Topik Utama PEMODELAN 2D BLOK OFFSHORE SEMAI-I, CEKUNGAN MISOOL: SEBUAH PENDEKATAN UNTUK PERHITUNGAN SUMBER DAYA HIDROKARBON Himawan Sutanto, Hendhy Prabawa, Sulistiyono, Taufan Junaedi, Eko Budi Lelono Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi "LEMIGAS"
[email protected]
SARI Blok offshore Semai-I terletak pada Cekungan Misool, Papua Barat, Indonesia. Cekungan Misool merupakan bagian dari daerah Kepala Burung Papua di mana sedimennya berasal dari Australia. Pulau Misool terpisah dan bergerak ke arah barat dari posisi asalnya di kepala burung, melalui Sesar Sorong yang merupakan zona ekstensi selatan dari Sesar Sorong. Cekungan Misool memiliki runtunan stratigrafi yang sangat panjang mulai dari batuan dasar meta sedimen Formasi Kemum yang berumur Silur hingga endapan Cenozoic - Resen. Potensi migas pada Cekungan Misool teridentifikasi dengan diketahuinya batuan sumber berupa serpih dan batubara berumur Perm - Trias dan Jura Awal. Batuan perangkap pada Cekungan ini teridentifikasi pada umur Jura Tengah - Kapur Awal yang merupakan batu pasir dan batu gamping Formasi Onin yang berumur Miosen. Batuan tudung untuk menahan laju migrasi hidrokarbon agar tetap berada pada batuan perangkap diketahui berasal dari batu serpih Jura Akhir - Mesozoik Awal dan serpih dari Formasi Klasafet yang berumur Pliosen. Pemodelan dua dimensi (2D) yang dilakukan pada Cekungan Misool untuk mengetahui potensi hidrokarbon pada daerah tersebut. Hasil penelitian menunjukkan bahwa terdapat potensi migas di prospek Jura dengan kejenuhan hidrokarbon mencapai tujuh puluh persen. Sumber daya hidrokarbon terhitung pada blok offshore Semai-I, Cekungan Misool adalah sebesar 1,7 tcf (trilyun cubic feet). Kata kunci : pemodelan 2D, sumber daya hidrokarbon
1. PENDAHULUAN Daerah penelitian (Gambar 1) berada pada Cekungan Misool yang merupakan bagian dari Kontinen Australia (Hall 2012) yang diperkirakan menempati posisinya pada saat ini sejak 5 juta tahun yang lalu (Gambar 2). Runtunan stratigrafi (Piagram et al, 1982) daerah penelitian (Gambar
92
3) dari tua ke muda adalah sebagai berikut; Formasi Ligu-Keskian tersingkap sepanjang sungai Watama. Formasi tersebut terdiri atas batu serpih abu-abu gelap hingga hitam, batu pasir dan lensa konglomerat. Formasi Bogal terendapkan tidak selaras di atas Formasi LiguKeskian, pada bagian bawah formasi terdiri atas fragmen batu gamping dengan perselingan batu
M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013
Topik Utama
Gambar 1. Daerah penelitian serpih pada bagian tengah formasi. Formasi Yefbie terendapkan tidak selaras di atas Formasi Bogas dengan litologi batu pasir yang membundar dan memiliki porositas baik. Formasi Demu diendapkan di atas Formasi Yefbie dan masih merupakan perkiraan karena batasan yang kurang tegas namun sudah memiliki perbedaan pada litologi di mana terendapkan material-material yang lebih kasar dengan perselingan batu serpih dan lanau setebal 20 - 40 cm. Formasi Gemta pada bagian bawah terdiri dari batu serpih abi-abu dan ditemukan fosil-fosil laut. Sedangkan bagian atas dari formasi menunjukkan lingkungan pengendapan yang lebih dalam. Formasi Walaf diendapkan dengan batas yang bergradasi dengan Formasi Gamta dan tersingkap pada Pulau Yefkabalan. Pada formasi ini ditemukan fosil-fosil plankton sebagai penciri lingkungan pengendapan laut. Formasi Fafanlap terdiri dari batu serpih abu-abu hingga abu-abu gelap dengan perselingan batu gamping dan marl. Pada saat Cenozoikum batu gamping mendominasi cekungan ini dengan ketebalan lebih dari 1000 meter. Sedangkan
ketebalan batu gamping dari Formasi Kasim diperkirakan hingga 300 meter. Batuan perangkap pada daerah penelitian diperkirakan merupakan batu pasir dengan umur Jura Tengah - Kapur Akhir dengan batuan sumber penghasil hidrokarbon berasal dari serpih batubara Permian - Trias dan Jura Awal. Sejarah eksplorasi pada Cekungan Misool dimulai sejak tahun 1936 pada lapangan Klamono di ikuti dengan lapangan Wasian pada tahun 1939 dan lapangan Mogoi pada tahun 1940. Lapangan-lapangan tersebut memiliki target pada Formasi Kais. Minyak dengan sumber Pre-Tersier ditemukan pada tahun 1981 pada lapangan Kais Wariagar, di ikuti dengan lapangan Roabiba pada tahun 1990. Sementara itu Sumur South Onin-1, Gunung-1 dan East Onin-1 yang ditajak pada awal 90-an dengan target sedimen Tersier hanya menunjukkan jejak hidrokarbon. 2. METODOLOGI Luas area penelitian adalah 4.033,11 km2. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah data
Pemodelan 2D Blok Offshore Semai-I Cekungan Misool..... ; Hilmawan S, Hendhy P, Sulistiyono, dkk
93
Topik Utama
Gambar 2. Rekonstruksi tektonik Indonesia Timur (Hall, 2012) seismik (citra bawah permukaan) dan data sumur. Jumlah lintasan seismik sebanyak 49 lintasan (Gambar 4). Data seismik tersebut mempunyai variasi tahun akusisi antara tahun 1987 sampai dengan tahun 1993. Ada 3 (tiga) data sumur yang digunakan yaitu Sumur North Onin-1X, TBJ-1X dan South Onin-1X. Data citra bawah permukaan dan sumur diintergrasikan dengan menggunakan perangkat lunak interpretasi seismik. Setelah semua data di loading dan masuk ke dalam sistem, tahap selanjutnya adalah melakukan interpretasi terhadap data tersebut. Indentifikasi data sumur merupakan tahap berikutnya untuk menentukan
94
lapisan-lapisan formasi batuan. Kemudian dilakukan korelasi data citra bawah permukaan dengan data sumur. Interpretasi merupakan langkah selanjutnya untuk mengekstrapolasi lapisan-lapisan formasi batuan tersebut secara lateral dengan panduan data seismik (Gambar 5). Hasil interpretasi inilah yang dipergunakan sebagai acuan untuk pemodelan dan perhitungan sumber daya hidrokarbon. Pembagian runtunan lapisan batuan mulai dari batuan sumber, batuan perangkap dan batuan tudung diperoleh dari hasil interpretasi kemudian digunakan sebagai dasar untuk pemodelan 2D blok offshore Semai-I (Gambar 6). Pemodelan
M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013
Topik Utama ini menggunakan perangkat lunak Temis 2D versi 4.0.2. Parameter modeling yang diperlukan dan digunakan mulai dari temperatur permukaan, gradient geothermal, bottom temperature, bottom heatflow; dan parameter untuk masingmasing batuan induk, batuan reservoir, dan batuan tudung yaitu capillary pressure, permeabilitas, dan tipe kerogen (Tabel 1). 3. DISKUSI Interpretasi citra bawah permukaan (Gambar 7) merupakan hasil korelasi dengan Sumur TBJ1X, runtunan lapisan batuan dari yang paling tua berturut-turut sebagai berikut: Permian, Jura, Kapur, Miosen dan Plistosen. Pemetaan hasil interpretasi seismik diperoleh area-area potensi sumber daya hidrokarbon berupa prospek/lead (Gambar 8). Luas area prospek/lead tersebut kemudian dijadikan acuan dalam perhitungan sumber daya. Sumber daya hidrokarbon terhitung (Tabel 2) pada daerah penelitian adalah sebesar 1.736.697 mmscf untuk nilai kemungkinan 50% (P50). Model kematangan thermal (Gambar 9) pada Blok Offshore Semai-1 menunjukkan jendela
minyak berada pada kedalaman sekitar 3000m sedangkan jendela gas berada pada kedalaman sekitar 4800m. Kondisi ini dapat diartikan, jika terdapat batuan sumber lebih dalam dari 3000m maka batuan tersebut sudah menghasilkan hidrokarbon, untuk daerah penelitian batuan sumber pada umur Permian dan Trias. Pemodelan 2D Blok Offshore Semai-I menunjukkan (Gambar 9) awal generasi hidrokarbon dimulai sekitar 5,5 juta tahun yang lalu dan efektif migrasi (Gambar 10) di mana hidrokarbon sudah memasuki lapisan pembawa pada sekitar 3,6 juta tahun yang lalu. Model penampang migrasi dan tingkat kejenuhan hidrokarbon pada saat ini (Gambar 11) menunjukkan bahwa lapisan berumur Jura memiliki peluang tingkat kejenuhan sebesar 70%. Perhitungan tingkat resiko dan peluang keberhasilan penemuan hidrokarbon pada Blok Offshore Semai-I dengan menggunakan metode Otis and Schneidermann, 1997. Tabel 3 menunjukkan bahwa peluang untuk menemukan hidrokarbon adalah sebesar 0,19 dan faktor resiko geologi adalah sebesar 7,94. Angka-angka tersebut mengklasifikasikan Blok Offshore
Tabel 1. Perhitungan sumber daya hidrokarbon daerah penelitian
Parameter pemodelan Temperatur Permukaan Geothermal Gradien Bottom Temperature Bottom Heatflow Capillary Pressure: Batuan Induk Batuan Tudung Batuan Perangkap/reservoar Permeabilitas: Batuan Induk Batuan Tudung Batuan Perangkap/reservoar Tipe Kerogen: Batuan Induk Permian Batuan Induk Trias Batuan Induk Jura
28⁰C 0.04⁰C/m 180⁰C 3 HFU δ π 10.00 Mpa, π (min) 5.00 Mpa δ π 20.00 Mpa, π (min) 8.00 Mpa δ π 20.00 Mpa, π (min) 0.04 Mpa 5.00E+07 (Kozeny-Carman Law) 5.00E+07 (Kozeny-Carman Law) 1.50E+07 (Kozeny-Carman Law) TOC 4.0%, Type III TOC 4.0%, Type III TOC 3.0%, Type II
95
Topik Utama
Gambar 3. Stratigrafi regional daerah penelitian (ARCO Bomberai, 1995)
96
M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013
Topik Utama
Sebaran Data Seismik & Sumuran Blok Off Shore Semai-I
Gambar 4. Sebaran data bawah permukaan daerah penelitian BLOK OFF SHORE SEMAI-1
SEISMIK LINTASAN TB89-10
SW
NE
Gambar 5. Penampang citra bawah permukaan daerah penelitian.
Pemodelan 2D Blok Offshore Semai-I Cekungan Misool..... ; Hilmawan S, Hendhy P, Sulistiyono, dkk
97
Topik Utama SW
NE
Pliocene Jura
Cretaceous Miocene
Triassic
Permian
15 km
SW
Present Day Stratigraphy
NE
Jurassic Source rock
Triassic Source rock
Permian Source rock
15 km
Source rock prediction
Gambar 6. Penampang pemodelan 2D menunjukkan runtunan perlapisan batuan dan posisi batuan sumber.
Gambar 7. Hasil interpretasi bawah permukaan
98
M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013
Topik Utama Reservoar Top Miosen
Reservoar Cretaceous
Reservoar Jurassic
Gambar 8. Peta prospek/lead daerah penelitian Tabel 2. Perhitungan sumber daya hidrokarbon daerah penelitian No. Prospect
1
2
3
Objektif Reservoir
Miocene SM-1 Cretaceous Jura Miocene SM-2 Cretaceous Jura Miocene SM-3 Cretaceous Jura
Volume Reservoar acre-ft
Area
Formation
m2 Kais U. Kembelangan L. Kembelangan Kais U. Kembelangan L. Kembelangan Kais U. Kembelangan L. Kembelangan
P90
15,912.90 14,670.10 13,931.70 2,397.19 6,956.04 18,436.40 2,713.49 18,436.40 8,346.87
TOTAL
P50
P10
879,876.67 1,286,966.67 775,480.00 32,802.33 272,296.33 1,024,440.00 66,529.33 1,024,440.00 400,606.67
1,759,753.33 2,573,933.33 1,550,960.00 65,604.67 544,592.67 2,048,880.00 133,058.67 2,048,880.00 801,213.33
2,639,630.00 3,860,900.00 2,326,440.00 98,407.00 816,889.00 3,073,320.00 199,588.00 3,073,320.00 1,201,820.00
5,763,438.00
11,526,876.00
17,290,314.00
NTG
Av. Ø
Av. Sw
fraksi
fraksi
fraksi cuft/scf
0.19 0.20 0.31 0.19 0.20 0.31 0.19 0.20 0.31
0.09 0.10 0.15 0.09 0.10 0.15 0.09 0.10 0.15
0.30 0.32 0.23 0.30 0.32 0.23 0.30 0.32 0.23
OGIP mmscf
Bgi
0.0063 0.0063 0.0063 0.0063 0.0063 0.0063 0.0063 0.0063 0.0063
P90 72,438.84 121,018.99 191,982.48 2,700.56 25,605.19 253,616.51 5,477.25 96,332.48 99,176.59
P50 144,877.68 242,037.98 383,964.96 5,401.13 51,210.38 507,233.03 10,954.51 192,664.97 198,353.18
P10 217,316.51 363,056.97 575,947.45 8,101.69 76,815.57 760,849.54 16,431.76 288,997.45 297,529.77
868,348.91 1,736,697.81 2,605,046.72
Note : - Attribute reservoir Miocene Carbonate dari Sumur North Onin - Attribute reservoir Cretaceus Sandstones dari Sumur Gunung-1 - Attribute reservoir Jurassic Sandstones dari Sumur Lengkuas
SW
NE
0.6 0.8 1.2
15 km
Present day Maturity
Gambar 9. Model kematangan thermal
Pemodelan 2D Blok Offshore Semai-I Cekungan Misool..... ; Hilmawan S, Hendhy P, Sulistiyono, dkk
99
Topik Utama SW
NE
15 km
Early hydrocarbon Generation 5.5 M. a.
Gambar 10. Pemodelan awal generasi hidrokarbon Semai-I masuk dalam kategori beresiko tinggi hingga menengah dalam penemuan hidrokarbon. Resiko faktor geologi didasarkan pada: Keberadaan batuan sumber, perangkap, tudung dan waktu migrasi hidrokarbon tersebut (Tabel 3). Setelah dilakukan kajian pada daerah penelitian, maka faktor migrasi hidrokarbon merupakan faktor yang paling beresiko pada
daerah ini. Hasil pemodelan 2D (Gambar 11) menunjukkan bahwa jarak migrasi hidrokarbon pada daerah ini diperkirakan hanya berkisar 1530 km, oleh karena itu puncak-puncak antiklin yang merupakan target utama yang selama ini biasanya menjadi target dalam eksplorasi hidrokarbon memiliki peluang yang kecil dapat terisi hidrokarbon.
SW
NE
15 km
Present day Hydrocarbon Flow
SW
NE
Jurassic Prospect HC Sat. > 70%
15 km
Present day Hydrocarbon Saturation
Gambar 11. Migrasi hidrokarbon saat ini dan tingkat kejenuhan pada lapisan perangkap
100
M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013
Topik Utama Tabel 3. Tingkat resiko dan peluang keberhasilan penemuan hidrokarbon daerah penelitian
Pemodelan 2D Blok Offshore Semai-I Cekungan Misool..... ; Hilmawan S, Hendhy P, Sulistiyono, dkk
101
Topik Utama COUNTRY BLOCK DATE
: : :
INDONESIA Offshore Semai I Nop 2013
PROSPECT / LEAD
SM-3 Probability
A. SOURCE ROCK A-1. Capacity for HC charge (within fetch area)
0.53
A-1a. Thickness
Tipuma Fm (130'-450')
0.6
A-1b. Areal extent
Seram Through
0.6
A-1c. Number of distinct source horizons
Unknown
0.4
A-1d. Continuity
Lacustrine to fluvio deltaic
0.6
A-1e. Known HCs in area (fields, well, seeps)
Well Gunung -1 (Gas Indication)
0.6
A-1f. Organic richness (TOC, S1+S2, etc)
TOC : 2 % (Gunung-1)
0.5
A-1g. SPI
Unknown
0.4
A-1h. Kerogen type (Type I, II, III, IV)
Gas prone (Type III/IV)
0.5
A-2a. Ro
0.51-0.64
0.6
A-2b. Tmax
-
0.5
A-2c. Others
HI: 39 -483 (Gunung-1)
0.6
B-1a. Lithology
Shallow marine Sandstones ; Carbonate Oligo-Miocene
0.8
B-1b. Distribution
Lateral facies change in shallow marine
0.7
B-1c. Depositional model (sequence stratigraphic framework)
Shallow marine system
0.8
B-2a. Lateral continuity and extension
Continuous
0.7
B-2b. Thickness and vertical cyclicity
370 ft (Gunung-1)
0.6
B-2c. Heterogenity
Facies changing (macro)
0.6
B-2d. Porosity range and types
6 - 14% Ss ; 5 -10% Lmst
0.7
B-2e. Permeability range and types
Unknown
0.5
B-2f. Fracture potential and preservation
Fracture
0.6
B-2g. Diagenetic characteristics
Unknown
0.5
MR93-106
0.5
C-1b.Quality (resolution) of seismic data
Poor to fair
0.3
C-1c. Reliability (velocity complication, misties)
Poor to fair
0.3
C-1d. Integration of gravity, magnetik seismik and well log information
Unknown
0.3
Anticline
0.8
A-2. Source rock maturity
0.57
B. RESERVOIR B-1. Presence
0.35
0.68
C-2b. Amount of four way closure
1(one)
0.6
C-2c. Amount and type of other closure
none
0.5
C-2d. Compartmentalization by faulting
none
0.8
C-3. Seal
0.68
0.55 Intraformational Shales
0.6
C-3b. Fault seal (type, amount of throw, time of movement, Depth & pressure, Lithologies juxtaposed. Dip of beds across fault, Potential Unknown for sealing gouge)
0.5
C-3c. Stratigraphic seal-bottom or lateral
Facies changing to clastic sediment
0.6
C-3d. Other seals-diagenetic, pressure, etc
Unknown
0.5
D-1a. Timing of reservoir, seal and trap development relative to that of HC generation and migration
Pliocene
0.9
D-1b. Maturation model (burial history, paleogeothermal regime)
Burial History (Lopatin Method)
0.6
D-1c. Thermal gradients (BHT, heat flow, lithology)
BHT: 1 -1.5
0.6
D-2a. Position of trap with respect to kitchen/fetch area
Upper part (Closed to kitchen)
0.7
D-2b. Amount of source rock in the oil window within fetch area
Permo-Trias and Jura Shales
0.8
D-2c. Migration style (vertical or lateral)
Vertical and lateral
0.6
D-2d. Migration distance required (vertical and lateral)
Vertical migration to shallow
0.6
D-2e. Migration conduits and barriers/migration style
Fault conduit / vertical
0.6
D-2f. Connection of pathways to reservoir
lithology
0.6
D-3a. Post entrapment tectonism or faulting
Plio-Pleistocene
0.7
D-3b. Displacement of oil by water or gas
Unknown
0.5
D-3c. Biodegradation
Unknown
0.5
D3-d. Thermal cracking
Local thermal sources
0.6
D-3e. Preferential migration of gas
Gas
0.6
D. TIMING AND MIGRATION D-1. Timing
0.55
0.70
D-2. Migration Pathways
0.70
0.65
D-3. Preservation/Segregation
102
0.60
0.35
C-2. Trap characteristics
C-3a. Top seal (Lithology & ductility, thickness, continuity, curvature over trap, degree of fracturing or faulting)
0.77 0.60
C.TRAP C-1. Trap definition (confidence in data)
C-2a. Type of trap (anticlinal, fault, other)
0.57
0.77
B-2. Quality (Capacity for stabilized flow)
C-1a. Number and location of seismic lines
0.53
0.65
0.58
0.58
PROBABILITY OF HC DISCOVERY
0.13
GEOLOGIC RISK FACTOR
7.94
M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013
Topik Utama 3. KESIMPULAN Dari uraian di atas dan hasil-hasil yang diperoleh dari pemodelan 2D blok offshore Semai-I, Cekungan Misool yang pada penelitian ini menggunakan pendekatan tersebut untuk perhitungan sumber daya hidrokarbon diperoleh beberapa hal yang dapat penulis simpulkan, sebagai berikut: a. Hasil analisis petroleum system menunjukkan bahwa batuan perangkap adalah batu pasir yang berumur Jura Tengah - Kapur awal dan batu gamping Formasi Onin dengan batuan sumber berasal dari serpih batubara Permian - Trias dan Jura Awal. b. Pemodelan cekungan menunjukkan migrasi hidrokarbon terjadi pada 4,5 juta tahun yang lalu dan efektif pada 3,5 juta tahun yang lalu dengan tingkat kejenuhan hidrokarbon mencapai 70% pada batuan perangkap.
d. Perhitungan resiko geologi menunjukkan blok offshore Semai-I termasuk dalam kategori daerah dengan resiko tinggi sampai menengah. DAFTAR PUSTAKA Hall, R. , 2012, Late Jurassic - Cenozoic reconstructions of Indonesian and Indian Ocean region, Tectonophysics 570-571 , 141. Piagram et al, 1982, in: Indonesian Basin Summary, 2006, p 392-409. ARCO Bomberai, 1995, in: McClay, R., K., 2004, Thrust and hydrocarbon systems, AAPG Memoir 82, p. 494-594. Otis and Schneidermann, 1997, in: www.ccop.or.th/assets/publication_digital/ 2912004_4_pdf
c. Identifikasi prospek/lead hidrokarbon menunjukkan blok offshore Semai-I memiliki sumber daya hidrokarbon rata-rata atau Original Gas In Place (OGIP) sebesar 1,736,697 MMSCF.
Pemodelan 2D Blok Offshore Semai-I Cekungan Misool..... ; Hilmawan S, Hendhy P, Sulistiyono, dkk
103
