BAB IV ANALISIS DAN PENGOLAHAN DATA

Transkripsi

1 BAB IV ANALISIS DAN PENGOLAHAN DATA 4.1. Analisa Data Litologi dan Stratigrafi Pada sumur Terbanggi 001, data litologi (Tabel 4.1) dan stratigrafi (Tabel 4.2) yang digunakan untuk melakukan pemodelan diperoleh dari analisa hasil pemboran. Data ini memperlihatkan bahwa stratigrafi sumur Terbanggi 001 tersusun atas: 1. Basemen 2. Formasi Lahat (Lemat) 3. Formasi Talang Akar 4. Formasi Baturaja 5. Formasi Gumai 6. Formasi Air Benakat 7. Formasi Kasai Tabel 4.1 Data litologi sumur Terbanggi 001 (CST = Claystone, SST= Sandstone, LST= Limestone, CARB= Carbon, TUFF= Tuff) 27

2 Tabel 4.2 Data stratigrafi sumur Terbanggi 001 Data litologi sumur Terbanggi 002 diperoleh dari analisa sampel permukaan sedangkan untuk data kedalaman sumur yang dibutuhkan dalam masukan data diperoleh dari kolom stratigrafi umum (Gambar 4.1). Pada kolom stratigrafi memperlihatkan bahwa daerah ini tersusun atas (Tabel 4.3): 1. Basemen 2. Formasi Kikim 3. Formasi GRM - TAF 4. Formasi TRM - TAF 5. Formasi Baturaja 6. Formasi Air Benakat 7. Formasi Kasai Tabel 4.3 Data Stratigrafi sumur Terbanggi

3 Gambar 4.1 Kolom stratigrafi umum daerah Kotabumi 29

4 4.2. Analisa Umur dan Batimetri Analisa umur dan batimetri untuk sumur Terbanggi 001 diperoleh kisaran umur dan batimetri pada masing masing formasi berdasarkan dari analisa fosil yang diperoleh dari laporan pemboran berupa kurva umur dan kisaran batimetri. Sedangkan pada sumur Terbanggi 002, data diperoleh dari hasil analisis biostratigrafi sampel lapangan. Gambar 4.2 Kurva Umur Kedalaman Gambar 4.3 Kurva Batimetri - Kedalaman Sumur Terbanggi 001 Sumur Terbanggi

5 TRM - TAF TRM - TAF GRM - GRM - Gambar 4.4 Kurva Umur - Kedalaman Gambar 4.5 Kurva Batimetri - Kedalaman Sumur Terbanggi 002 Sumur Terbanggi 002 Dari hasil analisa kedua sumur menunjukkan perbedaan pola kurva antara sumur Terbanggi 001 dengan sumur Terbanggi 002. Perbedaan kemungkinan terjadi karena adanya perbedaan sub cekungan tempat kedua sampel tersebut dianalisa Analisa Kurva Porositas, Kurva Kompaksi dan Ketebalan Tererosi Data porositas diambil dari kurva log sonik sedangkan batas formasi, umur dan jenis litologi diperoleh dari laporan pemboran. Data porositas dari kurva log porositas sonik diolah mengunakan program Compaction for widows sehingga akan diperoleh nilai porositas untuk detritus halus (gambar 4.6). Konversi nilai data dari log sonik menjadi nilai porositas menggunakan persamaan Raiga Clemencaeau (Issler, 1992). 31

6 φ = t 1 t ma log 1/ x φ Δtma Δtf Δtlog x = Porosity = matrix transit time = fluid transit time (189 ms/ft for fresh water) = log transit time = Acoustic formation factor SEGMEN A SEGMEN B Gambar 4.6 Kurva Porositas 32

7 Hasil dari pengolahan kurva porositas dilakukan koreksi untuk memperoleh garis regresi linier yang lebih sesuai dengan menggunakan program Excell (gambar 4.7 dan 4.8). Pembagian segmen berdasarkan adanya tren nilai regresi yang berubah pada kedalaman 1369 m pada batas Formasi Talangakar dengan Formasi Lahat. Kurva porositas terkoreksi tadi digunakan untuk mendapatkan persamaan kompaksi linier yang selanjutnya akan dirubah dalam persamaan kompaksi karena kurva kompaksi PowerLaw merupakan model kurva yang paling mendekati dengan model kurva kompaksi untuk cekungan di Indonesia (Gambar 4.10 dan 4.11). Persamaan yang digunakan untuk memperoleh kurva PowerLaw adalah φ z Z φ z 1 = Porositas pada kedalaman Z = Kedalaman = A + b Z b 2 A,b = Konstanta Menurut van Hinte (1978), ketebalan masing masing lapisan merupakan fungsi dari porositas sedangkan porositas adalah fungsi dari dari pemendaman. Sehingga penurunan nilai porositas akan mengikuti suatu model kurva tertentu salah satunya adalah kurva PowerLaw. Gambar 4.7 Kurva porositas dengan Excell untuk segmen A 33

8 Gambar 4.8 Kurva porositas dengan program Excell untuk segmen B Menurut Issler (1992), terjadi perubahan kemiringan kurva pada kedalaman 500 m. Dari hasil perhitungan tersebut akan diperoleh nilai regresi liniernya yang digunakan untuk menentukan erosi yang terjadi dan ketebalan dari erosi tersebut. Penentuan terjadinya erosi dapat ditentukan dari nilai porositas yaitu jika nilai porositas sebesar 38 % pada kedalaman lebih atau kurang dari 500 m maka terdapat adanya erosi (Gambar 4. 9). Gambar 4.9 Segmentasi kurva kompaksi akibat perbedaan kemiringan kurva 34

9 Gambar 4.10 Kurva PowerLaw untuk segmen A Gambar 4.11 Kurva PowerLaw untuk segmen B Berdasarkan analisa diatas maka didapatkan segmen A mengalami erosi sebesar 696 m sedangkan pada segmen B tidak dijumpai adanya erosi. 35

10 4.4. Analisa Geokimia Analisa geokimia pada sumur Terbanggi 001 menunjukkan bahwa nilai %RO yang diperoleh terlalu kecil ketika diperiksa dengan menggunakan model konstant heatflow dari data heatflow masa kini untuk dapat dilakukan pemodelan kematangan sehingga perlu dilakukan perhitungan koreksi. Hal ini kemungkinan disebabkan karena adanya supresi yang dicirikan dengan rendahnya nilai %RO akan tetapi memiliki nilai HI tinggi (Tabel 4.4). Supresi ini biasa terjadi pada hidrokarbon yang diendapkan pada lingkungan laut atau lakustrin (Syaifudin, (1999)) (Gambar 4.12). kedalaman HI %RO Analisis %RO koreksi Tabel 4.4 Analisis Geokimia sumur Terbanggi 001 A Proposed Model for the Suppression of Vitrinite Reflectance Measured VR Corrected VR HI < 150 (Sumteng) HI (Sumteng) HI (Sumteng) HI > 500 (Sumteng) HI < 150 (Kutai) HI (Kutai) Linear (HI (Sumteng)) Linear (HI (Sumteng)) Linear (HI > 500 (Sumteng)) Linear (HI < 150 (Sumteng)) Gambar 4.12 Model Supresi %RO (Syaifudin, (1999)) 36

11 Pada sumur Terbanggi 002 diperoleh hasil analisa yang menunjukkan bahwa tipe kerogen di daerah Kotabumi adalah kerogen tipe II dan III (Gambar 4.13). Tingkat kematangan hidrokarbon dari analisa sampel sudah memperlihatkan pada kondisi matang (Gambar 4.14). Gambar 4.13 Hidrogen Indeks - Oksigen Indeks sumur terbanggi 002 (modifikasi diagram van Krevelen) Gambar 4.14 Tmax - %Ro sumur Terbanggi

12 Dari hasil analisa geokimia juga diperoleh nilai %RO yang menunjukkan bahwa pada Formasi TRM - TAF telah mencapai kematangan penuh dengan nilai %RO antara 0,41 1,04 dan pada Formasi GRM - TAF menunjukkan nilai %RO 0,77 dan telah mencapai kematangan penuh (Tabel 4.5). Analisa ini juga menunjukkan bahwa kekayaan hidrokarbon yang terbentuk pada Formasi TRM - TAF pada kondisi cukup sangat bagus dengan nilai TOC sehingga formasi ini berpotensi bagus untuk menjadi batuan induk. Kekayaan hidrokarbon pada GRM - TAF pada kondisi sangat bagus dengan nilai TOC 1,5 5,10. Formasi ini tidak berpotensi untuk menjadi batuan induk karena rendahnya nilai S2 (S2 <2mg/g) dan hidrogen (HI<100). no No kedalaman Sampel (m) %Ro 1 NJ NJ NJ NJ NJ OGJ NJ SJ SJ SJ SJ NJ SJ SJ SJ SJ SJ SJ Tabel 4.5 Nilai %RO Sumur Terbanggi

13 4.5. Pemodelan Geohistori Burial Sumur Terbanggi 001 Pemodelan menggunakan program Geohisto 1-D dengan memasukkan data data yang telah diolah sebelumnya. Hasil yang pertama kali adalah model dari sejarah pemendaman (Gambar 4.15). Program Geohisto juga menampilkan sejarah subsiden besarnya subsiden yang terjadi dalam bentuk kurva (Gambar 4.16). Gambar 4.15 Sejarah Pemendaman Sumur Terbanggi 001 Dari model ini dapat diketahui sejarah geologi yang terjadi pada daerah ini. Pada Oligosen Awal Miosen Awal (33 20 juta tahun yang lalu) terjadi fase tektonik yang berupa ekstensional yang mengakibatkan terjadinya penurunan cekungan dan terbentuk endapan synrift yang ditunjukkan dengan adanya laju penurunan cekungan yang besar. Kemudian disusul terjadinya fase postrift pada umur Pleistosen Awal Miosen Awal ( juta tahun yang lalu) 39

14 sehingga cekungan relatif stabil dan pengendapan sedimen terjadi cukup tebal. Pada umur Pleistosen Awal Pleistosen Akhir ( juta tahun yang lalu) terjadi fase ekstensional kembali dan pada umur Pleistosen Akhir Resen terjadi fase tektonik kompresi (Gambar 4.16). Gambar 4.16 Sejarah Subsiden Sumur Terbanggi 001 Hasil pemodelan geohistori burial dapat dipergunakan untuk mnghitung besarnya laju penurunan dasar cekungan pada masing masing formasi (Tabel 4.6 dan 4.7). 40

15 Tabel 4.6 Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi 001 Tabel 4.7 Laju Sedimentasi Sumur Terbanggi 001 Laju penurunan cekungan lebih besar daripada laju sedimentasi maka ruang sisa penurunan cekungan akan dicirikan oleh adanya penambahan kedalaman batimetri, seperti terlihat pada pengendapan Formasi Talang Akar. Jika laju sedimentasi lebih besar daripada laju penurunan cekungan akan dicirikan dengan adanya pendangkalan kedalaman batimetri tetapi faktor kompaksi juga turut berperan memperkecil laju penurunan cekungan. 41

16 Perbedaan laju sedimentasi dengan laju penurunan cekungan dipengaruhi oleh faktor kompaksi dan tektonik. Laju sedimentasi lebih besar daripada laju penurunan cekungan terjadi karena jumlah sedimen yang akan diendapkan lebih besar daripada ruang yang tersedia untuk pengendapan. Faktor kompaksi mempengaruhi nilai laju penurunan cekungan karena semakin dalam sedimen terendapkan maka ruang antar butir akan semakin kecil akibat dari pengaruh pembebanan sedimen yang diendapkan diatasnya yang menyebabkan lapisan akan semakin kompak dan menipis ketebalannya Sumur Terbanggi 002 Sumur Terbanggi 002 diolah dengan menggunakan data dari sumur Terbanggi 001 kecuali data kedalaman sumur dan litologi (Gambar 4.17). Gambar 4.17 Sejarah Pemendaman Sumur Terbanggi

17 Model sejarah pemendaman pada sumur Terbanggi 002 menunjukkan adanya tiga kali fase tektonik yaitu fase tektonik ekstensional pada umur Eosen Awal Oligosen Akhir (55 25 juta tahun yang lalu), fase postrift pada umur Oligosen Akhir Miosen Akhir (25 5 juta tahun yang lalu) dan terjadi kembali fase ekstensional pada umur Miosen Akhir Resen. Gambar 4.18 Sejarah Subsiden Sumur Terbanggi 002 Hasil pemodelan geohistori burial dapat dipergunakan untuk mnghitung besarnya laju penurunan dasar cekungan pada masing masing formasi (Tabel 4.8 dan 4.9). 43

18 GRM - GRM - Tabel 4.8 Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi 002 GRM - TRM - TAF Tabel 4.9 Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi 002 Pada sumur Terbanggi 002 laju sedimentasi lebih besar daripada laju penurunan cekungan di hampir setiap formasi kecuali Formasi Kikim yang dicirikan dengan adanya pendangkalan sedimentasi. 44

19 4.6. Pemodelan Geohistori Thermal Sumur Terbanggi 001 Pemodelan kematangan dilakukan dari sumur ini menggunakan program Thermod dengan data pemodelan sejarah pemendaman ditambah dengan parameter parameter lainnya seperti yaitu BHT ( o C) pada kedalaman 2804 m dan sebagai kalibrator model temperatur kematangan digunakan nilai %RO (Gambar 4.19). Gambar 4.19 Model Paleo Temperatur Sumur Terbanggi 001 Dari kurva temperatur masa kini diperoleh nilai gradien geotermal adalah 0,06286 ºC/100 m dengan konstan heatflow 57,7523 mw 2. Dengan menggunakan nilai %RO sebagai kalibrator (Gambar 4.20) untuk memodelkan paleo temperatur maka didapatkan bahwa heatflow tidak konstan sepanjang jaman (Gambar 4.21). 45

20 Gambar 4.20 Nilai %RO dan %RO koreksi dengan kurva paleo temperatur AWAL JENDELA Gambar 4.21 Model Kematangan Sumur Terbanggi

21 Dari model kematangan ini dapat diperoleh hasil bahwa hidrokarbon telah terbentuk pada sumur Terbanggi 001 (Tabel 4.10). Awal kematangan dimulai pada umur Oligosen Awal (28,2 jth) pada dasar formasi Lahat dan mencapai puncak Formasi Lahat pada umur Miosen Tengah (12 jth) dan hingga masa kini tidak pernah menyentuh top Formasi Talang Akar. Sejak Oligosen Awal pada dasar Formasi Lahat, tingkat kematangan mengalami kenaikan dan mencapai matang pada umur Oligosen Awal (25.3 jth) dan tidak pernah menyentuh bottom Formasi Talang Akar. Tahap kelewat matang dicapai pada umur Oligosen Awal (24 jth) dan tahap pembentukan gas utama pada umur Oligosen Awal (23 jth) yang berakhir pada umur Pliosen Awal (4jth). Laporan pemboran menunjukkan bahwa sumur Terbanggi terdapat hidrokarbon tetapi tidak terakumulasi pada reservoir. Hal ini kemungkinan terjadi karena hidrokarbon telah mengalami migrasi. Batuan induk pada sumur ini adalah Formasi Lahat yang ditunjukkan pada model kematangan bahwa pada saat hidrokarbon terbentuk pada Formasi Lahat pada umur Oligosen Akhir Oligosen Awal, batuan perangkap belum tersedimentasikan sehingga hidrokarbon yang telah terbentuk mengalami migrasi atau bahkan ekspulsi. Faktor lain yang mungkin mempengaruhi adalah tektonik yang terjadi didaerah ini menyebabkan hidrokarbon yang telah terakumulasi mengalami migrasi atau ekspulsi. Awal. Jendela minyak terbentuk pada kedalaman 992 m di Formasi Lahat pada umur Oligosen Kematangan Kedalaman (m) Umur (jth) Formasi awal matang (0.50%-0.75% Ro) Lahat matang (0.75%-0.95% Ro) Lahat Kelewat matang (0.95%-1.20% Ro) Lahat pembentukan gas utama (1.20%-2.05% Ro) Lahat Tabel 4.10 Tahap Kematangan Sumur Terbanggi Sumur Terbanggi 002 Pemodelan pada sumur Terbanggi 002 menggunakan data porositas dan kurva kompaksi PowerLaw dari sumur Terbanggi 001 sedangkan untuk data litologi dan stratigrafi menggunakan data yang diperoleh dari sampel lapangan (Gambar 4.20). 47

22 Gambar 4.22 Paleo Temperatur Sumur Terbanggi 002 Dari kurva temperatur masa kini diperoleh nilai gradien geotermal adalah 0,261ºC/100 m dengan heatflow 245,8 mw

23 AWAL JENDELA Gambar 4.23 Nilai %RO sumur Terbanggi 002 AWAL JENDELA Gambar 4.24 Model Kematangan Sumur Terbanggi

24 Model kematangan pada sumur Terbanggi 002 memperlihatkan bahwa awal kematangan dimulai pada umur Oligosen Akhir (28.5 jth) pada dasar Formasi Kikim dan mencapai puncak pada umur Miosen Tengah (11.5 jth) pada Formasi TRM - TAF dan hingga kini tidak pernah mencapai top Formasi TRM - TAF. Tahap matang dimulai pada umur Miosen Awal dan mencapai puncak pada umur Miosen Tengah (11 jth) dan hingga masa kini tidak pernah menyentuh top formasi GRM - TAF. Kelewat matang dimulai pada umur Miosen Tengah (12 jth) dan hingga masa kini tidak pernah menyentuh top Formasi GRM - TAF sedangkan tahap pembentukan gas utama dimulai pada umur Miosen Tengah (11 jth). Jendela minyak terbentuk pada umur Oligosen Akhir di kedalaman 260 m pada Formasi Kikim. Kematangan Kedalaman (m) Umur Formasi awal matang (0.50%-0.75% Ro) TRM - TAF GRM - matang (0.75%-0.95% Ro) TAF Kelewat matang (0.95%-1.20% Ro) GRM - TAF pembentukan gas utama (1.20%-2.05% Ro) Kikim Tabel 4.11 Tahap Kematangan Sumur Terbanggi