Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011:

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik 3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan Characteristics and Lateral Distribution of Granitic Basement Reservoir from Well and 3-D Seismic Data, in PT Field, Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin Prihatin Tri Setyobudi1, W. H. Bambang3, A. Banu3, W. N. Krisputranto3, N. Hadi2, dan B. Sudaryo2 1 Mahasiswa Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang Staf Pengajar Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang 3 Geologiwan Petrochina International Jabung Ltd., Jakarta

2

SARI Lapangan PT berada di Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan yang batuan dasarnya ber struktur tinggian. Kompleksitas tektonik yang terjadi serta proses pelapukan menjadikan batuan dasarnya berpotensi sebagai reservoir hidrokarbon. Karakteristik reservoir diketahui dengan melakukan evaluasi log kualitatif, deskripsi megaskopis dan petrografis, analisis porositas dan permeabilitas inti pemboran, serta analisis uji laju alir. Selanjutnya korelasi log dan interpretasi seismik 3-D dilakukan untuk mengetahui sebaran lateralnya. Granit di Lapangan PT berumur Eosen Akhir, terekahkan, serta lapuk dengan intensitas ubahan mineral lemah sampai sedang serta komposisi mineral ubahan 5,60% - 32,00%. Jenis batuan dasar yang menjadi reservoir hidrokarbon di Lapangan PT adalah granit terekahkan dan granite wash. Nilai log rata-rata pada interval Granit Terekahkan untuk GR 235 - 406API, LLD 16,1 - 80 ohm-M, densitas 2,25 - 2,54 g/cc, dan porositas neutron 0,058 - 0,201 npu. Adanya rekahan ditunjukan oleh defleksi spektral uranium ke angka tinggi, pergerakan kurva MSFL yang cepat, separasi antara LLD dan LLS, serta anomali sonik yang mengalami peningkatan secara tajam. Hasil pengukuran full diameter sample core dalam kondisi NOB porositasnya 11,8% 20,7% atau cukup sampai baik sekali, dan permeabilitas horizontal 1,19 - 46,4 md atau ketat sampai baik. Hasil DST minyak terbaik pada granit terekahkan pada sumur PTD-2 sebesar 1044 BOPD, sedangkan DST minyak dan gas terbaik pada sumur PT-2 masing - masing sebesar 928,0 BOPD dan 0,712 MM CFGPD. Apabila dibandingkan dengan granit terekahkan, secara relatif granite wash memiliki nilai gamma ray hampir sama, namun porositas neutron lebih kecil serta densitasnya lebih besar. Nilai log rata-rata tiap sumur untuk GR 360 - 386API, LLD 5,39 - 166 ohm-M, densitas 2,36 - 2,38 g/cc, dan porositas neutron 0,162 - 0,185 npu. Satuan ini terbukti mengalirkan hidrokarabon 23,8 BOPD di Sumur WPT-2. Dari data seismik, top satuan reservoir batuan dasar granitik jatuh pada peak di antara sedimen yang onlap dan batuan dasar segar yang bertekstur reflection free. Satuan Granit Terekahkan terdapat di seluruh area Lapangan PT dan pada lereng tinggian lebih berpeluang untuk terakumulasinya hidrokarbon. Di atas Satuan Granit Terekahkan pada lereng sampai puncak bukit intrusi berkembang Satuan Granit Terlapukkan yang semakin ke atas intensitas pelapukannya semakin tinggi. Di dasar lereng barat daya bukit intrusi berkembang granite wash. Kata kunci: reservoir, batuan dasar, granit terekahkan, granit terlapuk, granite wash ABSTRACT PT field lies at Jambi Subbasin, South Sumatra Basin, of which its base rocks have a high structure. Tectonic complexity and weathering process have caused the base rocks to be potential as a hydrocarbon reservoir. The reservoir characteristics were identified by carrying out qualitative log Naskah diterima: 16 Mei 2011, revisi terakhir: 15 Agustus 2011

113


evaluation, megascopic and petrographic description, porocity and bore core permeability analyses, as well as flow test analysis. Furthermore, log correlation and 3D-seismic interpretation were carried out to find out the rock lateral spread. Granite in PT field is of Late Eocene age, cracked, and weathered with weak to medium mineral alteration intensity and the alteration mineral composition of 5.60% - 32.00%. The types of basement rocks which become the hydrocarbon reservoir in PT field are cracked granite and granite wash. The average log value at cracked granite interval for GR is 235 - 406API, LLD is 16.1 - 80 ohm-M, density is 2.25 -2.54 g/cc, and neutron porocity is 0.058 - 0.201 npu. The presence of the cracks is shown by the deflection of uranium spectral towards a high number, quick movement of MSFL curve, separation between LLD and LLS, and sonic anomaly undergoing a considerable rise. A measurement of a full diameter sample core at NOB condition resulted in the porocity of 11.8% - 20.7% or fair to very good, and horizontal permeability of 1.19 - 46.4 md or firm to good. The best oil DST result at cracked granite in PTD2 hole is 1044 BPOD, whilst the best oil and gas DST’s at PT-2 hole are 928.0 BPOD and 0.712 MM CFGPD respectively. Compared to cracked granite, granite wash has a relatively similar gamma ray, but its neutron porosity is lower and its density is greater. The average log value of each hole for GR is 360 - 386API, LLD 5.39 - 166 ohm-M, density 2.36 - 2.38 g/cc, and neutron porocity is 0.162 - 0.185 npu. This unit was proved to flow hydrocarbon of 23.8 BPOD at WPT-2 hole. From the seismic data, the top of granitic base ment rock reservoir unit falls in peak between onlap sedimen and fresh basement rocks having a texture of free reflection. Cracked Granite Unit occuring throughout the area of PT field and at the high flank is more potential for hydrocarbon to accumulate. Above the Cracked Granite Unit at the flank till the peak of the intrusion hill Weathered Granite Unit is developing with intensity is getting higher towards the upper side. At the bottom of the southwest flank of the intrusion hill granite wash is developing. Keywords: reservoir, basement rocks, cracked ganite, weathered granite, granite wash

PENDAHULUAN Batuan dasar yang normalnya adalah sa ngat masif dan ketat, saat ini diekplorasi untuk diketahui keberadaan hidrokarbon di dalamnya. Hal ini dilakukan dengan cara mencari batuan dasar yang memiliki porositas sekunder dan mengandung hidrokarbon, baik porositas yang terbentuk akibat proses tektonik, oleh pelapukan maupun oleh proses pelarutan. Penelitian ini dilakukan di Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (Gambar 1). Lapangan ini merupakan lapangan pengembangan yang secara geologi posisinya terletak di bagian tepi utara dari Cekungan Sumatra Selatan. Batuan dasar lapangan ini memiliki struktur tinggian. Akibat kompleksitas tektonik yang terjadi serta proses pelapukan, batuan dasar di lapangan ini berpotensi menjadi reservoir hidrokarbon. Maksud penelitian ini adalah melakukan analisis karakteristik reservoir batuan dasar 114

granitik dari data inti pemboran, log sumur, dan drill stem test. Sementara tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui karakteristik dan jenis batuan dasar yang menjadi reservoir serta sebaran lateralnya di Lapangan PT. METODOLOGI Penilitian ini dilakukan dengan data sumur pemboran yaitu berupa data inti pemboran, log sumur, dan drill stem test serta data seismik 3-D. Analisis log yang dilakukan adalah analisis kualitatif, statistika log, dan korelasi log. Analisis inti pemboran meliputi deskripsi megaskopis dan petrografis, analisis umur batuan, analisis intensitas ubahan mineral, dan analisis porositas dan permeabilitas. Dengan data drill stem test dilakukan analisis keberadaan fluida, sedangkan dari data seismik 3-D dilakukan interpretasi horizon dan struktur geologi untuk pemetaan geologi bawah permukaan.

Tu n

gk

al

De

ep

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik 3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

ta Be D ra

Lapangan PT

eep

0

10

Ge rag

aD

eep

p ee lD sw abu K

S Kabul Deep

N U 20

km

KETERANGAN Hydrocarbon kitchen Waters/marine Oil field

South Sumatra Kitchen

Gambar 1. Peta lokasi Lapangan PT.

Selain itu dilakukan juga korelasi log sumur serta pemetaan geologi bawah permukaan reservoir batuan dasar granitis di Lapangan PT dengan data seismik. PERKEMBANGAN TEKTONIK Peristiwa tektonik yang berperan dalam perkembangan Pulau Sumatra dan Cekung an Sumatra Selatan menurut Pulonggono drr. (1992) terdiri atas empat fase: 1. Fase kompresi yang berlangsung dari Jura Awal sampai Kapur. Tektonik ini menghasilkan sesar geser barat laut timur tenggara seperti Sesar Lematang, Kepayang, Saka, Pantai Selatan Lampung, dan kelurusan musi serta trend U - S. Terjadi wrench movement dan intrusi granit berumur Jura - Kapur. 2. Fase tensional pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal yang menghasilkan sesar normal dan sesar tumbuh berarah U - S dan barat laut - timur tenggara. Sedi-

mentasi mengisi cekungan atau terban di atas batuan dasar bersamaan dengan kegiatan gunung api. Terjadi pengisian awal dari cekungan yaitu Formasi Lahat. 3. Fase ketiga yaitu adanya aktivitas tektonik Miosen atau Intra Miosen yang menyebabkan pengangkatan tepi-tepi cekungan. Kegiatan ini diikuti oleh peng endapan bahan-bahan klastika. Yaitu terendapkannya Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, dan Formasi Muara Enim. 4. Fase keempat berupa gerak kompresi pada Plio-Plistosen yang menyebabkan sebagian Formasi Air Benakat dan Formasi Muara Enim telah menjadi tinggian tererosi, sedangkan pada daerah yang relatif turun diendapkan Formasi Kasai. Selanjutnya, terjadi pengangkatan dan perlipatan berarah barat laut di seluruh daerah cekungan yang mengakhiri peng endapan Tersier di Cekungan Sumatra Selatan. Selain itu terjadi aktivitas vulkanisme pada cekungan busur belakang. 115


TATAAN STRATIGRAFI Secara stratigrafi, Cekungan Sumatra Selatan terdiri atas beberapa formasi yang diendapkan di atas batuan dasar (Gambar 2). Secara berurutan dari tua ke muda yaitu Formasi Lahat, Formasi Talang Akar Bawah, Formasi Talang Akar Atas, Formasi Baturaja, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai. Menurut Salim drr. (1995), batuan dasar berupa, batuan pratersier yang tersusun oleh granit, kuarsit, batugamping, serpih, metasedimen, filit, sekis, andesit, dan basal. Umur sekuen litologi pra-Tersier berkisar antara Paleozoikum akhir sampai Mesozoikum Akhir. Formasi yang berkontak tidak selaras dengan batuan dasar yaitu Formasi Lahat. Menurut Musper (1937; dalam Darman dan Sidi, 2000) batuan sedimen ini berumur Eosen - Oligosen Aural yang diendapkan dalam lingkungan darat dan terletak tidak selaras di atas batuan Pratersier. Batuan sedimen ini terdiri atas runtutan sedimen yang tebal dengan ukuran butir halus hingga kasar kadang-kadang berukuran konglomerat, berselingan dengan batulempung, tuf, dan lapisan tipis batubara. Formasi Lahat ini kadang tidak muncul pada daerah dengan morfologi yang tinggi, karena umumnya terakumulasi pada bagian tengah cekungan. Pada bagian tinggian, Formasi Lahat kemungkinan besar tidak hadir, sehingga di atas batuan dasar terendapkan secara tidak selaras Formasi Talang Akar. Menurut Salim drr. (1995) batuan sedimen Formasi Talang Akar ini umumnya berubah dari lingkungan fluvial pada bagian bawah, berangsur ke arah atas menjadi lingkungan deltaik dan laut dangkal. Secara litologi terdiri atas batuan sedimen berbutir halus sampai kasar, kadang-kadang dijumpai konglomerat, pemilahan bagus, relatif bersih, berlapis tebal, dan memiliki porositas baik. Formasi Talang Akar bagian 116

bawah merupakan reservoir dengan kualitas paling baik di Cekungan Sumatra Selatan. HASIL ANALISIS DAN UMUR GRANIT Petrologi dan Umur Granit Percontoh batuan dasar dari inti pemboran pada sumur PT-1 dan WPT-6 berupa batuan beku asam granitik, berwarna abu-abu kekuningan, berstruktur masif dan setempat terdapat rekahan, serta dalam kondisi lapuk dengan tingkatan sub-weathered sampai dengan highly weathered. Secara umum mineralnya berukuran kasar, bertekstur pali ritik, yang menandakan magma membeku di dekat permukaan sebagai suatu tubuh intrusi. Berdasarkan analisis petrografi dan pengklasifikasian dengan mempertimbangkan komposisi mineral kuarsa, alkali felspar, dan plagioklas sesuai klasifikasi IUGS (International Union of Geological Sciences) diketahui bahwa batuan beku yang diamati itu secara petrografi adalah batuan granit (Gambar 3). Dari sepuluh sayatan petrografi yang diamati, batuan granit memiliki komposisi mineral utama yaitu kuarsa sebanyak 21,20% - 30,00%, alkali felspar 34,40% 41,20%, dan plagioklas 0% - 19,20%, serta mineral primer lainnya berupa mika, apatit, dan zirkon. Sementara itu, mineral sekunder yang terdeteksi adalah dolomit, siderit, kao linit, serisit/illit atau paragonit, dan pirit. Kaolinit, serisit/illit atau paragonit, siderit, dan dolomit hadir sebagai mineral ubahan dari felspar. Pada bagian tertentu kaolinit dan siderit mengisi rekahan. Zirkon dan apatit sebagai mineral inklusi, dan pirit sebagai mineral pengganti. Terdapat tekstur perthitic yang merupakan tekstur pertumbuhan bersama K-felspar dalam plagioklas. Selain itu berkembang tekstur micrographic atau granophyric.

Selatan

Utara

Litofasies “Back-arc”

Elemen Hidrokarbon Sunda Land

marine

Bathyal

Kasai

Akhir

PLIO.

Awal Akhir

Muara Enim

FLUVIODELTAIC Orange

Final Barisan Uplift

Air Benakat

-S-S-

Tengah

Gumai

REGRESSIVE

Purple

10

MIOSEN

Lingkungan Pengendapan Kegiatan Tektonik Non

Pink

Plist.

Awal

Horizon Seismik

FORMASI

JTL

ZAMAN


Anggota Bawah

Green Initial Barisan Compression

Deep Marine to FluvioDeltaic

-S-

20 Blue

Talang Akar Bawah

30

Transgressive

Yellow

Regional Subsidence

SR

Uplift

Syn-Rift Alluvial to FluvioLacustrine

40

Lahat

SR

“Back-arc” Transtensile Rifting

Tengah

Terrestrial

EOSEN

Akhir

Awal

OLIGOSEN

Akhir

Talang Akar Atas

Batu raja

Red

-S- Seal

MESOZOIKUM

R Reservor Rocks

SR Source Rock

Accretion of Pre-Collision Passive Margin Continental Fragments

Gambar 2. Stratigrafi Subcekungan Jambi, Sumatra Selatan (Holis drr., 2010).

Dari petrografi percontoh inti pemboran di Sumur PT-1 diketahui ketidakhadiran plagioklas pada tiga sayatan petrografi teratas,

kemungkinan dikarenakan pelapukan dan leaching sehingga terjadi penggantian oleh kaolinit dan siderit. Dari sepuluh sayatan 117


b

a

A

PORTION OF IUGS CLASSIFICATION OF PHANERITIC FELDSPATHIC ROCKS (after Streckeissen, 1973, 1976)

Q

B C

Q = quartz A = alkali feldspar P = plagioclase

Qz

D

Schematic of Complete Classfication

Quartzolite

Mc-Chl

Silica-supersaturaated and saturated

Quartz rich granioids

E

Granodiorite

F

Alkali-feldspar granite

G

Granite

Quartz alkalifeldpar granite

H

syenite

J K 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Quartz monzonite monzonite

Alkali-feldspar granite

30 Millimeters

16

Silica-Under saturated (most not shown)

Quartz monzodiorite/monzogabbro Quartz syenite

I

Tonalite

Foid-bearing Foid-bearing Foid-bearing alkali-feldspar syenite syenite monzonite

Quartz diorite/Gabbro/Anorthosite Monzodiorite/Monzogabbro Diorite/Gabbro/Anorthosite Foid-bearing diorite/gabbro Foid-bearing monzodiorite/monzogabbro

Volcanic Rocks

Gambar 3. a. Mikrofoto sayatan 10, b. Plotting persentase mineral QAP pada Diagram Segitiga klasifikasi batuan beku asam (menurut IUGS).

petrografi, kandungan mineral sekunder berkisar dari 5,60% sampai 32,00% (Tabel 1). Hal ini berarti intensitas ubahan mineral berdasarkan persentase mineral sekunder pada batuan granit dan mengacu pada klasifikasi yang dibuat oleh Morrison (1997) yaitu dari lemah sampai dengan sedang. Intensitas ubahan sedang hanya terjadi pada satu sayatan tipis paling atas atau pada Plate 3 di sumur PT-1. Kemungkianan hal itu terjadi karena batuan lebih dekat dengan permukaan daripada batuan yang disayat lainnya, sehingga intensitas pelapukannya lebih tinggi. Tingkat ubahan yang terjadi selectively pervasive yaitu proses ubahan hanya terjadi pada mineralmineral tertentu yang tidak terlalu resisten pada batuan. Umur absolut granit yang diambil dari inti pemboran pada sumur PT-1, dari hasil pertarikhan K-Ar adalah 34.30 ± 0.91 j.t.l. Jika merujuk ke skala waktu geologi yaitu sebanding dengan Eosen Akhir. Sementara itu, pertarikhan radioaktif yang dilakukan terhadap granit di salah satu sumur pada lapangan di sebelah baratnya, didapatkan umur 180.44 ± 3.58 juta tahun atau seban ding dengan Jura Awal. Hal ini dapat menandakan bahwa telah terjadi intrusi pada Eosen Akhir di Lapangan PT. 118

Perkembangan Porositas Sekunder dan Batuan Granit Porositas sekunder yang berkembang pada batuan granit di lapangan PT adalah porositas hasil pelarutan atau dissolusi dan porositas rekahan. Dari sepuluh petrografi sayatan granit, dissolusi dan rekahan dapat menambah total porositas dari 1,60% sampai dengan 8,80% (Tabel 2). Kenampakan porositas sekunder di granit dapat dilihat dari sayatan petrografi. Se bagai contoh pada Sayatan 5 yang diambil dari Sumur PT-1 pada kedalaman 4710,10 ft MD, pelarutan felspar menghasilkan dissolution porosity sebesar 4% serta terbentuk porositas sekunder dari microfracture sebesar 0.8% (Gambar 4). Berdasarkan pengukuran porositas dan permeabilitas pada percontoh inti yang diambil pada kedalaman 4710,10 ft MD di sumur PT1, yang sama dengan percontoh inti yang dianalisis petrografi pada sayatan 5 di atas, porositas yang terukur adalah sebesar 20.90% dan permeabilitas horizontalnya 157 md. Proses alterasi mineral secara umum dapat menyebabkan pertambahan porositas, namun proses pelapukan dapat pula menye-

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik 3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.) Tabel 1. Persentase Mineral Sekunder dan Intensitas Ubahan Mineral Mineral Sekunder (%)

Pirit

Klorit

Kalsit

0.8 0.8 9.2 7.6 5.6 2.0 8.8 4.0 -

18.0 18.0 3.2 6.4 3.2 1.6 2.0 7.6 3.2 3.2

12.4 12.4 6.0 6.0 11.2 1.2 8.4 3.6 0.4 15.2

0.8 0.8 0.4 0.4 0.4 2.0 1.2

1.6 0.8 5.2 1.2

0.8 0.4 -

1.2 1.2 -

32.0 32.0 18.4 20.4 20.4 5.6 20.8 16.4 11.2 20.8

Sedang Sedang Lemah Lemah Lemah Lemah Lemah Lemah Lemah Lemah

12/WPT-6

-

7.2

1.6

-

3.2

2.8

-

14.8

Lemah

Total

Serisit/ llit/ Paragonit

3/PT-1 3/PT-1 4/PT-1 5/PT-1 6/PT-1 7/PT-1 8/PT-1 9/PT-1 10/PT-1 11/WPT-6

Dolomit

Kaolinit

Intensitas Ubahan

Siderit

Sayatan/ Sumur

Tabel 2. Porositas Sekunder dan Permeabilitas Horizontal Sayatan Batuan

Sayatan/ Sumur 3/PT-1 4/PT-1 5/PT-1 6/PT-1 7/PT-1 8/PT-1 9/PT-1 10/PT-1 11/WPT-6 12/WPT-6

Porositas Terlihat Disolusi

Rekahan

Total

Helium Porosity at Ambient Condition

4.00% 7.20% 4.00% 6.00% 1.60% 4.40% 1.60% 1.60% 3.60% -

0.80% 1.60% 0.80% 1.60% 2.00% 1.20% 0.80% Trace 1.60% 0.80%

4.80% 8.80% 4.80% 7.60% 3.60% 5.60% 2.40% 1.60% 5.20% 0.80%

18.70% 19.10% 20.90% 18.30% 14.00% 13.30% 10.90% Not Measured 17.30% 2.20%

babkan tertutupnya rekahan oleh mineral sekunder, sehingga konektivitas rekahan atau porositas efektifnya menjadi buruk sehingga berpengaruh pada permeabilitias reservoir. Seperti yang terlihat pada Sayatan 4, siderit mengisi rekahan (Gambar 5). Dari hasil pengukuran porositas dan permeabilitas pada batuan yang disayat menjadi Sayatan 4 ini besar permeabilitas horizontalnya 7,5 md, walaupun porositasnya baik yaitu 19,1%.

Horizontal Permeability at Ambient Condition 5.63 md 7.5 md 157 md 51.3 md 18.1 md 8.00 md 0.538 md Not Measured 0.332 md 0.005 md

Karakteristik Log Sumur Granit terekahkan (fractured granite) memiliki karakteristik log porositas neutron yang nilainya bervariasi dari 0,058 - 0,201 npu, begitu pula deep resistivity-nya sangat bervariasi nilainya, yaitu dari 16,1 sampai 801 ohm-M, densitasnya antara 2,25 - 2,54 g/cc, soniknya 65,7 - 90,4 µs/ft. Berdasarkan data sumur, ketebalan satuan ini adalah bervariasi 31-238 ft yaitu berada pada kedalaman 4223 ft SSTVD sampai 5233 ft SSTVD. 119


SP

A

40X, X pol

B C D E F G H

K

Sid

I J 30 Millimeters

K 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Gambar 4. Mikrofoto sayatan 5 yang menunjukkan porositas sekunder (SP) dari hasil pelarutan felspar in microfracture; di sumur PT-1.

A

40X, II pol

B

Qz

C D

Sid

E F G H I J

30 Millimeters

K 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Gambar 5. Mikrofoto sayatan 4 yang menunjukkan terdapatnya siderit (Sid) mengisi rekahan; Sumur PT-1.

Pendeteksian rekahan pada granit secara tidak langsung dengan data wireline log, ditunjukan oleh terdapat defleksi spektral uranium ke angka yang tinggi, pergerakan kurva mikroresistivitas (MSFL) yang cepat, dan harga anomali sonik yang mengalami peningkatan secara tajam dibandingkan harga sonik di batuan di atas atau bawahnya (Gambar 6 dan Gambar 7). Granit terlapukkan (weathered granite) yang terbentuk karena batuan granit tersingkap ke permukaan, kemudian mengalami pelapuk an dan alterasi argilik sehingga batuan 120

menjadi kedap, dan berfungsi baik sebagai batuan penudung. Batuan granit terlapukkan terdapat pada bagian atas tubuh intrusi dan lereng namun tidak hadir pada lembah. Ketebalannya bervariasi 1 - 12 ft yang berada pada kedalaman 4215ft SSTVD sampai 4970 ft SSTVD. Karena terbentuknya mi neral lempung yang konduktif seperti klorit dan kaolinit akibat adanya proses pelapukan, maka resisitivitas batuan granit terlapukkan lebih rendah daripada granit terekahkan dan Real basement yaitu berkisar 3,87 - 81,5 ohm-M. Selain itu gamma ray nya berkisar 98,7 - 250 API lebih rendah daripada granit terekahkan. Densitasnya 2,34 - 2,53 g/cc, porositas neutron 0,083 - 0,206 npu, dan log soniknya 67,6-101 µs/ft. Granite wash memiliki karakteristik yang hampir sama dengan granit terekahkan, yaitu gamma ray 360 - 386 API, namun memiliki porositas relatif lebih besar daripada granit terekahkan yaitu berkisar antara 0,162 - 0,185 npu. Densitas relatif lebih rendah daripada granit terekahkan yaitu 2,36 - 2,38 g/cc, dan resistivitas lebih rendah daripada Granit terekahkan yaitu 5,39 - 166 ohm-M. Vsh-nya 0,316 - 0,612 dan log soniknya 91,2 - 92,9 µs/ft. Ketebalan satuan ini adalah 33 - 296 ft, berada pada kedalaman 4674 ft SSTVD sampai dengan 4931 ft SSTVD. Di bawah Satuan Granit terekahkan terdapat Satuan Real basement, merupakan litologi batuan dasar yang tidak ekonomis atau tidak dapat berpotensi sebagai reservoir hidrokarbon, karena dari data drill stem test tidak mengandung fluida dengan total gas yang kecil kurang dari 100 unit. Dari wireline log, nilai log gamma ray-nya tinggi yaitu berkisar dari 259 - 431 API, resistivitasnya 19,0 - 6092 ohm-M, densitasnya 2,12 - 2,61 g/cc, log porositas neutron yang rendah berkisar antara 0,014 - 0,274 npu, dan log soniknya 52,2 - 72,0 µs/ft.


MD 0,00

0,00 0,00 0,00

CGR 500,00 0,20 UD THO 100,00 0,20 US URA 50,00 0,20 MEF POT 20,00

2000,00 1,70 2000,00 0,60 2000,00 0,00

FDC CNL PEF

PT-1 MD

270 140,00 0,00 1000

DTC

40,00 1,00

TG

DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANIT SECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOG DAN SECARA LANGSUNG DARI CORE DI SUMUR PT-1

1000000

Zona 1 (4689-4694 ft MD)

4640

4689

Zona 2 (4720-4725 ft MD)

Zona 3 (4745-4748 ft MD) 4745

4720

4660

4746

4680

Zona 1

6810 BOOPD 0.560 MM CFGPD

4721

4700 4747

4746

4722

4720

Zona 2

4721

4740

Zona 3 4760

Zona 4

4723

10,0 BOPD 0,5 BWPD

Zona 5

Reserved core

4780

Reserved core

4724

4800

4821

Keterangan: : Natural Fracture : Induced Fracture 4725

Gambar 6. Deteksi kehadiran rekahan di zona 1, zona 2, dan zona 3 pada granit secara tidak langsung dari data log dan secara langsung dari inti pemboran di sumur PT-1.

Korelasi Struktur dan Stratigrafi Korelasi yang dilakukan dibagi dalam tiga lintasan. Lintasan pertama mengkorelasi sumur WPT-2, PTD-6, WPT-6, PTD-3, dan PTD-7. Lintasan kedua mengkorelasi sumur PT-1, PTD-11, PTD-10, PTD-2, PT-2. Lin tasan ketiga mengkorelasi sumur WPT-5, PTD-9, PTD-8, PT-3, PTD-1, dan PTD-4 (Gambar 8 dan 9). Dari korelasi struktur yang dilakukan diketahui bahwa pada Sumur PTD-1, posisi batuan dasar granitiknya adalah paling tinggi, sedangkan posisi batuan dasar granitik yang tergolong di bawah daripada sumur-sumur lainnya yaitu pada Sumur WPT-2, WPT-5, WPT-6, PTD-10, dan PTD-11. Sementara itu, sumur-sumur yang posisinya di bagian lereng adalah Sumur PT-1, PT-2, PT-3, PTD-

2, PTD-3, PTD-4, PTD-6, PTD-7, PTD-8, dan PTD-9. Satuan Granit Terekahkan berkembang pada semua sumur, sedangkan Granit Terlapukkan hanya berkembang pada sumur yang posisinya di puncak sampai lereng yaitu hampir pada semua sumur keculi sumur WPT-2 dan WPT-5. Pada kedua sumur ini yaitu Sumur WPT-2 dan WPT-5 berkembang Satuan Granite wash yang posisinya relatif berada lebih bawah daripada sumur -sumur lainnya. Korelasi stratigrafi yang dilakukan adalah korelasi di-flatten pada batas atas Formasi Talang Akar Bagian Bawah (LTAF). Korelasi ini bertujuan untuk mengetahui struktur batuan dasar atau paleogeografi sebelum terendapkannya sedimen LTAF dan kemenerusan sedimentasi Formasi 121


DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANIT SECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOG DAN SECARA LANGSUNG DARI CORE DI SUMUR PT-1 Zona 4 (4757-4762 ft MD)

4640

Zona 5 (4770-4775 ft MD)

4660

4758 4680

6810 BOOPD 0.560 MM CFGPD

4760

Zona 1

4700

4720

Zona 2 4773

4740

Zona 3

4760

Zona 4

Zona 5 4780

4800

4762

Keterangan: 4820

: Natural Fracture : Induced Fracture

Gambar 7. Deteksi kehadiran rekahan di zona 4 dan zona 5 pada granit secara tidak langsung dari data log dan secara langsung dari inti pemboran di sumur PT-1. 122


Keterangan Top Unit Litologi : Top LTAF : Top Batupasir (LTAF-A)+ : Top Batupasir Konglomerat (LTAF-B) : Top Batulempung (LTAF-C)+ : Top Granite Wash : Top Weathered Granite : Top Fractured Granite : Top Roof Basement

U

+Top Unit LTAF-C dan LTAF-A menjadi Top Formasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)

Gambar 8. Korelasi struktur lintasan 3 (sumur WPT-5; PTD-9; PTD-8; PT-3; PTD-1; PTD-4).

Keterangan Top Unit Litologi : Top LTAF : Top Batupasir (LTAF-A)+ : Top Batupasir Konglomerat (LTAF-B) : Top LTAF(LTAF-C)+ : Top Batulempung : Top Batupasir (LTAF-A)+ Batupasir Konglomerat (LTAF-B) : Top Granite: Top Wash : Top Batulempung (LTAF-C)+ : Top Weathered Granite : Top Granite Wash : Top Fractured GraniteGranite : Top Weathered : Top Fractured Granite : Top Roof Basement : Top Roof Basement

Keterangan Top Unit Litologi

U

Unit LTAF-C dan LTAF-A menjadi Top +Top Unit LTAF-C dan+ Top LTAF-A menjadi Top (LTAF) Formasi Talangakar Bagian Bawah

Formasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)

Gambar 9. Korelasi stratigrafi lintasan 3 (Sumur WPT-5; PTD-9; PTD-8; PT-3; PTD-1; PTD-4).

Talang Akar Bawah sebelum terganggu struktur geologi yang terbentuk pada fase kompresi Plio-Plistosen. Dari hasil korelasi stratigrafi diketahui bahwa LTAF pada daerah penelitian adalah sedimen yang melampar pada semua bagian Lapangan PT. sedimen Formasi Talang Akar Bagian Bawah akan lebih menebal pada bagian rendahan dan lebih tipis di bagian puncak. Hal ini dikontrol oleh proses sedimentasi LTAF pada lingkungan darat atau tepatnya sungai teranyam dan berubah menjadi shallow marine channel. Setelah pembentukan intrusi granit terjadi proses pelapukan dan pembentukan rekahan

akibat adanya gaya ekstensi yang bekerja sejak Kapur sampai Tersiar Awal. Pada Tersier Awal terjadi longsoran-longsoran akibat lereng yang curam dan batuan yang rapuh, kemudian terendapkan Granite wash yang berkembang pada dasar tebing sebagai hasil sedimentasi oleh proses longsoran dari bukit intrusi granit. Satuan Granite wash yang terdeteksi pada sumur WPT-2 dan WPT-5 hanya terdapat pada bagian-bagian tertentu dan relatif kemudian terlindung dari erosi oleh air yang mengalir pada (LTAF-C) channel. Endapan di atasnya adalah endapan limbah banjir yang berupa lempung karena posisinya lebih tinggi daripada channel. Di antara dataran limbah banjir terdapat topografi yang 123


lebih rendah dan berkembang braided channel yang mengendapkan LTAF-B. Karena adanya transgresi dan penurunan, kemudian berkembang LTAF-A sebagai sedimen shallow marine channel di atas LTAF-B. Interpretasi Data Seismik 3-D dan Peta Struktur Waktu dan Kedalaman Berdasarkan cekshot yang tersedia, top Granit terekahkan dan Granit terlapukkan jatuh pada amplitudo positif atau peak, begitu pula Granite wash jatuh pada peak yang sama, sedangkan Real basement jatuh pada amplitudo negatif atau trough. Batuan dasar lapangan PT berupa granit yang cenderung lapuk dan terekahkan, sehingga proses pelapukan itu menyebabkan karakteristik seismik batuan dasar tidak sepenuhnya bertekstur reflection free. Oleh sebab itu, dalam penelusuran top horizon batuan dasar terekahkan dan terlapukkan ini, prinsip posisi top horizon ini adalah di bawah sedimen yang onlap dan di atas batuan granit yang segar yang bertekstur reflection free (Gambar 10). A

Dari peta struktur waktu (Gambar 11) dan peta struktur kedalaman terlihat adanya bukit intrusi granit yang memanjang dan berorientasi utara-selatan. Kedalaman puncak intrusi granit adalah 4440 ft yaitu posisinya di sebelah barat daya dari sumur PTD-1; sedangkan kontur terendah di lapangan PT adalah di bagian tenggara. Pada titik elevasi lebih tinggi, batuan akan lebih mudah lapuk daripada yang ada di bagian bawah. Selain itu, efek dari adanya bukit ini akan mengontrol pula sedimentasi Formasi Talang Akar Bagian Bawah, sehingga formasi ini akan onlap terhadap bukit intrusi. Pada Lapangan PT. terdapat beberapa kelompok struktur geologi (Gambar 12), yaitu: 1. Sebuah sesar berbalik sebagai batas Timur Lapangan PT. Sesar yang besar ini berorientasi barat laut - tenggara. yang terbentuk oleh gaya kompresi Pliosen - Plistosen. 2. Sebuah sesar normal berorientasi utara - selatan, yang terbentuk oleh gaya ekstensi Jura - Tersier Awal. 3. Sebuah sesar yang berorientasi utara barat laut - selatan tenggara sebagai batas barat B

U Time Slice 1340 ms

Keterangan Horizon LTAF Horizon Granitic reservoir Horizon Rea basement

A WPT-2

WPT-5

WPT-3

B WPT-6

PT-1

Keterangan Horizon Granitic reservoir Horizon Rea basement

Gambar 10. Line seismik dan time slice. 124

PT-2

uU


UNIVERSITAS DIPONEGORO FAKULTAS TEKNIK PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI

U

PETA STRUKTUR WAKTU TOP RESERVOIR BATUAN DASAR GRANITIK LAPANGAN PT Oleh PRIHATIN TRI SETYOBUDI L2L006041

Keterangan :Sesar Normal

:Sesar Berbalik Interval Kontur : 5ms

data 1230

1961

colour range contour 1225 1240 1255 1270 1285 1300 1315 1330 1345 1360 1375 1390 1405 1420 1435 1450 1465 1480 1495 1510 1525 1540 1555 1570 1585 1560 1575 1590

Skala 0

500

1000

1500

2000 m

1:50000

Gambar 11. Peta struktur waktu Top Reservoir batuan dasar granitis (Setyobudi, 2011). Lapangan PT. Berdasarkan pergerakannya, sesar ini diinterpretasikan sebagai sesar gunting. Sesar ini awalnya merupakan sesar normal tua yang terbentuk oleh gaya kompresi pada Jura - Kapur, dan berkembang menjadi sesar gunting akibat gaya kompresi Pliosen - Plistosen. 4. Enam buah sesar normal berorientasi timur laut - barat daya. yang terbentuk oleh gaya kompresi Pliosen - Plistosen. Fasies Batuan Dasar Granitis Karena dalam satu peak terdapat tiga top horizon, maka dalam pemetaan sebaran fasies batuan dasar granitik yang dapat menjadi re servoir hidrokarbon, ketiga horizon dipetakan menjadi satu horizon, kemudian variasinya diketahui dengan melihat data sumur dan mempertimbangkan paleogeografi atau posisi relatif sumur satu dengan lainnya sebelum terendapkannya Formasi Talang Akar Bawah,

dan bisa dilihat dari korelasi stratigrafi yang dilakukan (Gambar 13). Granit di lapangan ini mengalami perekah an dan tersebar pada seluruh bagian dari Lapangan PT yang disebabkan oleh proses tektonik yang mempengaruhi batuan granit di lapangan ini. Di atas Satuan Granit terekahkan ini terdapat satuan Granit terlapukkan dengan intensitas pelapukan yang berbeda-beda bergantung pada ele vasi, posisi, dan adanya erosi. Sehingga pada puncak bukit, batuan granitnya akan mengalamai pelapukan lebih tebal daripada yang di lereng. Pada lembah yang biasanya menjadi penyaluran air, pelapukan tidak terjadi. Pada bagian dasar lereng di sebelah barat laut berkembang Satuan Granite wash yang terangkut dari puncak dan lereng bukit dengan jarak yang dekat dan sistem aliran debris, sehingga karakteristiknya mirip dengan granit yang insitu. 125


Keterangan : Sesar Normal

U

: Sesar Berbalik :Trend NW-SE (Sesar Berbalik) : Trend NE-SW (Sesar Normal) : Trend N-S (Trend Normal) : Trend NNW-SSE

Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi cekungan Sumatra Selatan (Pulonggono, 1992)

Interval Kontur :25 ft

Compressional Phase Compressional Phase

color range contour 4150 4200 4225 4250 4300 4350 4400 4450 4500 4550 4600 4650 4700 4750 4800 4850 4897 4900 4950 5000 5050 5100 5150 5200 5250 5300 5350 5400 5450 5500 5550 5600 5650 5700 5750 5800 5850 5900 5950 6000 data

Extensional Phase

Extensional Phase

0

Skala

500 1000 1500 2000 m 1:50000

Penafsiran struktur geologi lapangan PT berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi regional

Gambar 12. Penafsiran struktur geologi berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur regional (Setyobudi, 2011).

Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Known Gas (LKG) Dari hasil uji, laju alir minyak terbaik di Lapangan PT pada interval Granit terekahkan terdapat pada sumur PTD-2 yaitu sebesar 1044 BOPD. Sementara DST minyak dan gas terbaik terdapat pada sumur PT-2 yaitu sebesar 928.0 BOPD dan 0.712 MM CFGPD. Sementara itu reservoir Granite wash memiliki laju alir yang terbaik, yaitu sebesar 23.8 BOPD pada sumur WPT-2; sedangkan pada interval LTAF-A yang litologinya batupasir dan interval LTAF-B yang litologinya batupasir konglomeratan laju alir minyak 520.0 BOPD, 0.449 MM CFGPD, dan 149.0 BWPD di sumur PT-2. 126

Lowest Known Oil (LKO) diketahui dari DST di Sumur WPT-2 yaitu pada kedalam an 4920 ft SSTVD, sedangkan Lowest Known Gas (LKG) diketahui dari DST di sumur PTD-4 yaitu pada kedalaman 4593 ft SSTVD (Gambar 14). Ketidak hadiran fluida pada reservoir granitis di sumur PTD-4 yang secara posisi berdekatan dengan sumur PT-3 adalah diakibatkan oleh konektivitas yang buruk dari reservoir batuan dasar Granit terekahkan (Gambar 15). Sehingga lebih ke bagian tengah tubuh intrusi biasanya lebih kecil kemungkinan batuan dasar Granit terekahkan dapat menyimpan hidrokarbon, kecuali jika reservoir terisi oleh proses migrasi hidrokarbon ke arah bawah

WPT-2 (SSTVD)

Granite wash

PTD 2 (SSTVD)

WPT -6 (SSTVD)

Fractured Granite

Granite wash

Fractured Granite

Weathered Granite

Fractured Granite

Weathered Granite

U

0

500 1:50000

1000

Skala

1500

2000 m

Fractured Granite

Weathered Granite

PTD 2 (SSTVD)

Fractured Granite

Weathered Granite

PT-1 (SSTVD)

Fractured Granite

Weathered Granite

PT-3 (SSTVD)

Kontur Interval : 25 ft

: Top Real Basement

: Top Fractured Granite

: Top Weathered Granite

: Top Granite Wash

: Top LTAF

: Fractured Granite

:Weathered Granite

: Granite wash

: Sesar Berbalik

: Sesar Normal

Keterangan

Gambar 13. Peta struktur kedalaman top reservoir batuan dasar granitis di-overlay-kan dengan prediksi sebaran fasies batuan dasar granitis dari data sumur serta respon log Gamma Ray dan densitas interval LTAF dan granit lapangan PT (Setyobudi, 2011).

Fractured Granite

WPT-5 (SSTVD)


127


small trace of gas at 5720-5732 ft MD,5846-5886 ft MD and 6064-6084 ft MD

Flowed gas, water and no oil, trace of condensate (5518-5524 ft MD)

149,0 BOPD and 364,0 BWPD (4746-4757 ft MD) no to small influx (5404-5450 ft MD)

307,0 BOPD and 0,191 MM CFGPD (4800-4814 ft MD)

Keterangan :Sesar Normal :Sesar Berbalik : DST Interval Granite Wash : SDT Interval Fractured Granite

23,8 BOPD (5160,01 -5181,99 ft MD)

: LKG (4593 ft SSTD)

no fluid recovery (5540-5552 ft MD)

: LKO (4920 ft SSTVD) Interval Kontur : 5ms

colour range contour data 4225

4967

4150 4200 4250 4300 4350 4400 4450 4500 4550 4600 4650 4700 4750 4800 4850 4900 4950 5000 5050 5100 5150 5200 5250 5300 5350 5400 5450 5500 5550 5600 5650 5700 5750 5800 5850 5900 5950 6000

0,265 MM CFGPD (5038-5048 ft MD)

681,0 BOPD and 0,560 MM CFGPD (4750-4770 ft MD)

1044 BOPD (6424-6436 ft MD)

928,0 BOPD and 0,712 MM CFGPD (6988,01 -7002,02 ft MD)

U

Skala

0

500

1000

1500

2000 m

Peta Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Known Gas (LKG) serta Drill Steam Test (DST) pada Interval Granite Wash dan Fractured Granite lapangan PT

Gambar 14. Peta Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Known Gas (LKG) serta Drill Stem Test (DST) Interval Granite Wash dan Fractured Granite (Setyobudi, 2011).

A

A’ Tenggara

Barat laut

LKG (4593 SSTVD)

LKO (4920 SSTVD)

Keterangan: : Top Granite Wash : Top Weathered Granite : Top Fractured Granite

LKG : Lowest Known Gas LKO : Lowest Known Oil : Sesar Normal

: Top Real Basemen

Gambar 15. Penampang korelasi struktur Lintasan A – A’, Lapangan PT beorientasi Barat laut - Tenggara (Setyobudi, 2011). 128


(downward) dari sedimen di atasnya terjadi. Namun dari penelitian ini belum terdapat bukti untuk membuktikan bahwa dapat terjadinya migrasi ke arah bawah dari sedimen di atas batuan dasar menuju reservoir batuan dasar granitis di Lapangan PT. Rekonstruksi Sejarah Geologi Rekonstruksi sejarah geologi dibantu de ngan line seismik yang melalui Lapangan PT dapat dilihat pada Gambar 16. Pada Jura Awal atau 180.44 ± 3.58 juta tahun lalu, sesuai dengan hasil pertarikhan radioaktif batuan granit pada salah satu sumur eksplorasi di sebelah barat Lapangan PT, terjadi intrusi yang membentuk batolit. Sejak Jura - Kapur, Cekungan Sumatra Selatan berada pada rezim kompresi. Akibatnya pada bagian barat Lapangan PT terbentuk sesar berarah utara barat laut - selatan tenggara yang menurut Pulonggono (1992) berdasarkan arahnya diinterpretasikan sebagai sesar normal. Kemudian pada Kapur Akhir - Tersier Awal, Cekungan Sumatra Selatan dipengaruhi oleh gaya ekstensi, sehingga sesar utara barat laut - selatan tenggara ini masih tetap berkembang sebagai sesar normal.

Waktu geologi

Proses endogen

Proses eksogen

Sketsa/gambar

Adanya sesar normal di atas menyebabkan terbentuknya zona lemah yang mudah terintrusi, sehingga terjadi intrusi granit di Lapangan PT. pada Eosen Akhir atau tepatnya 34,30 ± 0,91 juta tahun lalu sesuai dengan hasil pertarikhan radioaktif di sumur PT-1. Seiring dengan perubahan rezim tektonik ekstensi yang masih berlangsung sejak Kapur Akhir sampai Tersier Awal, sesar normal yang berarah utara barat laut - selatan tenggara ini masih aktif bergerak ekstensif ,dan dalam kondisi batuan granit di Lapangan PT. tersingkap dipermukaan atau dalam kondisi overburden minimum, sehingga batuan granit ini akan mudah mengalami rekahan-rekahan sekunder yang terbuka. Selain itu, disaat bersamaan terbentuk pula sesar normal berarah utara - selatan akibat gaya ekstensi dan juga berkembang proses pelapukan dan erosi. Kemudian pada Oligosen Akhir sampai dengan Miosen secara berurutan waktunya terendapkan Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, dan Formasi Muara Enim. Pada Pliosen-Plistosen berkembang tektonik kompresi yang menyebabkan terbentuknya sesar berbalik berorientasi barat laut - teng-

Waktu geologi

Oligosen Akhir

reaktivasi sesar normal UBL-STeng menjadi sesar gunting NNW-SSE dan pembentukan sesar berbalik BL-Teng serta sesar turun TL-BD akibat gaya kompresi

Basin rifting masih berlangsung

pelapukan dan erosi dan sedimentasi Syn rift

Proses eksogen

Intrusi granit dan Basin Rifting masih berlangsung dan terbentuk sesar turun N-S di bagian tenggara lapangan PT (tidak ditampilan dalam gambar)

Jura-Kapur

Te r b e n t u k s e s a r n o r m a l Pelapukan dan erosi UBL-Teng akibat gaya kompresi jurasik dan kemudian berubah dikontrol oleh gaya ekstensi pada kapur akhir menyebabkan terjadinya Basin Rifting

Resen

Plio-Plistosen

Proses endogen

Eosen akhir

sketsa/gambar

Intrusi Batolit

Jura Awal

Keterangan : : Formasi Talang Akar Bagian bawah : Weathered Granite : Granite Wash

: Horison seismik Formasi Talang Akar Bagian Bawah : Horison seismik Granitic Basement Reservoir : Horison seismik Real Basement

: Fractured Granite : Real Basement (Late Eocene Granite) : Real Basement (Early Jurassic Granite)

Gambar 16. Rekonstruksi sejarah geologi pembentukan reservoir batuan dasar granitis di Lapangan PT. 129


gara dan sesar normal berorientasi timur laut - barat daya. Selain itu, sesar turun di sebelah barat Lapangan PT. yang berarah utara timur laut - selatan barat daya ini meng alami perubahan arah pergerakan, sehingga menjadi sesar gunting akibat dari adanya kontak batuan yang bervariasi densitas dan jenisnya. Pergerakan sesar-sesar pada fase ini juga menyebabkan granit di Lapangan PT terekahkan. Bersamaan dengan rezim tektonik ini terendapkan Formasi Kasai.

Granit terlapukkan yang semakin ke puncak tinggian semakin tebal pelapukannya.

KESIMPULAN

UCAPAN TERIMAKASIH

Batuan dasar granitik pada Lapangan PT yang dapat menjadi reservoir hidrokarbon sebagai target utama adalah:

Terimakasih disampaikan kepada BP. MIGAS, Petrochina International Jabung Ltd., dan Universitas Diponegoro yang telah memberikan ijin penelitian dan publikasi serta bimbingan.

Granit terekahkan berumur Eosen Akhir, lapuk dengan intensitas ubahan ringan sampai sedang dengan komposisi mineral ubahan 5,60% - 32,00%. Top satuan ini jatuh pada defleksi membesar gamma ray. Nilai log rata-rata tiap sumur bervariasi untuk gamma ray 235 - 406 API, resistivitas 16,1 - 801 ohm-M, densitas 2,25-2,54 g/cc, dan porositas neutron 0,058 - 0,201 npu. Adanya rekahan ditunjukan oleh defleksi membesar spektral uranium, pergerakan kurva MSFL yang cepat, separasi log LLD dan LLS, serta nilai anomali sonik yang meningkat secara tajam. Dari analisis inti pemboran pada kondisi NOB porositasnya 11,8% 20,7% atau cukup sampai baik sekali, dan permeabilitas horizontal 1,19 - 46,4 md atau ketat sampai baik. Pada seismik, top satuan ini jatuh pada peak di antara sedimen yang onlap dan granit segar bertekstur reflection free. Ketebalan satuan ini adalah 31 - 323 ft pada kedalaman 4223 - 5233 ft SSTVD. DST terbaik pada Sumur PTD-2 sebesar 1044 BOPD. Satuan ini tersebar di seluruh area Lapangan PT dan terbukti bahwa akumulasi hidrokarbon terdapat pada lereng tinggian. Pada bagian lereng sampai puncak tinggian, di atas satuan ini terdapat Satuan 130

Granite wash yang berkembang pada dasar lereng baratdaya tinggian dengan ketebalan 33 - 235 ft pada kedalaman 4674 - 4931 ft SSTVD. Nilai log rata-rata untuk gamma ray 360 - 386 API, resistivitas 5,36 - 166 ohm-M, densitas 2,36 - 2,38 g/cc, dan porositas neutron 0,162 - 0,185 npu. DST terbaik pada Sumur WPT-2 yaitu 23.8 BOPD.

ACUAN Darman, H. dan Sidi, F.H. 2000. An Outline of The Geology of Indonesia. IAGI. Holis, Z., Sapiie, B. Suta, I. N., Utama, M. K., dan Hadiana, M., 2010. Fault Characteristic and Palinspatic Reconstruction of The Jabung Field, South Sumatra Basin, Indonesia. Proceedings, 39th Annual Convention of Indonesian Association of Geologists, Lombok, 20 pp. Morison, K., 1997. Hydrothermal Minerals and Their Significance. Geothermal and Mineral Service Division of Kingston Morrison Ltd: Auckland. Pulunggono, A., Haryo, A. S., dan Kosuma, C.G. 1992. Pre-Tertiary and Tertiary fault systems as a framework of the South Sumatra Basin; a study of SAR-maps. Proccedings, 21st Annual Convention of Indonesian Petroleum Association. Jakarta, p. 339 - 360. Salim, Y., Nana, D., Maryke, P., Yustika, I., Mimi S., dan Fauzi M., 1995. Technical Study Report Remaining Potential of The South Sumatra Basin. South Sumatra AMI Study Group. Setyobudi, P. T. 2011. Tugas Ahir: Studi Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitik dengan Data Sumur Pemboran Dan Seismik 3-D Pada Lapangan PT, Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan. UNDIP, Semarang.

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011:

Recommend Documents