ANALISA GEOMEKANIKA DAN DISTRIBUSI REKAHAN PADA LAPANGAN PANAS BUMI AWIBENGKOK, PROPINSI JAWA BARAT, INDONESIA

Transkripsi

1 ANALISA GEOMEKANIKA DAN DISTRIBUSI REKAHAN PADA LAPANGAN PANAS BUMI AWIBENGKOK, PROPINSI JAWA BARAT, INDONESIA TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung oleh : JERES RORYM CHERDASA Program Studi Teknik Geologi INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009

2 ANALISA GEOMEKANIKA DAN DISTRIBUSI REKAHAN PADA LAPANGAN PANAS BUMI AWIBENGKOK, PROPINSI JAWA BARAT, INDONESIA oleh : JERES RORYM CHERDASA Program Studi Teknik Geologi Institut Teknologi Bandung Menyetujui Tanggal :... Pembimbing I : Ir. Benyamin Sapiie Ph.D (NIP: ) Pembimbing II : Pembimbing III Dr. Ir. Prihadi Soemintadiredja MS. Dr. Ir. Agus Handoyo Harsolumakso (NIP: ) (NIP : )

3 ABSTRAK ANALISA GEOMEKANIKA DAN DISTRIBUSI REKAHAN PADA LAPANGAN PANAS BUMI AWIBENGKOK, PROPINSI JAWA BARAT, INDONESIA Oleh: Jeres Rorym Cherdasa NIM: Lapangan panas bumi Awibengkok yang juga dikenal dengan sebutan lapangan Salak, berlokasi 60km dari Jakarta pada Pulau Jawa, Indonesia. Area Kontrak Karya lapangan panas bumi Awibengkok termasuk daerah yang berproduksi saat ini terletak pada daerah dataran tinggi sebelah barat daya Gunung Salak (2211 dpl). Lapangan panas bumi Awibengkok berdasarkan pembagian fisiografis menurut Van Bemelen, 1949 terletak di zona bogor, pola-pola struktur yang berkembang di lapangan ini secara dominan mempunyai tren timur laut (NE) dan barat laut (NW). Berdasarkan stratigrafi regional, lapangan Awibengkok ini termasuk pada cekungan Bogor yang berisikan endapan vulkanik yang berumur Plistosen Resen. Lapangan Awibengkok mempunyai sistem panas bumi dengan dominasi likuid, dimana reservoir yang ada dikontrol oleh rekahan dengan kandungan kimia yang kaya dan kandungan gas nonkondensat rendah moderat. Sistem panas bumi yang ada di lapangan ini disangga oleh sebagian besar batuan beku andesit hingga rhiodasit, dan didasari oleh batuan sedimen marin berumur Miosen yang dipotong oleh intrusi berumur Tersier. Aliran fluida pada sebuah lapangan panas bumi sangat erat kaitannya dengan pola penyebaran rekahan yang ada pada lapangan tersebut dan reservoir rekahan sangatlah kompleks dan sulit untuk di evaluasi. Pada lapangan panas bumi yang didominasi oleh reservoir rekahan diperlukan evaluasi yang efektif, prediksi dan perencanaan yang tepat dan akurat untuk mengatasi situasi tersebut. Analisa rekahan dan geomekanika yang diakhiri dengan pembuatan model geologi dan distribusi rekahan pada penelitian ini diharapkan dapat membantu evaluasi dan perencanaan lapangan panas bumi i

4 Model geomekanika adalah gabungan dari hasil studi terhadap tekanan insitu, tekanan pori dan karakter fisik pada batuan reservoar, rekahan dan sesar yang ada pada formasi di bawah permukaan. Parameter primer yang mengontrol interaksi parameter diatas adalah tekanan insitu, kekuatan batuan, properti dan arah lapisan, tekanan pori dan distribusi dari rekahan dan sesar, arah lubang sumur, dan berat lumpur pemboran. Beberapa metode telah dikembangkan untuk mengetahui nilai dari setiap parameter geomekanik, seperti: nilai tegasan vertikal dapat diperoleh dari penurunan densitas batuan, tekanan pori didapatkan langsung dari pengukuran DST atau RFT, besaran tegasan horizontal minimum diperoleh dari interpretasi terhadap tes xlot, tes inti bor dilakukan untuk memperoleh nilai kekuatan batuan, arah tegasan horisontal maksimum diperoleh dari hasil pengamatan breakout dan rekahan tensile pada log image, sedangkan besar tegasan horisontal maksimum diperoleh melalui pemodelan berdasarkan kehadiran breakout dan rekahan induced. Hasil analisa geomekanika pada sumur AWI 1-2 adalah sebagai berikut: gradien tegasan vertikal (Sv) adalah sebesar psi/ft, gradien tekanan pori (Pp) adalah sebesar 0.32 psi/ft, gradien tegasan horisontal minimum (Sh min) adalah sebesar 0.54 psi/ft, orientasi tegasan horisontal maksimum (SH Max) berarah N E (NE) atau timur laut barat daya, gradien tegasan horisontal maksimum (SH Max) adalah sebesar 0.93 psi/ft. Hasil analisa geomekanika pada sumur AWI 2-1 adalah sebagai berikut: gradien tegasan vertikal (Sv) adalah sebesar psi/ft, gradien tekanan pori (Pp) adalah sebesar 0.32 psi/ft, gradien tegasan horisontal minimum (Sh min) adalah sebesar 0.54 psi/ft, orientasi tegasan horisontal maksimum (SH Max) berarah N E (NE) atau timur laut barat daya, gradien tegasan horisontal maksimum (SH Max) adalah sebesar 0.89 psi/ft. Berdasarkan analisa geomekanika pada kedua sumur tersebut diketahui Sh min (σ3) < SH Max (σ2) < Sv (σ1), menurut klasifikasi Anderson,1951 kondisi ini mencerminkan rezim tegasan normal. Berdasarkan hasil pengamatan dan interpretasi log image pada sumur AWI 1-2 & AWI 2-2 menunjukan 3 tipe rekahan yaitu rekahan konduktif, rekahan resistif dan rekahan tensile. Tren jurus dari rekahan konduktif / terbuka menunjukan arah timur laut barat daya (NE SW), untuk rekahan resistif tren jurus yang ada sangatlah acak akan tetapi secara dominan tetap berarah timur laut barat daya (NE-SW), besar ii

5 kemiringan untuk kedua jenis rekahan berkisar antara derajat. Untuk rekahan tensile mempunyai tren jurus dominan berarah timur laut barat daya (NE-SW), dengan kemiringan hampir sejajar dengan lubang bor. Pemodelan geologi dilakukan dengan stratigrafi yang telah disimplifikasi menjadi formasi atas, formasi tengah, formasi RDM, formasi bawah, batuan dasar sedimen dan intrusi. Pemodelan bidang sesar yang diinterpretasi berdasarkan peta geologi terahulu, data kegempaan mikro dan penyebaran formasi RDM. Bidang sesar yang diinterpretasikan diasumsikan berbidang vertikal, hal ini didasari oleh analisa geomekanika yang menunjukan daerah penelitian berada di rezim tegasan normal dimana sesar normal akan menjadi ciri khas dan analisa rekahan dimana dominasi rekahan yang ada di dalam sumur mempunyai kemiringan yang curam. Pemodelan rekahan yang dilakukan pada penelitian ini menggunakan algoritma Discrete Fracture Network (DFN) yang dikembangkan oleh perangkat lunak PETREL. Adapun algoritma DFN yang dikembangkan oleh perangkat lunak tersebut lebih bersifat analisa strain/hasil bukan stress/pembuat sehingga konsep penyebaran rekahan tersebut dipandu dengan konsep kedekatan terhadap bidang sesar dan maksimum kurvatur, dimana rekahan akan semakin banyak terdapat apabila semakin dekat dengan sesar dan berada di puncak kurvatur. Karena tingginya nilai ketidakpastian di dalam pemodelan ini maka pemodelan akan dilakukan 4 kali dengan berbagai perbedaan terutama di dalam kemiringan lapisan rekahan yang ada. Hasil pemodelan distribusi rekahan menunjukan nilai porositas rekahan berkisar antara 0 5 % dengan angka mean sebesar 1,5%. Nilai permeabilitas rekahan berkisar antara 0 6 md dengan angka mean sebesar 0.1 md. Sebagai hasil perbandingan pada keempat model distribusi rekahan tersebut adalah semakin curam kemiringan rekahan maka akan semakin menunjukan ketiadaan konektifitas antar rekahan, sehingga menyebabkan semakin rendahnya nilai porositas dan permeabilitas yang ada. Untuk persamaannya adalah terdapatnya daerah dimana intensitas rekahan yang tinggi menunjukan trend timur laut barat daya (NE SW), zona intensitas tinggi ini merupakan zona rekahan utama yang mengontrol produksi di daerah timur lapangan Awibengkok, hal ini dibuktikan dengan produksi dan uji alir di daerah zona timur ini. Berdasarkan hasil pemodelan tersebut maka dianjurkan untuk mendesign sumur dari iii

6 kepala sumur (well head) ke arah timur dengan mengarah kearah zona rekahan yang intens Kata Kunci : Awibengkok, Panas Bumi, Geomekanika, Rekahan, Discrete Fracture Network iv

7 ABSTRACT GEOEMECHANIC ANALYSIS AND FRACTURE DISTRIBUTION AT AWIBENGKOK GEOTHERMAL FIELD, WEST JAVA PROVINCE, INDONESIA By: Jeres Rorym Cherdasa NIM: Awibengkok geothermal field, also known Salak field is located 60 km from Jakarta in West Java Province, Java Island, Indonesia. The consession of Awiengkok field including the proven field lies in a highland on the southwestern flank of the Gunung Salak volcano (2211m absl). Physiographyly Awibengkok field is located in Bogor zone based on Van bemelen 1951 and the main structure trend in this field are northeast and northwest trend. Based on regional stratigraphy for West Java area, Awibengkok field is deposited with pleistocene recent volcanic deposit. The geothermal system in Awibengkok field is a liquid-dominated, fracture-controlled reservoir with benign chemistry and low-to-moderate non-condensable gas content. The geothermal systems it self hosted mainly by andesitic-to-rhyodacitic rocks, and floored by Miocene marine sedimentary rocks cut by igneous intrusions. Fluid flow in the geothermal field is very much related with the fracture pattern developed in the area and fracture reservoirs are very complicated and difficult to evaluate. In geothermal filed which dominated by fracture reservoir need an effective evaluation, precise prediction and planning to handle those kind of situation. To help the evaluation and planning in awibengkok geothermal field the fracture and geomechanics analysis ended with geological and fracture distribution model is being done in this study. Geomechanic model is the integrated study of the state of stress, pore pressure and physical properties of reservoirs, natural fractures/faults, cap rocks and the v

8 formations in the overburden. The primary parameters controlling these interactions are the state of in-situ stress, rock strength, bedding orientation and properties, pore pressure and distribution of fractures and faults, wellbore trajectory, and mud weight. Several methods have been developed in order to determine parameter of geomechanics model. Vertical Stress is calculated by integrating rock density from depth of interest to the surface, pore pressures determined by direct measurement from DST or RFT test. The approach used in most soft rock (low strength) geology cases to characterize relative minimum horizontal stress magnitude for each formation bed or layer using the available xlot test, Laboratory measurement of rock strength can be physically achieved through testing of a core sample extracted from the formation either the Uniaxial Core test or the Triaxial Core Test. The azimuth of maximum horizontal stress is obtained from breakout and tensile fracture observation on image log, while the maximum horizontal stress magnitude can be estimated from borehole failure data. Geomechanics analysis at AWI 1-2 well results shown the Vertical stress gradient is psi/ft, the pore pressure gradient is 0.32 psi/ft, the stress horizontal minimum gradient is 0.54 psi/ft, the orientation of stress horizontal maximum is within N E or NE-SW trend, and the horizontal stress magnitude gradient is 0.93 psi/ft. For AWI 2-1 results shown the Vertical stress gradient is psi/ft, the pore pressure gradient is 0.32 psi/ft, the stress horizontal minimum gradient is 0.54 psi/ft, the orientation of stress horizontal maximum is within N E or NE-SW trend, and the horizontal stress magnitude gradient is 0.89 psi/ft. Based on geomechanics analysis on those two wells, the principal stress works in this area is Sh min (σ3) < SH Max (σ2) < Sv (σ1), based on Anderson 1951, this principal stress regime is reflecting normal stress rezime. Image log interpretation at AWI 1-2 and AWI 2-2 wells showing 3 types of fracture: conductive fracture, resistive fracture and tensile fracture. The dominant trend for conductive fracture or open fracture is northeast southwest trend, the resistive fracture or filled fracture present with a chaotic trend due to the several paragenesis system in the area, but the major trend is still northeast southwest trend. The dip vi

9 angle for both fractures is varied from degree. For tensile fracture have a dominant trend northeast southwest with dip angle allign the borehole. Simplyfied stratigraphy consists of Upper formation, Middle formation, RDM formation, lower formation, sedimentary basement and intrusion is being used to build the geological model. The fault model is being interpreted using present geological and structural map, microearthquake data, and RDM formation distribution from each well. The interpreted fault plane is assumed being a vertical plane, the reason for this assumption is due to the geomechanics analysis result that showing in this area is reflecting normal stress rezime where normal fault will be present, and from fracture analysis the fracture present mainly having a steep dip angle. Fracture modeling is build with Discrete Fracture Network algorithm from PETREL software. The algorithm from the software is being developed more to strain concept compare than stress concept, so the fracture distribution mainly will be guide with proximity to fault and maximum curvature concept. The fracture will be intensively present as closer to the fault and at the peak of the curvature. To minimize the uncetainty from the modeling, the modelings were run with 4 different parameters especially in the fracture dip geometry as a result for sensitivity analysis. Fracture modeling result shows 0 5% value with mean value 1.5% for fracture porosity and 0 6 md with mean value 0.1mD for fracture permeability. As a comparison result for the fourth model is the steep the angle for the fracture the more disconnected they are and as compensation from these condition, the fracture porosity and permeability are getting smaller. The similarity from the fourth model is showing an intensive fracture zone trending northeast southwest, this high intensive fracture zone is the main fracture zone which controlling the production in this area, and it s already proven by the well test in the area. Based on the modelling result,it being suggested to drill the well path going to the east from the well head to hit the intensive fracture zone. Keywords: Geothermal, Awibengkok, Geomechanics, Fracture, Discrete Fracture Network vii

10 PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS Tesis S-2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta ada pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut Teknologi Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi pengutipan atau peringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya. Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh tesis haruslah seizin Direktur Program Pascasarjana, Institut Teknologi Bandung. viii

11 UCAPAN TERIMA KASIH Segala Puji bagi Allah SWT atas segala rahmat dan karunia-nya, sehingga penulis memiliki kekuatan, kesabaran, dan kemampuan untuk dapat menyelesaikan tesis magister ini. Penyusunan tesis dilakukan berdasarkan penelitian yang dilakukan penulis di Chevron Geothermal Indonesia mulai bulan bulan Januari hingga April Dengan telah diselesaikannya penulisan tesis ini, penulis mengucapkan terimakasih dan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada : 1. Ir. Benyamin Sapiie, Ph.D., selaku pembimbing pertama, Dr. Ir. Prihadi Soemintadiredja MS., selaku pembimbing kedua, dan Dr. Ir. Agus Handoyo Harsolumakso selaku pembimbing ketiga, atas seluruh dukungan dan bimbingan yang telah diberikan kepada penulis semenjak awal perkuliahan sampai terselesaikannya penulisan tesis ini. 2. Bp. Novi Ganefianto selaku Geoscience Manager di Chevron Geothermal Indonesia yang telah memberikan kesempatan penulis untuk melaksanakan tesis. 3. Jim Stimac, Ph.D selaku pembimbing di Chevron Geothermal Indonesia. 4. Ir. Lambok Hutasoit, Ph.D selaku Dekan Fakultas Ilmu Kebumian 5. Prof. Dr. Emmy Suparka selaku ketua Kelompok Keilmuan Geologi 6. Dr. Imam A. Sadisun selaku dosen wali dan kepala Prodi Pascasarjana Teknik Geologi 7. Geodynamics Research Group team atas dukungan dan pertemanannya terutama tim Bukit Dago. 8. Marino, Mas Dega, dan teman-teman di Salak Team CGI atas dukungan dan masukannya. 9. Pak Alfian dan Pak Burhan atas masukan, traktiran, dan ilmu yang telah diberikan 10. Rekan-rekan Mahasiswa Program Magister teknik Geologi angkatan Bapak dan Ibu Suhadi, Mas Yoki dan keluarga, Mbak Yupi dan Keluarga, dan Irwan atas segala kasih sayang dan dukungan yang telah diberikan. ix

12 12. Istri dan anak-anakku tercinta Anita Riske, Reagan Pangea Cherdasa dan Jehan Laurasia Cherdasa, terima kasih atas segala kasih sayang, dukungan, masukan dan kesabarannya yang telah diberikan. I L U Harapan penulis, semoga hasil dari penelitian ini dapat bermanfaat bagi kepentingan pekerjaan-pekerjaan geologi di lapangan panas bumi Awibengkok khususnya dalam aktivitas produksi, serta menambah khazanah ilmu pengetahuan bagi para peminat ilmu geologi pada umumnya Bandung, Mei 2009 Penulis x

13 DAFTAR ISI ABSTRAK... i ABSTRACT.... v PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS... viii UCAPAN TERIMA KASIH ix DAFTAR ISI xi DAFTAR GAMBAR xiii DAFTAR TABEL..... xx DAFTAR LAMPIRAN..... xxi BAB I PENDAHULUAN I.1 Latar Belakang I.2 Perumusan Masalah I.3 Tujuan Penelitian I.4 Ruang Lingkup, Batasan dan Tahapan Penelitian I.5 Data Penelitian I.6 Hipotesis I.7 Asumsi Kerja Yang Digunakan BAB II TATANAN GEOLOGI II.1 Tatanan Geologi Regional II.1.1 Fisiografi Jawa Barat II.1.2 Struktur Geologi Regional II.1.3 Stratigrafi Regional II.2 Tatanan Geologi Lapangan Panasbumi Awibengkok. 2-8 II.2.1 Struktur Geologi Daerah Penelitian II.2.2 Stratigrafi Daerah Penelitian II.2.3 Alterasi dan Paragenesa Hidrotermal II.2.4 Sistem Panas Bumi Daerah Penelitian BAB III ANALISA GEOMEKANIKA DAN REKAHAN III.1 Data dan Metode Analisis III.2 Analisa Geomekanika xi

14 III.2.1 Tegasan Vertikal (Sv) III Tegasan Vertikal pada Sumur AWI III Tegasan Vertikal pada Sumur AWI III.2.2 Tekanan Pori (Pp) III.2.3 Tegasan Horizontal Minimum (Sh min) III.2.4 Tegasan Horizontal Maksimum (SH maks) III Arah Tegasan Horizontal Maksimum. 3-7 III Besaran Tegasan Horizontal Maksimum 3-11 III.2.5 Model Geomekanika III.3 Analisa Rekahan 3-16 III.3.1 Jenis dan Arah Rekahan III.3.2 Analisa Petrofisika Rekahan BAB IV MODEL GEOLOGI DAN DISTRIBUSI REKAHAN IV.1 Model Geologi IV.1.1 Model Patahan IV.1.2 Model Lithologi IV.2 Model Distribusi Rekahan Daerah Penelitian IV.2.1 Model Distribusi Rekahan IV.2.2 Model Distribusi Rekahan IV.2.3 Model Distribusi Rekahan IV.2.4 Model Distribusi Rekahan IV.2.5 Analisa Model Distribusi Rekahan BAB V RINGKASAN DAN KESIMPULAN PENELITIAN DAFTAR PUSTAKA..... xxii xii

15 DAFTAR GAMBAR Gambar I.1. Lokasi Lapangan Panas Bumi Awibengkok Gambar I.2. Lokasi Penelitian pada lapangan Panas Bumi Awibengkok (modifikasi dari Stimac, dkk., 2008) Gambar I.3. Bagan Alir Penelitian Gambar II.1 Peta Fisiografi Jawa Barat (Van Bemelen, 1949) Gambar II.2. Peta Tektonik Indonesia (Sapiie, dkk., 2006) Gambar II.3. Peta Pola Struktur Jawa Barat (Martodjojo, 1984) Gambar II.4. Kolom Stratigrafi regional daerah Jawa Barat (Martodjojo, 1984) Gambar II.5a. Peta Geologi Lapangan Panas Bumi Awibengkok (Stimac dkk, 2008) Gambar II.5b. Umur batuan vulaknik berdasarkan pengukuran dating unsur K-Ar dan 40 Ar / 39 Ar, dan 14 C (Stimac dkk, 2008) Gambar II.6. Gambar II.6. Peta Geologi dan Struktur lapangan panas bumi Awibengkok (modifikasi dari laporan internal Chevron, 2008) Gambar II.7. Kolom Stratigrafi Lapangan Panas Bumi Awibengkok (Stimac dkk, 2008) Gambar II.8. Penampang Lithologi A-A pada Lapangan Panas Bumi Awibengkok (Stimac dkk, 2008) Gambar II.9. Penampang Regional yang menunjukan distribusi zona alterasi hidrothermal (Stimac dkk, 2008) Gambar II.10. Pembagian sektor pada reservoar panas bumi di lapangan Awibengkok Gambar III.1. Model Geomekanika (modifikasi dari Geomechanics International, Inc., 2000) Gambar III.2. Diagram alir untuk analisisa geomekanika dan rekahan (modifikasi dari Geomechanics International, Inc., 2000) Gambar III.3. Tegasan Vertikal pada Sumur AWI Gambar III.4. Tegasan Vertikal pada Sumur AWI Gambar III.5. Tekanan Pori pada kondisi awal di Lapangan Awibengkok (Sugiaman, 2003) xiii

16 Gambar III.6. Berbagai macam tes yang dilakukan untuk menentukan kekuatan batuan pada lubang sumur (modifikasi dari Geomechanics International, Inc., 2000) Gambar III.7. Tegasan Horizontal Minimum pada Lapangan Awibengkok (Sugiaman, 2003) Gambar III.8. Penampakan geometri rekahan, breakout, washout, dan rekahan tensile di lubang sumur pada log gambar (Geomechanics International, Inc., 2000) Gambar III.9. Arah tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI Gambar III.10. Arah tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI Gambar III.11. Arah tegasan horisontal maksimum pada lapangan Awibengkok Gambar III.12. Tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI Gambar III.13. Tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI Gambar III.14. Model Geomekanika sumur AWI Gambar III.15. Model Geomekanika sumur AWI Gambar III.16. Hubungan antara rezim patahan dengan tegasan utama (Geomechanics International, 2000) Gambar III.17. Interpretasi rekahan pada sumur AWI Gambar III.18. Arah jurus dan kemiringan rekahan pada sumur AWI Gambar III.19. Interpretasi rekahan pada sumur AWI Gambar III.20. Arah jurus dan kemiringan rekahan pada sumur AWI Gambar III.21. Porositas rekahan pada batu gamping yang menunjukan hubungan antara rongga rekahan dengan volume batuan yang ada, A.) porositas rekahan 0.15%, B.) porositas rekahan 1.0%, C.) porositas rekahan 5%, D.) porositas rekahan 0.3%, E.) porositas rekahan 0.3 %. (modifikasi dari Tiab dan Donaldson, 2004) Gambar III.22. Model linear untuk aliran fluida pada rekahan (Tiab dan Donaldson, 2004) 3-23 Gambar III.23. Orientasi dari permeabilitas pada percobaan berdasarkan conto batuan, dengan melihat posisi dari conto batuan terhadap posisi sebenarnya. (Nelson, 2001) 3-24 Gambar III.21. Analisa petrofisika pada sumur AWI xiv

17 Gambar III.22. Analisa petrofisika pada sumur AWI Gambar IV.1. Interpretasi patahan berdasarkan peta geologi terdahulu dan data kegempaan mikro Gambar IV.2. Model patahan pada daerah penelitian Gambar IV.3. Model Lithologi penyebaran batuan dasar sedimen Gambar IV.4. Model Lithologi penyebaran formasi bawah Gambar IV.5. Model Lithologi penyebaran batuan formasi RDM Gambar IV.6. Model Lithologi penyebaran batuan formasi Tengah Gambar IV.7. Model Lithologi penyebaran batuan formasi Atas Gambar IV.8. Model Lithologi daerah penelitian Gambar IV.9. Model DFN sebagai pendekatan untuk pemodelan batuan dengan rekahan (Dershowitz, dkk., 2004) Gambar IV.10. Konsep penyebaran rekahan. A.) Contoh rekahan pada singkapan, B.) Analog model untuk distribusi rekahan dengan jarak terhadap bidang sesar (Lowell, 1985), C.) Analog model untuk distribusi rekahan dengan maksimum kurvatur (Lowell, 1985) Gambar IV.11. Bagan alir pembuatan model distribusi rekahan Gambar IV.12. Parameter pemodelan untuk Model Distribusi Rekahan Gambar IV.13. Model 1 Intensitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.14. Penampang internal pemodelan intensitas rekahan untuk Model 1. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.15. Model 1 Porositas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.16. Penampang internal pemodelan porositas rekahan untuk Model 1. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah xv

18 barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.17. Model 1 Permebailitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.18. Penampang internal pemodelan permeabilitas rekahan untuk Model 1. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.19. Parameter pemodelan untuk Model Distribusi Rekahan Gambar IV.20. Model 2 Intensitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.21. Penampang internal pemodelan intensitas rekahan untuk Model 2. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.22. Model 2 Porositas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.23. Penampang internal pemodelan porositas rekahan untuk Model 2. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.24. Model 2 Permebailitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen xvi

19 Gambar IV.25. Penampang internal pemodelan permeabilitas rekahan untuk Model 2. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap Gambar IV.26. Parameter pemodelan untuk Model Distribusi Rekahan Gambar IV.27. Model 3 Intensitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.28. Penampang internal pemodelan intensitas rekahan untuk Model 3. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.29. Model 3 Porositas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.30. Penampang internal pemodelan porositas rekahan untuk Model 3. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.31. Model 3 Permebailitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.32. Penampang internal pemodelan permeabilitas rekahan untuk Model 3. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur xvii

20 Gambar IV.33. Parameter pemodelan untuk Model Distribusi Rekahan Gambar IV.34. Model 4 Intensitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.35. Penampang internal pemodelan intensitas rekahan untuk Model 4. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.36. Model 4 Porositas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.37. Penampang internal pemodelan porositas rekahan untuk Model 4. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.38. Model 4 Permebailitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi Sedimen Gambar IV.39. Penampang internal pemodelan permeabilitas rekahan untuk Model 4. A.) Penampang dengan garis perpotongan A A yang berarah timur laut barat daya (NE SW), B B berarah barat laut tenggara (NW SE), C - C berarah barat laut tenggara (NW SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan D D yang memotong setiap sumur Gambar IV.40. Perbandingan model intensitas rekahan. A.) Model 1 4 untuk Formasi Tengah. B.) Penampang D-D yang memotong sumur Gambar IV.41. Perbandingan model porositas rekahan. A.) Model 1 4 untuk Formasi Tengah. B.) Penampang D-D yang memotong sumur xviii

21 Gambar IV.42. Perbandingan model permeabilitas rekahan. A.) Model 1 4 untuk Formasi Tengah. B.) Penampang D-D yang memotong sumur xix

22 DAFTAR TABEL Tabel I.1 Tabel ketersediaan data Tabel II.1. Rangkuman penampakan termal pada lapangan Awibengkok (Stimac dkk., 2008) Tabel IV.1. Formasi tersimplifikasi yang akan digunakan sebagai acuan pemodelan geologi xx

23 DAFTAR APPENDIKS Appendiks A. Data Top Formasi Appendiks B. Data dan Perhitungan Analisa Geomekanika Appendiks B.1. Analisa Geomekanika Sumur AWI 1-2 Appendiks B.2. Analisa Geomekanika Sumur AWI 2-1 Appendiks C. Hasil Analisa Rekahan Appendiks C.1. Analisa Rekahan Sumur AWI 1-2 Appendiks C.2. Analisa Rekahan Sumur AWI 2-1 xxi