DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN KATA PENGANTAR DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN DAFTAR SINGKATAN SARI ABSTRACT.

Transkripsi

1 DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN KATA PENGANTAR DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN DAFTAR SINGKATAN SARI ABSTRACT i ii iv viii xv xvi xvii xviii xix BAB I: PENDAHULUAN I.1. Latar Belakang Penelitian I.2. Rumusan Masalah I.3. Maksud dan Tujuan Penelitian I.4. Lokasi Penelitian I.6. Ruang Lingkup Penelitian I.5. Manfaat Penelitian 1.6. Peneliti Terdahulu BAB II: GEOLOGI REGIONAL II.1. Geologi Regional Cekungan Kutai II.1.1. Stratigrafi Cekungan Kutai II.1.2. Tektonik Cekungan Kutai II.1.3. Petroleum System Cekungan Kutai II.1.4. Overpressure di Cekungan Kutai II.2. Geologi Daerah Penelitian iv

2 II.2.1. Stratigrafi Lapangan Verde II.2.2. Struktur Geologi Lapangan Verde II.2.3. Petroleum Play Lapangan Verde II.2.4. Overpressure Lapangan Verde BAB III: KAJIAN PUSTAKA III.1. Landasan Teori III.1.1.Konsep Tekanan Pori dan Overpressure III Terminologi III Kompaksi III Prinsip Kompaksi III Tren Kompaksi Normal III Mekanisme Pembentukan Overpressure III Mekanisme Pembebanan (Loading) III Mekanisme Non-pembebanan (Unloading) III.1.2. Analisis Overpressure Berdasarkan Log Sumur III Prinsip Dasar dari Log Sumur dalam Analisis Overpressure III Metode-metode Empiris dalam Pendeteksian Overpressure III Metode Kedalaman Ekuivalen III Metode Eaton (1975) III Metode Bowers (1995) III.1.3. Penentuan Penyebaran Overpressure III Prinsip-Prinsip Penentuan Penyebaran Overpressure III Rekonstruksi Sejarah Pengendapan (Burial History) III Parameter-parameter Model III.1.4.Analisis Geomekanik III Kekuatan Batuan dan Kriteria Pecah Batuan III Medan Tegangan In-situ v

3 III Tegangan Lubang Bor III Aplikasi Studi Geomekanik untuk Kestabilan Lubang Bor III.1.5. Karakteristik Lingkungan Deepwater II Tinjauan Geologi Umum Lingkungan Deepwater II Overpressure di Lingkungan Deepwater III.2. Hipotesis Penelitian BAB IV: METODE PENELITIAN IV.1. Data IV.2. Peralatan IV.3 Metode Penelitian IV.3.1. Tahap Persiapan dan Studi Pustaka IV.3.2. Tahap Pengolahan Data IV.3.3. Tahap Analisis dan Interpretasi Data IV.3.4. Tahap Penyusunan Laporan IV.3. Jadwal Penelitian BAB V: HASIL PENELITIAN DAN PEMBAHASAN V.1. Penyajian dan Perbandingan Data Sumur V.1.1. Well-1 V.1.2. Well-2 V.1.3. Well-3 V.1.4. Perbandingan Data Antar Sumur V.2. Analisis Overpressure V.2.1. Perhitungan Tekanan Litostatik V.2.2. Seleksi Litologi Shale V.2.3. Tren Kompaksi Normal dan Analisis Tekanan Pori V.2.4. Efek Sentroid pada Daerah Penelitian V.2.5. Hasil Analisis Overpressure dan Pembahasan V Tekanan Pori Final vi

4 V Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure V Perbandingan dengan Karakteristik Overpressure Daerah Dangkal V.2.6. Penentuan Persebaran Overpressure V.3. Analisis Geomekanik V.3.1. Penentuan Kekuatan Batuan V.3.2. Penentuan Medan Tegangan In-situ V.3.3. Penghitungan Tekanan Retakan V.3.4. Penghitungan Tekanan Shear Failure V.3.5. Kesimpulan Analisis Geomekanik untuk Well-1, Well-2, dan Well-3 V.3.6. Aplikasi untuk Prediksi Geomekanika Sumur Rencana BAB VI: KESIMPULAN DAN SARAN VI.1. Kesimpulan VI.2. Saran DAFTAR PUSTAKA 143 vii

5 DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1 Lokasi penelitian 3 Gambar 2.1 (a) Cakupan dari Cekungan Kutai (Patra Nusa Data, 2006) dan (b) lempeng-lempeng tektonik yang mempengaruhinya (Van de Weerd dan Amin, 1992 dalam Ramdhan, 2010) 9 Gambar 2.2 Sayatan litostatigrafis B-T yang disederhanakan pada Cekungan Kutai bagian bawah (Ramdhan, 2010) 10 Gambar 2.3 Gambar 2.4 Sayatan kronostratigrafis B-T yang disederhanakan pada Cekungan Kutai bagian bawah (Ramdhan, 2010) Kolom stratigrafi yang disederhanakan pada Cekungan Kutai bagian bawah (Ramdhan, 2010) Gambar 2.5 Kolom Stratigrafi Cekungan Kutai (Satyana et al., 1999) 14 Gambar 2.6 Elemen tektonik Cekungan Kutai (Patra Nusa Data, 2006) 15 Gambar 2.7 Skema petroleum system Neogen (Duval et al., 1998 dalam Ramdhan, 2010) 19 Gambar 2.8 Top overpressure dari hasil penelitian Ramdhan (2010) 21 Gambar 2.9 Profil tekanan pori umum Cekungan Kutai (Ramdhan, 2010) 21 Gambar 2.10 Sayatan horizontal seismik beberapa lapangan di daerah deepwater Selat Makassar. Warna biru-hijau menandakan reservoar-reservoar yang tampak terisolasi satu sama lain (Dharmasamadhi dan Reksalegora, 2009) 23 Gambar 3.1 Ilustrasi efek sentroid (Swarbick et al., 2002) 33 Gambar 3.2 Gambar 3.3 Plot resistivitas shale menunjukkan top overpressure dan zona overpressure (Rider, 2000) Ilustrasi jalur gelombang P melalui matriks dan pori batuan, menunjukkan hubungan antara waktu yang diperlukan untuk viii

6 melewati matriks dan fluida. Hal ini memberikan dasar perhitungan porositas sonik (Rider, 2000). Gambar 3.4 Gambar 3.5 Gambar 3.6 Gambar 3.7 Gambar 3.8 Gambar 3.9 Gambar 3.10 Tren log sonik yang mengindikasikan overpressure; bagian atas: respon log sonik untuk overpressureyang disebabkan oleh pembebanan dimana log sonik menjadi stagnan terhadap kedalaman. Bagian bawah: respon log sonik terhadap overpressure yang disebabkan oleh selain pembebanan, dimana terjadi pembalikan/reversal (Bowers, 1995) Ilustrasi Metode Kedalaman Ekuivalen (disederhanakan dari Mouchet dan Mitchell, 1989) Perbedaan profil tekanan pori, nilai pada log sonik, dan plot kecepatan sonik-effective stress pada kasus overpressure yang disebabkan oleh pembebanan dan non-pembebanan (Bowers, 1995) Ilustrasi faktor-faktor yang mengontrol dinamika sedimentasi dalam konteks suplai sedimen dan ruang akomodasi (Toha, 2013) Ilustrasi shear failure yang berkembang pada sampel batuinti saat tes triaksial dijalankan (Zoback, 2007) Mohr envelope (kiri) dan the versi linearnya (kanan) untuk mendeskripsikan kriteria pecah batuan (rock failure criterion) (Zoback, 2007) Variasi nilai tegangan terhadap kedalam pada rezim sesar normal, geser, dan naik untuk kondisi hidrostatik (a-c) dan overpressure (d-f). Overpressure menurunkan kekuatan gesekan sehingga memperkecil perbedaan antara tegangantegangan utama terhadap kedalaman (Zoback, 2007) Gambar 3.11 Ilustrasi tegangan pada lubang bor dan komponenkomponennya (Amoco, tanpa tahun) 58 Gambar 3.12 Anatomi breakout (Zoback, 2007) 59 Gambar 3.13 Profil batimetri umum pada daerah deepwater bertipe passive margin 61 Gambar 3.14 Sirkulasi arus termohalin di dunia 62 ix

7 Gambat 3.15 Gambar 4.1 Gambar 4.2 Dangkalnya top overpressure di daerah deepwater dimana sedimentasi didominasi oleh lanau dan lempung (Swarbick et al., 2012) Lokasi Well-1, Well-2, Well-3 serta sumur rencana Well-4 dan Well-5 Tipikal grafik hasil tes LOT dan FIT (Zoback, 2007) dimana FIT tidak mencapai LOP Gambar 4.3 Bagan Alir Penelitian 72 Gambar 5.1 Gambar 5.2 Gambar 5.3 Gambar 5.4 Gambar 5.5 Gambar 5.6 Gambar 5.7 Gambar 5.8 Gambar 5.9 Data tes-tes tekanan pada Well-1 (a) RFT/MDT, (b) LOT dan FIT, (c) history lumpur pengeboran, dalam psi (pounds per square inch). Log sumur untuk Well-1, dari kiri ke kanan: gamma ray, volume shale, resistivitas dalam, sonik, densitas, dan temperatur lubang bor. Data tes-tes tekanan pada Well-1 (a) RFT/MDT, (b) LOT dan FIT, (c) history lumpur pengeboran, dalam psi (pounds per square inch). Log sumur untuk Well-2, dari kiri ke kanan: caliper, gamma ray, volume shale, resistivitas (dalam dan dangkal), sonik, dan densitas. Data tes-tes tekanan pada Well-1 (a) RFT/MDT, (b) LOT dan FIT, (c) history lumpur pengeboran, dalam psi (pounds per square inch) Log sumur untuk Well-3, dari kiri ke kanan: gamma ray, volume shale, resistivitas dalam, sonik, dan densitas. Data survei sumur menunjukkan trayek Well-1, Well-2, dan Well-3 cenderung vertikal sedangkan sumur rencana Well-4 dan Well-5 memiliki trayek miring Data tes tekanan RFT dan MDT untuk Well-1, Well-2, Well-3 dan perbandingan ketiganya dalam psi (pounds per square inch). Hasil tes LOT dan FIT untuk Well-1, Well-2, Well-3 dan perbandingan ketiganya dalam psi (pounds per square inch) x

8 Gambar 5.10 History lumpur pengeboran untuk Well-1, Well-2, Well-3 dan perbandingan ketiga sumur dalam ppg (pounds per gallon). 87 Gambar 5.11 Alur pengerjaan analisis overpressure 89 Gambar 5.12 Proses perhitungan tekanan litostatik pada Well-1 90 Gambar 5.13 Proses perhitungan tekanan litostatik pada Well-2 90 Gambar 5.14 Proses perhitungan tekanan litostatik pada Well-3 91 Gambar 5.15 Nilai tekanan litostatik dalam psi untuk Well-1, Well-2, Well- 3, dan perbandingan ketiganya. 92 Gambar 5.16 Proses seleksi litologi pada log sonik untuk Well Gambar 5.17 Proses seleksi litologi pada log sonik untuk Well Gambar 5.18 Proses seleksi litologi pada log sonik untuk Well Gambar 5.19 Gambar 5.20 Gambar 5.21 Gambar 5.22 Percobaan penggunaan tren kompaksi normal Miller dalam analisis tekanan pori dengan eksponen Eaton 3 untuk Well-1 (5.20a), Well-2 (5.20b), dan Well-3 (5.20c) hingga batas paling maksimal untuk menghasilkan kecocokan dengan data RFT dan MDT. Dapat diamati bahwa hasil analisis tekanan pori belum memberikan kecocokan yang memuaskan. Kesesuaian yang memuaskan antara analisis tekanan pori dan data RFT/MDT baru didapatkan setelah menggunakan eksponen Eaton 9 untuk Well-1 (5.20a), Well-2 (5.20b), dan Well-3 (5.20c). Kesesuaian hasil prediksi tekanan pori menggunakan tren kompaksi normal Semilog dengan tes-tes tekanan RFT/MDT untuk Well-1, Well-2, dan Well-3 Hasil analisis konektivitas reservoar (batupasir) pada Well-1, Well-2, dan Well-3 berdasarkan gradien tekanan RFT/MDT. Dua interval reservoar terindikasi terpengaruh efek sentroid (ditandai garis merah muda) Gambar 5.23 Proses penarikan profil tekanan pori final untuk Well Gambar 5.24 Hasil akhir tekanan pori final Well-1, Well-2, dan Well xi

9 Gambar 5.25 Gambar 5.26 Gambar 5.27 Gambar 5.28 Gambar 5.29 Cross-plot effective stress (sumbu X, dalam psi) versus kecepatan sonik (sumbu Y, dalam kaki/detik) untuk Well-1 Cross-plot effective stress (sumbu X, dalam psi) versus kecepatan sonik (sumbu Y, dalam kaki/detik) untuk Well-2. Cross-plot effective stress (sumbu X, dalam psi) versus kecepatan sonik (sumbu Y, dalam kaki/detik) untuk Well-1. Penarikan tren pembebanan pada log resistivitas dan sonik untuk melihat indikasi signifikansi mekanisme nonpembebanan Perbandingan hasil analisis tekanan pori pada (a,b) suatu sumur offshore dangkal (kedalaman air 99 kaki/shelfal) di daerah Asia Tenggara dengan (c,d) sumur deepwater Well-1 (kedalaman air 5981 kaki) Gambar 5.30 Proses perhitungan porositas definitif 114 Gambar 5.31 Contoh rekonstruksi sejarah pengendapan pada Well Gambar 5.32 Pemodelan maju pertama memberikan disparitas yang besar antara data definitif dengan hasil sintetis 115 Gambar 5.33 Proses kalibrasi sumur individual pada piranti lunak 116 Gambar 5.34 Hasil kalibrasi sumur secara individual yang telah memperlihatkan kecocokan yang baik 117 Gambar 5.35 Gambar 5.36 Gambar 5.37 Kontur misfit antara tekanan pori sintetis dan definitif setelah kalibrasi sumur individual Pseudo-well pada daerah penelitian ditandai dengan tulisan berwarna merah Skenario transfer parameter dari (a) Well-1, (b) Well-2, dan (c) Well-3 memperlihatkan bahwa transfer dari Well-2 menghasilkan misfit tekanan pori paling sedikit Gambar 5.38 Analisis sensitivitas pada Well Gambar 5.39 Hasil penyesuaian manual nilai parameter pada formasi dengan menjaga variasi non-unique. 121 xii

10 Gambar 5.40 Nilai kontur overpressure pada tiap-tiap top formasi (dari kiri atas) Sepinggan, Klandasan, Klandasan-unloading, centroid 1, Centroid2, Galingseh 122 Gambar 5.41 Langkah-langkah analisis geomekanik pada daerah penelitian 124 Gambar 5.42 Gambar 5.43 Gambar 5.44 Gambar 5.45 Gambar 5.46 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log untuk Well-1 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log untuk Well-2 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log untuk Well-3 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log sonik perbandingannya dengan hasil tes batuinti untuk ketiga sumur. Penentuan nilai SH max selapangan (field SH max ) dari rerata nilai SH max setiap sumur Gambar 5.47 Nilai tegangan in-situ untuk Lapangan Verde : (a) S v, (b) 128 SH max, (c) Sh min Gambar 5.48 Gambar 5.49 Gambar 5.50 Gambar 5.51 Gambar 5.52 Gambar 5.53 Hasil penghitungan tekanan retakan untuk sumur Well-1, Well-2, dan Well-3 Hasil perhitungan tekanan shear failure dalam psi pada (a) Well-1, (b) Well-2, (c) Well-3 Tampilan piranti lunak Drillworks Geostress yang digunakan dalam pengujian skenario trayek lubang bor. Hasil analisis tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well-1 Hasil analisis tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well-2 Hasil analisis tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well Gambar 5.54 Hasil prediksi tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan 139 xiii

11 pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well-4 Gambar 5.55 Hasil prediksi tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well xiv

12 DAFTAR TABEL Tabel 3.1 Nilai α dan k untuk circumscribed Drucker-Prager dan inscribed 55 Drucker-Prager Tabel 3.2 Besar relatif tegangan dan rezim pensesaran (faulting regimes) 55 Tabel 4.1 Datum pengeboran untuk sumur-sumur pada penelitian 68 Tabel 4.2 Kelengkapan log untuk tiap sumur 69 Tabel 4.3 Hasil tes triaksial pada batuinti 71 Tabel 4.4 Jadwal Penelitian 74 Tabel 5.1 Rentang nilai yang dibolehkan secara geologi untuk variabelvariabel 96 pada tren kompaksi normal Miller Tabel 5.2 Data kolom stratigrafi regional (Lapangan Verde ) 111 Tabel 5.3 Rangkuman besar dan arah ketiga tensor tegangan in-situ (S v, 128 SH max, Sh min pada daerah penelitian Tabel 5.4 Data-data yang digunakan dalam perhitungan tekanan shear 131 failure Tabel 5.5 Hasil pengujian 16 skenario azimut dan kemiringan trayek lubang 134 bor untuk Well-1, Well-2, dan Well-3 xv

13 DAFTAR LAMPIRAN LAMPIRAN A: Data Log Sumur 147 A.1. Data Log Sumur Well A.2. Data Log Sumur Well A.3. Data Log Sumur Well LAMPIRAN B: Hasil Tes RFT dan MDT 151 LAMPIRAN C: Data Survei Sumur 152 C.1. Well-1 dan Well C.2. Well-3 dan Well C.3. Well LAMPIRAN D: Hasil Tes LOT dan FIT 162 D.1. Hasil Tes LOT dan FIT Well D.2. Hasil Tes LOT dan FIT Well D.3. Hasil Tes LOT dan FIT Well LAMPIRAN E: Input dan Variabel Persebaran Overpressure 170 E.1. Top Formasi 171 E.1. Parameter Default 172 E.2 Kalibrasi Individual 173 E.3. Parameter Final 174 E.4. Peta Kontur Overpressure pada Top Formasi 175 xvi