PEMODELAN PERANGKAP GAS DAN PERHITUNGAN VOLUME GAS DI TEMPAT (IGIP) PADA AREA GTS N DAN I LAPANGAN TANGO, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR
LAPORAN TUGAS AKHIR
Disusun sebagai syarat memperoleh gelar sarjana starta satu Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung
Disusun oleh: CHANDRA AGENG PRIMA SAKTI NIM. 12005042
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009
LEMBAR PENGESAHAN
PEMODELAN PERANGKAP GAS DAN PERHITUNGAN VOLUME GAS DI TEMPAT (IGIP) PADA AREA GTS N DAN I LAPANGAN TANGO, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR
LAPORAN TUGAS AKHIR
Disusun sebagai syarat memperoleh gelar sarjana starta satu Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung
Penulis,
Chandra Ageng Prima Sakti NIM: 12005042
Menyetujui, Dosen Pembimbing
Dr. Ir. Dardji Noeradi NIP: 131414800
SARI Lapangan Tango terletak di daerah transisi onshore-offshore dari Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Lapangan ini memiliki sumbu antiklin berarah NE-SW dengan perangkap yang ada adalah gabungan antara homoklin (kondisi lokal sayap antiklin) dan stratigrafi. Zona Dangkal Lapangan Tango berada di kedalaman hingga 2200 m yang secara regional merupakan Formasi Kampung Baru. Berdasarkan interpretasi data log Gamma Ray berupa perselingan batupasir-batulempung dengan sisipan batubara dan batugamping, merupakan endapan channel dicirikan oleh bentuk log blocky dan lonceng, dan ditafsirkan sebagai endapan deltaic, dari delta plain hingga delta front. Pada Zona Dangkal ini diinterpretasikan terdapat kompartementalisasi reservoir batupasir tangki A, B, dan C, berdasarkan korelasi yang dilakukan dengan pendekatan sikuen stratigrafi pada 6 sumur di GTS (Gathering Testing Satellite) N dan 6 sumur di GTS I. Tangki dalam istilah ini adalah kondisi reservoir yang dibatasi oleh GWC (Gas Water Contact) yang berbeda. Perhitungan IGIP dan cadangan dilakukan dengan melakukan pembuatan peta struktur kedalaman, peta gross interval, peta net sand isopach, dan peta net pay, dengan didukung data properti reservoir, seperti porositas dan saturasi air. Perhitungan IGIP dan cadangan (reserves) pada Zona Dangkal didapatkan tangki A memiliki nilai IGIP sebesar 2.019.078.600scf dan cadangan sebesar 1.070.111.658scf, tangki B memiliki nilai IGIP sebesar 13.938.962.600scf dan cadangan sebesar 9.757.273.819scf, dan tangki C memiliki nilai IGIP sebesar 3.111.560.967scf dan cadangan sebesar 1.649.127.312scf.
Kata kunci: Cekungan Kutai, IGIP, dan reserves.
i
ABSTRACT Tango Field is located in transition zone onshore-offshore Kutai Basin, East Kalimantan. The field has NE-SW anticline axis with type of trap is collaboration between homocline (local condition of anticline limb) and stratigraphy. Shallow Zone Tango Field is located down to 2200 m, which is identified regionally as Kampung Baru Formation. Based on Gamma Ray interpretation, there were sand-shale with coal and limestone intercalation, as channel sediments, characterized by blocky and bell shape log, and identified as deltaic sediments, from delta plain to delta front. Shallow Zone is interpreted as compartmentalized sandstone reservoir tank A, B, and C, based on sequence stratigraphy correlation from 6 wells data in GTS (Gathering Testing Satellite) N and 6 wells data in GTS I. Tank is reservoir condition bordered by different GWC (Gas Water Contact). IGIP and reserves calculation can be estimated by creating depth structure maps, gross interval maps, net sand isopach maps, and net pay maps, and supported by reservoir properties, such as porosity and water saturation. IGIP and reserves calculation in Shallow Zone explained that tank A has IGIP 2.019.078.600scf and reserves 1.070.111.658scf, tank B has IGIP 13.938.962.600scf and reserves 9.757.273.819scf, dan tank C has IGIP 3.111.560.967scf and reserves 1.649.127.312scf.
Keywords: Kutai Basin, IGIP, and reserves.
ii
KATA PENGANTAR
Puji syukur kepada Allah SWT, karena berkat rahmat-Nya tugas akhir dengan judul Pemodelan Perangkap Gas dan Perhitungan Volume Gas di Tempat (IGIP) pada Area GTS N dan I Lapangan Tango, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur, dapat terselesaikan dengan baik. Penelitian tugas akhir ini dilakukan untuk memenuhi syarat mendapatkan gelar sarjana Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung. Pada kesempatan ini penulis juga mengucapkan terima kasih kepada: 1. Bapak Dr. Ir. Dardji Noeradi sebagai dosen pembimbing tugas akhir di Institut Teknologi Bandung, atas bimbingan, waktu, dan pengetahuan tambahan yang telah diberikan. 2. Mama, Papa, dan Dik Saras yang selalu memberikan doa dan motivasi pada penulis untuk menyelesaikan tugas akhir ini. 3. Prida Sulistyarsi (Dokter Gigi Muda), atas perhatian dan dorongan semangatnya pada penulis. 4. Marie-Pascale PERRUCHOT dan Lita Widdi Karana sebagai mentor di Total E&P Indonesie, atas bimbingan dan pelatihannya. 5. Nick Fretwell (Kepala Tunu Asset), Christian Longis (Kepala Servis G&G), dan Alan Mitchell (Kepala Tutor Geosciences), beserta seluruh karyawan Tunu Asset, Petrophysics, dan HRD Total E&P Indonesie. 6. Teman-teman satu diksar GEA angkatan 2005, teman-teman BPH HMTG GEA ITB 2008/2009, dan teman-teman GEA lainnya. 7. Dosen-dosen, karyawan, dan teman-teman satu ITB, serta semua pihak yang turut membantu dalam pelaksanaan tugas akhir ini. Kritik dan saran penulis harapkan, semoga penelitian tugas akhir ini dapat bermanfaat bagi kita semua.
Bandung, Desember 2009
Penulis
iii
DAFTAR ISI
Halaman SARI
i
ABSTRACT
ii
KATA PENGANTAR
iii
DAFTAR ISI
iv
DAFTAR GAMBAR
vi
DAFTAR TABEL
vii
DAFTAR RUMUS
viii
DAFTAR DIAGRAM
ix
BAB I PENDAHULUAN
1
I.1
Latar Belakang
1
I.2
Maksud dan Tujuan
1
I.2.1
Maksud
1
I.2.2
Tujuan
2
I.3
Ruang Lingkup Penelitian
2
I.4
Metode Penelitian
3
I.4.1
Kajian Pustaka Lapangan Tango
3
I.4.2
Perhitungan Properti Reservoir
3
I.4.3
Pemodelan Perangkap Hidrokarbon
3
I.4.4
Menghitung IGIP
4
I.4.5
Penulisan Laporan
4
I.4.6
Alur Penelitian
4
BAB II GEOLOGI REGIONAL DAN LAPANGAN TANGO II.1
6
Geologi Cekungan Kutai
6
II.1.1 Tektonik Regional Cekungan Kutai
7
II.1.2 Stratigrafi Regional Cekungan Kutai
8
II.1.3 Struktur Regional Cekungan Kutai
10
iv
II.2
Geologi Lapangan Tango
11
II.2.1 Struktur Geologi Lapangan Tango
12
II.2.2 Stratigrafi Lapangan Tango
13
BAB III PEMODELAN PERANGKAP HIDROKARBON III.1
III.2
III.3
Perhitungan Properti Reservoir
15
III.1.1 Penentuan Reservoir dan Bukan Reservoir
16
III.1.2 Penentuan Porositas Reservoir
17
III.1.3 Penentuan Saturasi Air
20
III.1.4 Hasil Properti Reservoir
21
Korelasi dan Penentuan Interval Reservoir
23
III.2.1 Korelasi pada GTS N
23
III.2.2 Korelasi pada GTS I
27
Pemetaan Bawah Permukaan
30
III.3.1 Peta Struktur Kedalaman
30
III.3.2 Peta Gross Interval
30
III.3.3 Peta Net Sand Isopach
34
III.3.4 Peta Net Pay
34
BAB IV PERHITUNGAN IGIP/RESERVES GAS IV.1
IV.2
IV.3
15
37
Pengertian Initial Gas In Place (IGIP)
37
IV.1.1 Faktor Bulk Volume Reservoir
38
IV.1.2 Faktor Porositas Reservoir dan Saturasi Air
39
IV.1.3 Faktor Volume
39
Pengertian Cadangan (Reserves)
41
IV.2.1 Penentuan Faktor Recovery
42
Perhitungan IGIP dan Cadangan Tangki A, B, dan C
44
IV.3.1 Analisis Tangki A
44
IV.3.2 Analisis Tangki B
45
IV.3.3 Analisis Tangki C
46
BAB V KESIMPULAN
48
DAFTAR PUSTAKA
49
v
DAFTAR GAMBAR
Halaman Gambar 1.1
Peta Pengelompokan GTS di Lapangan Tango dan Lokasi Daerah Penelitian (GTS N dan I)
2
Gambar 2.1
Daerah Cekungan Kutai (Allen dan Chambers, 1998)
6
Gambar 2.2
Evolusi Cekungan Kutai (Allen dan Chamber, 1998)
7
Gambar 2.3
Stratigrafi Cekungan Kutai (Satyana et al., 1999)
9
Gambar 2.4
Struktur Cekungan Kutai (Allen dan Chamber, 1999)
10
Gambar 2.5
Lokasi Lapangan Tango (Total Internal Report)
11
Gambar 2.6
Stuktur Geologi Lapangan Tango (Total Internal Report)
12
Gambar 2.7
Stratigrafi Lapangan Tango (Total Internal Report)
14
Gambar 3.1
Alur Kerja Metode GRRES
16
Gambar 3.2
Tipe Reservoir di Lapangan Tango (Total Internal Report)
17
Gambar 3.3
Distribusi Volume Serpih dan Porositas (Moinard, 2007)
18
Gambar 3.4
Perbandingan Kedalaman dan Porositas (Moinard, 2007)
19
Gambar 3.5
Trend Salinitas Air di Lapangan Tango (Total Internal Report)
Gambar 3.6
Korelasi, Interval Parasikuen, dan Tangki Sasaran pada GTS N
Gambar 3.7
Gambar 3.9
25
Kompartementalisasi Batupasir Tangki A dan B pada GTS N
Gambar 3.8
21
26
Korelasi, Interval Parasikuen, dan Tangki Sasaran pada GTS I
28
Distribusi Batupasir Tangki C pada GTS I
29
Gambar 3.10 Peta Struktur Kedalaman pada Marker Flooding Surface di GTS N dan I
32
Gambar 3.11 Peta Gross Interval I GTS N dan Gross Interval X GTS I
33
Gambar 3.12 Peta Net Sand Isopach Tangki A, B, dan C
35
Gambar 3.13 Peta Net Pay Tangki A, B, dan C
36
Gambar 4.1
40
Persamaan 1/Bg (Total Internal Report)
vi
DAFTAR TABEL Halaman Tabel 3.1
Hasil Analisis Kuantitatif pada Area GTS N dan GTS I
Tabel 4.1
Kriteria RF untuk Lapangan Tango
22
(Total Internal Report)
43
Tabel 4.2
Perhitungan Bulk Volume Tangki A
44
Tabel 4.3
Perhitungan Bulk Volume Tangki B
45
Table 4.4
Perhitungan Bulk Volume Tangki C
46
vii
DAFTAR RUMUS
Halaman Rumus 3.1
Perhitungan Vshale
16
Rumus 3.2
Perhitungan Porositas
17
Rumus 3.3
Perhitungan Porositas dengan Metode GRRES
19
Rumus 3.4
Perhitungan Saturasi Air (Archie, 1942 op. cit., wikipedia.org, 2009)
20
Rumus 4.1
Perhitungan Initial Gas In Place (Tearpock dan Bischke, 1991) 37
Rumus 4.2
Perhitungan Metode Trapezoid dan Pyramid (Tearpock dan Bischke, 1991)
38
Rumus 4.3
Perhitungan Faktor Volume (Bg) (Total Internal Report)
39
Rumus 4.4
Perhitungan Reserves
42
viii
DAFTAR DIAGRAM
Halaman Diagram 1.1
Diagram Alur Penelitian
5
ix
