PROSPECT GENERATION PADA INTERVAL ANGGOTA MAIN,
FORMASI CIBULAKAN ATAS, DAERAH OSRAM, SUB-CEKUNGAN
JATIBARANG, CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA
TUGAS AKHIR B
Diajukan untuk memenuhi persyaratan dalam menempuh kelulusan Strata Satu (S-1) di Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian,
Institut Teknologi Bandung
Oleh: Devi Gasiani
120 07 052
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI
FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
i
SARI
Daerah Osram terletak pada Cekungan Jawa Barat Utara, tepatnya pada bagian lepas pantai dari Sub-Cekungan Jatibarang. Daerah ini merupakan salah satu cekungan hidrokarbon yang cukup potensial di Indonesia. Dari segi eksplorasi, area tersebut hingga saat ini masih dikembangkan untuk menambah cadangan produksi minyak dan gas bumi. Fokus penelitian ini ialah interval Anggota Main yang merupakan bagian dari Formasi Cibulakan Atas. Interval penelitian hingga saat ini merupakan salah satu target eksplorasi yang dilakukan pada Sub-Cekungan Jatibarang.
Penelitian ini menggunakan beberapa data, yaitu data log sumur dan seismik 3-D sebagai data utama yang diolah serta, laporan deskripsi batuan inti samping (side wall
core), laporan analisis geokimia, laporan analisis biostratigrafi, dan data-data penelitian
perusahaan terdahulu yang dievaluasi. Metode yang digunakan dalam penelitian ini yaitu, well-seismic tie, interpretasi seismik 3-D, analisis stratigrafi sikuen, analisis elektrofasies, analisis lingkungan pengendapan, perhitungan petrofisik, dan simulasi Montecarlo. Simulasi Montecarlo digunakan untuk melakukan perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan analisis probabilistik pada Interval Main.
Berdasarkan hasil identifikasi daerah tutupan (closure) pada peta struktur kedalaman batas atas Interval Main, terdapat tujuh buah daerah tutupan yang kemudian dievaluasi sebagai prospek pada penelitian ini. Evaluasi prospek yang dimaksud ialah dan melakukan analisis sistem petroleum pada Daerah Osram. Hasil akhir penelitian ini berupa suatu urut-urutan peringkat prospek berdasarkan evaluasi masing-masing prospek tersebut. Berdasarkan hasil perhitungan dengan Simulasi Montercarlo, diketahui besar sumber daya minyak bumi tanpa faktor resiko pada Interval Main di Daerah Osram sebesar 12,44 MMSTB. Urutan peringkat prospek dari yang tertinggi menuju ke terendah, yaitu Prospek-7, Prospek-4, Prospek-2, Prospek-3, Prospek-1, Prospek-5, dan Prospek-6.
Kata kunci: Sub-Cekungan Jatibarang, Anggota Main, evaluasi prospek, sumber daya minyak bumi.
ii
ABSTRACT
Osram area is located in North West Java Basin, on the offshore part of the Jatibarang Sub basin. This area is one of considerable potential hydrocarbon basins in Indonesia. In terms of exploration, the area is still being developed to improve oil and gas production. The focus of this research is Member of Main interval which is part of Upper Cibulakan Formation. Up until now, the research interval is one of the exploration targets which are conducted in Jatibarang Sub Basin.
This research uses several data, such as well log data and seismic 3D as the main data processing, also, side wall core report, geochemical report, biostratigraphy report, and earlier company data research that will be evaluated. The methods used in this study are well-seismic tie, 3D seismic interpretation, sequence stratigraphy analysis, electrofasies analysis, depositional environment analysis, petrophysics calculation, and Montecarlo Simulation. This simulation is used to perform calculation of hydrocarbon resources through probabilistic analysis on Main Interval.
Based on identification result of closure on depth structure map of top Main Interval, there are seven closure that will be evaluated as prospect area in this research. Evaluation of these prospects is to perform calculations of petroleum resources and petroleum system analysis at Osram Area. The final result of this research is a sequence of prospect ranking based on each prospect evaluation. Based on calculation result of Montecarlo Simulation, the petroleum unrisk resources of Main Interval in Osram Area is 12,44 MMSTB. The ranking of these prospects form the highest to the lowest are: Prospect-7, Prospect-4, Prospect-2, Prospect-3, Prospect-1, Prospect-5, and Prospect-6.
Keyword: Jatibarang Sub basin, Main Member, prospect evaluation, hydrocarbon resources.
iii
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT, dengan segala rahmat dan karunia-Nya, akhirnya penulis dapat menyelesaikan tugas akhir ini dengan baik. Penulis menyusun tugas akhir ini syarat kelulusan Sarjana Strata Satu (S-1) di Program Studi Teknik Geologi, Institut Teknologi Bandung. Tugas akhir ini berjudul “Prospect Generation pada Interval Anggota Main, Formasi Cibulakan Atas, Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Utara”. Penulis berharap dengan menyusun tugas akhir ini dapat menambah wawasan geologi dan mengaplikasikan ilmu-ilmu yang telah diperoleh selama masa perkuliahan di kampus.
Pada kesempatan ini, penulis ingin mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada berbagai pihak yang telah membantu penulis dalam menyelesaikan tugas akhir ini, antara lain:
1. Keluarga tercinta, Papa, Mama, Nina, Agung, dan Zalfa yang telah memberikan dukungan, semangat, dan doa kepada penulis selama ini.
2. Bapak Dr. Ir. Dardji Noeradi, selaku dosen pembimbing yang telah bersedia memberikan bimbingan dan pengarahan kepada penulis selama penelitian dan penulisan laporan.
3. Dosen-dosen Teknik Geologi ITB atas ilmu yang telah diberikan sehingga penulis dapat mengaplikasikan ilmu geologi yang diperoleh pada tugas akhir ini.
4. Teman-teman Anadarco: Julian, Probo, Adul, Fadli “Giring, dan Wei Min Han yang telah menemani dan menjadi teman diskusi penulis.
5. Bang Meyman, yang telah mengajarkan beberapa software kepada penulis untuk mengerjakan tugas akhir ini.
6. Kang Dadan dan Mas Rey yang telah berbagi ilmunya pada penulis.
7. Teman baik penulis, Yanuari Satya Dewi, Niken Saraswati, dan Ganda Jaya Permana yang selalu menemani dan memberikan dorongan pada penulis selama masa perkuliahan di Teknik Geologi ITB.
iv 8. Teman-teman satu pemetaan di Karangsambung, Dedew, Zidini, dan Ganda atas waktu, ilmu, candaan, curhatan, dan segala penat selama pemetaan di Brujul.
9. Teman-teman GEA 2007 yang telah memberikan dukungan dan semangat kepada penulis.
Penulis menyadari bahwa laporan tugas akhir ini masih banyak kekurangan dan jauh dari suatu kesempurnaan. Untuk itu, kritik dan saran yang membangun sangat diharapkan demi kesempurnaan tugas akhir ini. Penulis berharap agar tugas akhir ini dapat berguna dan bermanfaat bagi kita semua.
Bandung, September 2011
v
DAFTAR ISI
Lembar Judul Lembar Pengesahan Sari i Abstract iiKata Pengantar iii
Daftar Isi v
Daftar Gambar vii
Daftar Tabel x
BAB I. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang 1
1.2 Maksud dan Tujuan 2
1.3 Batasan Masalah 2
1.4 Lokasi Penelitian 3
1.5 Metodologi Penelitian 3
1.6 Sistematika Penulisan 5
BAB II. GEOLOGI REGIONAL
2.1 Fisiografi 7
2.2 Kerangka Tektonik 8
2.3 Struktur Geologi Regional 12
2.4 Stratigafi Regional 14
BAB III. PENGOLAHAN DATA
3.1 Pendahuluan 19
3.2 Data Sumur 20
3.2.1 Data Batuan Inti Samping 20
3.2.2 Data Log Sumur 22
3.2.2.1 Interpretasi Stratigrafi Sikuen 25
3.2.2.2 Korelasi 26
3.2.2.3 Analisis Petrofisik 34
vi 3.2.3 Data Biostratigrafi 43 3.2.4 Data Geokimia 46 3.2.5 Data Checkshot 47 3.3 Data Seismik 48 3.3.1 Well-Seismic Tie 49 3.3.2 Interpretasi Seismik 3-D 50 3.3.2.1 Interpretasi Horizon pada Penampang Seismik 51 3.3.2.2 Interpretasi Patahan pada Penampang Seismik 53
3.4 Pemetaan Bawah Permukaan 57
BAB IV. PORSPECT GENERATION PADA INTERVAL MAIN
4.1 Pendahuluan 64
4.2 Identifikasi Prospek 64
4.3 Analisis Sistem Petroleum 65
4.3.1 Batuan Induk (Source Rock) 65 4.3.2 Batuan Reservoir (Reservoir Rock) 79
4.3.3 Migrasi 80
4.3.4 Batuan Tudung (Seal rock) 84
4.3.5 Perangkap (Trap) 85
4.3.6 Bagan Sistem Petroleum 89
4.4 Perhitungan Sumber Daya Hidrokarbon (Petroleum System Chart) 90 4.5 Pemeringkatan Prospek (Prospect Ranking) 96
BAB V. KESIMPULAN 100
DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN
vii
DAFTAR GAMBAR
Halaman Gambar 1.1. Peta lokasi daerah penelitian. 3
Gambar 1.2. Diagram alir penelitian. 6
Gambar 2.1. Cekungan Jawa Barat Utara. 7
Gambar 2.2. Kerangka tektonik regional Indonesia bagian barat. 9 Gambar 2.3. Peta lokasi penelitian pada Cekungan Jawa Barat Utara. 10
Gambar 2.4. Perkembangan sub-cekungan pada Periode Eosen-Miosen Awal. 11
Gambar 2.5. Perkembangan sub-cekungan pada kedua periode. 12 Gambar 2.6. Peta konfigurasi pada puncak batuan dasar yang
menunjukkan Sesar OO dan Brebes. 13 Gambar 2.7. Bentuk sistem transtensional akibat perubahan dari sesar normal
menjadi dextral strike-slip pada Sesar OO-Brebes. 14 Gambar 2.8. Kolom stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara. 18 Gambar 3.1. Peta dasar Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang. 20 Gambar 3.2. Contoh penentuan jenis litologi pada Interval Main di Sumur
Osram-5 berdasarkan data SWC dan log sumur. 21 Gambar 3.3. Contoh hasil interpretasi stratigrafi sikuen pada Sumur Osram-3. 26 Gambar 3.4. Hasil interpretasi penarikan posisi MFS-2 pada log gamma ray
berdasarkan data biostratigrafi pada Sumur Osram-2 di
interval penelitian. 27
Gambar 3.5. Sketsa lintasan korelasi pada Daerah Osram. 29 Gambar 3.6. Contoh korelasi pada penampang A-A’ berarah barat laut-
tenggara yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4,
dan Osram-6. 32
Gambar 3.7. Contoh korelasi pada penampang B-B’ berarah utara-selatan yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4, Osram -2,
dan Osram-1. 33
viii terhadap porositas hasil perhitungan log. 36 Gambar 3.9. Histogram porositas ternormalisasi di Interval Main dari semua
sumur pada penelitian yang menunjukkan posisi penarikan
minimum, paling mungkin, dan maksimum. 37 Gambar 3.10. Model elektrofasies beserta lingkungan pengendapannya. 41 Gambar 3.11. Contoh analisis elektrofasies pada Sumur Osram-4. 42 Gambar 3.12. Data biostratigrafi pada Sumur Osram-2. 46 Gambar 3.13. Data checkshot masing-masing sumur pada Daerah Osram. 48 Gambar 3.14. Contoh hasil well-seismic tie pada Sumur Osram-5. 52 Gambar 3.15. Contoh interpretasi patahan dan horizon batas atas dan
bawah Interval Main pada penampang berarah
timurlaut-baratdaya. 54 Gambar 3.16. Contoh interpretasi patahan dan horizon batas atas dan
bawah Interval Main pada penampang berarah
baratlaut-tenggara. 55 Gambar 3.17. Peta struktur waktu batas atas Anggota Main. 60 Gambar 3.18. Peta kecepatan interval dari permukaan hingga batas atas
Anggota Main. 61
Gambar 3.19. Peta struktur kedalaman batas atas Anggota Main. 62 Gambar 3.20. Peta ketebalan interval Anggota Main. 63 Gambar 4.1. Identifikasi daerah tutupan (closure) berdasarkan pola kontur
pada peta struktur kedalaman batas atas Interval Main. 67 Gambar 4.2. Contoh hasil montage pada Prospek-4 dengan tipe perangkap
struktur three way dip fault dependent. 68 Gambar 4.3. Grafik antara TOC terhadap kedalaman pada Sumur Osram-1. 69 Gambar 4.4. Grafik antara TOC terhadap kedalaman pada Sumur Osram-2. 70 Gambar 4.5. Skema reflektansi vitrinit terhadap kedalaman pada Sumur
Osram-2. 72
Gambar 4.6. Plot harga Tmaks pirolisis terhadap kedalaman pada Sumur
ix Gambar 4.7. Skema SCI dan TAI terhadap kedalaman pada Sumur Osram-2. 75 Gambar 4.8. Overlay grafik antara indeks hidrogen (HI) terhadap indeks
oksigen (OI) dengan modifikasi diagram van Krevelen 77
Gambar 4.9. Peta kitchen daerah penelitian pada peta struktur kedalaman
Formasi Talang Akar 78 Gambar 4.10. Kurva sejarah pembebanan pada Sumur GTR-1 di Daerah Gantar 82 Gambar 4.11. Peta jalur migrasi hidrokarbon pada peta struktur kedalaman
batas atas Interval Main. 83 Gambar 4.12. Batuan tudung pada daerah penelitian berarah baratlaut-tenggara
yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4,
dan Osram-6. 86
Gambar 4.13. Batuan tudung pada daerah penelitian berarah utara-selatan yang
melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-2, dan Osram-1. 87 Gambar 4.14. Penampang pada suatu perangkap antiklin. 88 Gambar 4.15. Hasil Simulasi Montercarlo pada Prospek-1 94
x
DAFTAR TABEL
Halaman Tabel 3.1 Resume data geologi pada interval penelitian. 19 Tabel 3.2 Ketersediaan data log massing-masing sumur pada Daerah Osram. 23 Tabel 3.3 Hasil penentuan batas atas dan bawah Interval Main pada masing-
masing sumur berdasarkan laporan pemboran. 24 Tabel 3.4 Perbandingan antara porositas hasil perhitungan log dan porositas
batuan inti samping. 35
Tabel 3.5 Hasil perhitungan Net to Gross masing-masing sumur di
Daerah Osram. 39
Tabel 3.6 Nilai minimum, paling mungkin, dan maksimum properti fisik. 39 Tabel 3.7 Resume laporan analisis geokimia pada Sumur Osram-1. 47 Tabel 3.8 Harga koefisisien korelasi hasil well-seismic tie pada sumur
vertikal. 50
Tabel 4.1 Indikasi potensi batuan induk berdasarkan TOC. 66 Tabel 4.2 Indikasi kematangan batuan induk berdasarkan Tmaks
pirolisis Rock-Eval. 73
Tabel 4.3 Komposisi kerogen. 76
Tabel 4.4 Tipe kerogen berdasarkan indeks hidrogen. 77 Tabel 4.5 Bagan sistem petroleum pada Daerah Osram, Sub-Cekungan
Jatibarang. 90
Tabel 4.6 Bulk volume masing-masing daerah tutupan pada interval penelitian. 91 Tabel 4.7 Hasil kalkulasi sumber daya minyak tanpa faktor resiko dengan
menggunakan Simulasi Montecarlo. 95 Tabel 4.8 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan
induk migrasi. 96
Tabel 4.9 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan
reservoir. 96
xi Tabel 4.11 Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan
tudung 97
Tabel 4.12 Hasil perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan faktor resiko 99
