PROSPECT GENERATION PADA INTERVAL ANGGOTA MAIN, FORMASI CIBULAKAN ATAS, DAERAH OSRAM, SUB-CEKUNGAN JATIBARANG, CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA TUGAS AKHIR B

Transkripsi

1 PROSPECT GENERATION PADA INTERVAL ANGGOTA MAIN, FORMASI CIBULAKAN ATAS, DAERAH OSRAM, SUB-CEKUNGAN JATIBARANG, CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA TUGAS AKHIR B Diajukan untuk memenuhi persyaratan dalam menempuh kelulusan Strata Satu (S-1) di Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung Oleh: Devi Gasiani PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2011

2 SARI Daerah Osram terletak pada Cekungan Jawa Barat Utara, tepatnya pada bagian lepas pantai dari Sub-Cekungan Jatibarang. Daerah ini merupakan salah satu cekungan hidrokarbon yang cukup potensial di Indonesia. Dari segi eksplorasi, area tersebut hingga saat ini masih dikembangkan untuk menambah cadangan produksi minyak dan gas bumi. Fokus penelitian ini ialah interval Anggota Main yang merupakan bagian dari Formasi Cibulakan Atas. Interval penelitian hingga saat ini merupakan salah satu target eksplorasi yang dilakukan pada Sub-Cekungan Jatibarang. Penelitian ini menggunakan beberapa data, yaitu data log sumur dan seismik 3-D sebagai data utama yang diolah serta, laporan deskripsi batuan inti samping (side wall core), laporan analisis geokimia, laporan analisis biostratigrafi, dan data-data penelitian perusahaan terdahulu yang dievaluasi. Metode yang digunakan dalam penelitian ini yaitu, well-seismic tie, interpretasi seismik 3-D, analisis stratigrafi sikuen, analisis elektrofasies, analisis lingkungan pengendapan, perhitungan petrofisik, dan simulasi Montecarlo. Simulasi Montecarlo digunakan untuk melakukan perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan analisis probabilistik pada Interval Main. Berdasarkan hasil identifikasi daerah tutupan (closure) pada peta struktur kedalaman batas atas Interval Main, terdapat tujuh buah daerah tutupan yang kemudian dievaluasi sebagai prospek pada penelitian ini. Evaluasi prospek yang dimaksud ialah dan melakukan analisis sistem petroleum pada Daerah Osram. Hasil akhir penelitian ini berupa suatu urut-urutan peringkat prospek berdasarkan evaluasi masing-masing prospek tersebut. Berdasarkan hasil perhitungan dengan Simulasi Montercarlo, diketahui besar sumber daya minyak bumi tanpa faktor resiko pada Interval Main di Daerah Osram sebesar 12,44 MMSTB. Urutan peringkat prospek dari yang tertinggi menuju ke terendah, yaitu Prospek-7, Prospek-4, Prospek-2, Prospek-3, Prospek-1, Prospek-5, dan Prospek-6. Kata kunci: Sub-Cekungan Jatibarang, Anggota Main, evaluasi prospek, sumber daya minyak bumi. i

3 ABSTRACT Osram area is located in North West Java Basin, on the offshore part of the Jatibarang Sub basin. This area is one of considerable potential hydrocarbon basins in Indonesia. In terms of exploration, the area is still being developed to improve oil and gas production. The focus of this research is Member of Main interval which is part of Upper Cibulakan Formation. Up until now, the research interval is one of the exploration targets which are conducted in Jatibarang Sub Basin. This research uses several data, such as well log data and seismic 3D as the main data processing, also, side wall core report, geochemical report, biostratigraphy report, and earlier company data research that will be evaluated. The methods used in this study are well-seismic tie, 3D seismic interpretation, sequence stratigraphy analysis, electrofasies analysis, depositional environment analysis, petrophysics calculation, and Montecarlo Simulation. This simulation is used to perform calculation of hydrocarbon resources through probabilistic analysis on Main Interval. Based on identification result of closure on depth structure map of top Main Interval, there are seven closure that will be evaluated as prospect area in this research. Evaluation of these prospects is to perform calculations of petroleum resources and petroleum system analysis at Osram Area. The final result of this research is a sequence of prospect ranking based on each prospect evaluation. Based on calculation result of Montecarlo Simulation, the petroleum unrisk resources of Main Interval in Osram Area is 12,44 MMSTB. The ranking of these prospects form the highest to the lowest are: Prospect-7, Prospect-4, Prospect-2, Prospect-3, Prospect-1, Prospect-5, and Prospect-6. Keyword: Jatibarang Sub basin, Main Member, prospect evaluation, hydrocarbon resources. ii

4 KATA PENGANTAR Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT, dengan segala rahmat dan karunia-nya, akhirnya penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini dengan baik. Penulis menyusun tugas akhir ini syarat kelulusan Sarjana Strata Satu (S-1) di Program Studi Teknik Geologi, Institut Teknologi Bandung. Tugas akhir ini berjudul Prospect Generation pada Interval Anggota Main, Formasi Cibulakan Atas, Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Utara. Penulis berharap dengan menyusun tugas akhir ini dapat menambah wawasan geologi dan mengaplikasikan ilmuilmu yang telah diperoleh selama masa perkuliahan di kampus. Pada kesempatan ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih yang sebesarbesarnya kepada berbagai pihak yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan tugas akhir ini, antara lain: 1. Keluarga tercinta, Papa, Mama, Nina, Agung, dan Zalfa yang telah memberikan dukungan, semangat, dan doa kepada penulis selama ini. 2. Bapak Dr. Ir. Dardji Noeradi, selaku dosen pembimbing yang telah bersedia memberikan bimbingan dan pengarahan kepada penulis selama penelitian dan penulisan laporan. 3. Dosen-dosen Teknik Geologi ITB atas ilmu yang telah diberikan sehingga penulis dapat mengaplikasikan ilmu geologi yang diperoleh pada tugas akhir ini. 4. Teman-teman Anadarco: Julian, Probo, Adul, Fadli Giring, dan Wei Min Han yang telah menemani dan menjadi teman diskusi penulis. 5. Bang Meyman, yang telah mengajarkan beberapa software kepada penulis untuk mengerjakan tugas akhir ini. 6. Kang Dadan dan Mas Rey yang telah berbagi ilmunya pada penulis. 7. Teman baik penulis, Yanuari Satya Dewi, Niken Saraswati, dan Ganda Jaya Permana yang selalu menemani dan memberikan dorongan pada penulis selama masa perkuliahan di Teknik Geologi ITB. iii

5 8. Teman-teman satu pemetaan di Karangsambung, Dedew, Zidini, dan Ganda atas waktu, ilmu, candaan, curhatan, dan segala penat selama pemetaan di Brujul. 9. Teman-teman GEA 2007 yang telah memberikan dukungan dan semangat kepada penulis. Penulis menyadari bahwa laporan tugas akhir ini masih banyak kekurangan dan jauh dari suatu kesempurnaan. Untuk itu, kritik dan saran yang membangun sangat diharapkan demi kesempurnaan tugas akhir ini. Penulis berharap agar tugas akhir ini dapat berguna dan bermanfaat bagi kita semua. Bandung, September 2011 Devi Gasiani iv

6 DAFTAR ISI Lembar Judul Lembar Pengesahan Sari Abstract Kata Pengantar Daftar Isi Daftar Gambar Daftar Tabel i ii iii v vii x BAB I. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Maksud dan Tujuan Batasan Masalah Lokasi Penelitian Metodologi Penelitian Sistematika Penulisan 5 BAB II. GEOLOGI REGIONAL 2.1 Fisiografi Kerangka Tektonik Struktur Geologi Regional Stratigafi Regional 14 BAB III. PENGOLAHAN DATA 3.1 Pendahuluan Data Sumur Data Batuan Inti Samping Data Log Sumur Interpretasi Stratigrafi Sikuen Korelasi Analisis Petrofisik Analisis Elektrofasies 40 v

7 3.2.3 Data Biostratigrafi Data Geokimia Data Checkshot Data Seismik Well-Seismic Tie Interpretasi Seismik 3-D Interpretasi Horizon pada Penampang Seismik Interpretasi Patahan pada Penampang Seismik Pemetaan Bawah Permukaan 57 BAB IV. PORSPECT GENERATION PADA INTERVAL MAIN 4.1 Pendahuluan Identifikasi Prospek Analisis Sistem Petroleum Batuan Induk (Source Rock) Batuan Reservoir (Reservoir Rock) Migrasi Batuan Tudung (Seal rock) Perangkap (Trap) Bagan Sistem Petroleum Perhitungan Sumber Daya Hidrokarbon (Petroleum System Chart) Pemeringkatan Prospek (Prospect Ranking) 96 BAB V. KESIMPULAN 100 DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN vi

8 DAFTAR GAMBAR Halaman Gambar 1.1. Peta lokasi daerah penelitian. 3 Gambar 1.2. Diagram alir penelitian. 6 Gambar 2.1. Cekungan Jawa Barat Utara. 7 Gambar 2.2. Kerangka tektonik regional Indonesia bagian barat. 9 Gambar 2.3. Peta lokasi penelitian pada Cekungan Jawa Barat Utara. 10 Gambar 2.4. Perkembangan sub-cekungan pada Periode Eosen-Miosen Awal. 11 Gambar 2.5. Perkembangan sub-cekungan pada kedua periode. 12 Gambar 2.6. Peta konfigurasi pada puncak batuan dasar yang menunjukkan Sesar OO dan Brebes. 13 Gambar 2.7. Bentuk sistem transtensional akibat perubahan dari sesar normal menjadi dextral strike-slip pada Sesar OO-Brebes. 14 Gambar 2.8. Kolom stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara. 18 Gambar 3.1. Peta dasar Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang. 20 Gambar 3.2. Contoh penentuan jenis litologi pada Interval Main di Sumur Osram-5 berdasarkan data SWC dan log sumur. 21 Gambar 3.3. Contoh hasil interpretasi stratigrafi sikuen pada Sumur Osram Gambar 3.4. Hasil interpretasi penarikan posisi MFS-2 pada log gamma ray berdasarkan data biostratigrafi pada Sumur Osram-2 di interval penelitian. 27 Gambar 3.5. Sketsa lintasan korelasi pada Daerah Osram. 29 Gambar 3.6. Contoh korelasi pada penampang A-A berarah barat lauttenggara yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4, dan Osram Gambar 3.7. Contoh korelasi pada penampang B-B berarah utara-selatan yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4, Osram -2, dan Osram Gambar 3.8. Grafik silang antara porositas dari laporan batuan inti samping vii

9 terhadap porositas hasil perhitungan log. 36 Gambar 3.9. Histogram porositas ternormalisasi di Interval Main dari semua sumur pada penelitian yang menunjukkan posisi penarikan minimum, paling mungkin, dan maksimum. 37 Gambar Model elektrofasies beserta lingkungan pengendapannya. 41 Gambar Contoh analisis elektrofasies pada Sumur Osram Gambar Data biostratigrafi pada Sumur Osram Gambar Data checkshot masing-masing sumur pada Daerah Osram. 48 Gambar Contoh hasil well-seismic tie pada Sumur Osram Gambar Contoh interpretasi patahan dan horizon batas atas dan bawah Interval Main pada penampang berarah timurlaut-baratdaya. 54 Gambar Contoh interpretasi patahan dan horizon batas atas dan bawah Interval Main pada penampang berarah baratlaut-tenggara. 55 Gambar Peta struktur waktu batas atas Anggota Main. 60 Gambar Peta kecepatan interval dari permukaan hingga batas atas Anggota Main. 61 Gambar Peta struktur kedalaman batas atas Anggota Main. 62 Gambar Peta ketebalan interval Anggota Main. 63 Gambar 4.1. Identifikasi daerah tutupan (closure) berdasarkan pola kontur pada peta struktur kedalaman batas atas Interval Main. 67 Gambar 4.2. Contoh hasil montage pada Prospek-4 dengan tipe perangkap struktur three way dip fault dependent. 68 Gambar 4.3. Grafik antara TOC terhadap kedalaman pada Sumur Osram Gambar 4.4. Grafik antara TOC terhadap kedalaman pada Sumur Osram Gambar 4.5. Skema reflektansi vitrinit terhadap kedalaman pada Sumur Osram Gambar 4.6. Plot harga Tmaks pirolisis terhadap kedalaman pada Sumur Osram viii

10 Gambar 4.7. Skema SCI dan TAI terhadap kedalaman pada Sumur Osram Gambar 4.8. Overlay grafik antara indeks hidrogen (HI) terhadap indeks oksigen (OI) dengan modifikasi diagram van Krevelen 77 Gambar 4.9. Peta kitchen daerah penelitian pada peta struktur kedalaman Formasi Talang Akar 78 Gambar Kurva sejarah pembebanan pada Sumur GTR-1 di Daerah Gantar 82 Gambar Peta jalur migrasi hidrokarbon pada peta struktur kedalaman batas atas Interval Main. 83 Gambar Batuan tudung pada daerah penelitian berarah baratlaut-tenggara yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4, dan Osram Gambar Batuan tudung pada daerah penelitian berarah utara-selatan yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-2, dan Osram Gambar Penampang pada suatu perangkap antiklin. 88 Gambar Hasil Simulasi Montercarlo pada Prospek-1 94 ix

11 DAFTAR TABEL Halaman Tabel 3.1 Resume data geologi pada interval penelitian. 19 Tabel 3.2 Ketersediaan data log massing-masing sumur pada Daerah Osram. 23 Tabel 3.3 Hasil penentuan batas atas dan bawah Interval Main pada masingmasing sumur berdasarkan laporan pemboran. 24 Tabel 3.4 Perbandingan antara porositas hasil perhitungan log dan porositas batuan inti samping. 35 Tabel 3.5 Hasil perhitungan Net to Gross masing-masing sumur di Daerah Osram. 39 Tabel 3.6 Nilai minimum, paling mungkin, dan maksimum properti fisik. 39 Tabel 3.7 Resume laporan analisis geokimia pada Sumur Osram Tabel 3.8 Harga koefisisien korelasi hasil well-seismic tie pada sumur vertikal. 50 Tabel 4.1 Indikasi potensi batuan induk berdasarkan TOC. 66 Tabel 4.2 Indikasi kematangan batuan induk berdasarkan Tmaks pirolisis Rock-Eval. 73 Tabel 4.3 Komposisi kerogen. 76 Tabel 4.4 Tipe kerogen berdasarkan indeks hidrogen. 77 Tabel 4.5 Bagan sistem petroleum pada Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang. 90 Tabel 4.6 Bulk volume masing-masing daerah tutupan pada interval penelitian. 91 Tabel 4.7 Hasil kalkulasi sumber daya minyak tanpa faktor resiko dengan menggunakan Simulasi Montecarlo. 95 Tabel 4.8 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan induk migrasi. 96 Tabel 4.9 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan reservoir. 96 Tabel 4.10 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari perangkap. 97 x

12 Tabel 4.11 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan tudung 97 Tabel 4.12 Hasil perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan faktor resiko 99 xi