.10 Peta Struktur Kedalaman pada Marker Flooding Surface di GTS N dan I 32 Gambar 3.11 Peta Gross Interval I GTS N dan Gross Interval X GTS I 33 Gambar 3.12 Peta Net Sand Isopach Tangki A, B, dan C 35 Gambar 3.13 Peta Net Pay Tangki A, B, dan C 36 Gambar 4.1 Persamaan 1/Bg (Total Internal Report) 40 vi

9 DAFTAR TABEL Halaman Tabel 3.1 Hasil Analisis Kuantitatif pada Area GTS N dan GTS I 22 Tabel 4.1 Kriteria RF untuk Lapangan Tango (Total Internal Report) 43 Tabel 4.2 Perhitungan Bulk Volume Tangki A 44 Tabel 4.3 Perhitungan Bulk Volume Tangki B 45 Table 4.4 Perhitungan Bulk Volume Tangki C 46 vii

10 DAFTAR RUMUS Halaman Rumus 3.1 Perhitungan Vshale 16 Rumus 3.2 Perhitungan Porositas 17 Rumus 3.3 Perhitungan Porositas dengan Metode GRRES 19 Rumus 3.4 Perhitungan Saturasi Air (Archie, 1942 op. cit., wikipedia.org, 2009) 20 Rumus 4.1 Perhitungan Initial Gas In Place (Tearpock dan Bischke, 1991) 37 Rumus 4.2 Perhitungan Metode Trapezoid dan Pyramid (Tearpock dan Bischke, 1991) 38 Rumus 4.3 Perhitungan Faktor Volume (Bg) (Total Internal Report) 39 Rumus 4.4 Perhitungan Reserves 42 viii

11 DAFTAR DIAGRAM Halaman Diagram 1.1 Diagram Alur Penelitian 5 ix