iv DAFTAR ISI LEMBAR PENGESAHAN KATA PENGANTAR DAFTAR ISI DAFTAR GAMBAR DAFTAR TABEL DAFTAR LAMPIRAN DAFTAR SINGKATAN SARI ABSTRACT 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
i ii iv viii xv xvi xvii xviii xix 1 2 3 3 3 4 5 8 8 14 17 20 22
v
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.1.1.1. Terminologi
III.1.1.2. Kompaksi
III.1.1.2.1. Prinsip Kompaksi III.1.1.2.2. Tren Kompaksi Normal III.1.1.3. Mekanisme Pembentukan Overpressure
III.1.1.3.1. Mekanisme Pembebanan (Loading)
III.1.1.3.2. Mekanisme Non-pembebanan (Unloading) III.1.2. Analisis Overpressure Berdasarkan Log Sumur
III.1.2.1. Prinsip Dasar dari Log Sumur dalam Analisis
Overpressure
III.1.2.2. Metode-metode Empiris dalam Pendeteksian
Overpressure
III.1.2.2.1. Metode Kedalaman Ekuivalen III.1.2.2.2. Metode Eaton (1975)
III.1.2.2.3. Metode Bowers (1995) III.1.3. Penentuan Penyebaran Overpressure
III.1.3.1. Prinsip-Prinsip Penentuan Penyebaran Overpressure III.1.3.2. Rekonstruksi Sejarah Pengendapan (Burial History) III.1.3.3. Parameter-parameter Model
III.1.4.Analisis Geomekanik
III.1.4.1. Kekuatan Batuan dan Kriteria Pecah Batuan III.1.4.2. Medan Tegangan In-situ
22 23 24 24 25 25 25 27 27 29 30 30 31 35 35 39 39 40 41 43 44 45 47 50 50 55
vi
III.1.4.3. Tegangan Lubang Bor
III.1.4.4. Aplikasi Studi Geomekanik untuk Kestabilan Lubang Bor III.1.5. Karakteristik Lingkungan Deepwater
II.1.5.1. Tinjauan Geologi Umum Lingkungan Deepwater II.1.5.2. 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.2.5.1. Tekanan Pori Final
56 58 60 60 64 66 67 71 72 72 73 73 74 74 75 75 78 81 84 88 89 92 95 99 101 101
vii
V.2.5.2. Analisis Mekanisme Penyebab Overpressure
V.2.5.3. 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 104 110 111 122 123 126 129 130 134 137 141 142 143
viii 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 Sayatan kronostratigrafis B-T yang disederhanakan pada Cekungan Kutai bagian bawah (Ramdhan, 2010)
10
Gambar 2.4 Kolom stratigrafi yang disederhanakan pada Cekungan Kutai bagian bawah (Ramdhan, 2010)
11
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 Plot resistivitas shale menunjukkan top overpressure dan zona
overpressure (Rider, 2000)
37
Gambar 3.3 Ilustrasi jalur gelombang P melalui matriks dan pori batuan, menunjukkan hubungan antara waktu yang diperlukan untuk
ix
melewati matriks dan fluida. Hal ini memberikan dasar perhitungan porositas sonik (Rider, 2000).
Gambar 3.4 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)
39
Gambar 3.5 Ilustrasi Metode Kedalaman Ekuivalen (disederhanakan dari Mouchet dan Mitchell, 1989)
40
Gambar 3.6 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)
42
Gambar 3.7 Ilustrasi faktor-faktor yang mengontrol dinamika sedimentasi dalam konteks suplai sedimen dan ruang akomodasi (Toha, 2013)
46
Gambar 3.8 Ilustrasi shear failure yang berkembang pada sampel batuinti saat tes triaksial dijalankan (Zoback, 2007)
51
Gambar 3.9 Mohr envelope (kiri) dan the versi linearnya (kanan) untuk mendeskripsikan kriteria pecah batuan (rock failure criterion) (Zoback, 2007)
52
Gambar 3.10 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 tegangan-tegangan utama terhadap kedalaman (Zoback, 2007)
57
Gambar 3.11 Ilustrasi tegangan pada lubang bor dan komponen-komponennya (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
x
Gambat 3.15 Dangkalnya top overpressure di daerah deepwater dimana sedimentasi didominasi oleh lanau dan lempung (Swarbick et
al., 2012)
64
Gambar 4.1 Lokasi Well-1, Well-2, Well-3 serta sumur rencana Well-4 dan Well-5
67
Gambar 4.2 Tipikal grafik hasil tes LOT dan FIT (Zoback, 2007) dimana FIT tidak mencapai LOP
70
Gambar 4.3 Bagan Alir Penelitian 72
Gambar 5.1 Data tes-tes tekanan pada Well-1 (a) RFT/MDT, (b) LOT dan FIT, (c) history lumpur pengeboran, dalam psi (pounds per
square inch).
76
Gambar 5.2 Log sumur untuk Well-1, dari kiri ke kanan: gamma ray, volume shale, resistivitas dalam, sonik, densitas, dan temperatur lubang bor.
77
Gambar 5.3 Data tes-tes tekanan pada Well-1 (a) RFT/MDT, (b) LOT dan FIT, (c) history lumpur pengeboran, dalam psi (pounds per
square inch).
79
Gambar 5.4 Log sumur untuk Well-2, dari kiri ke kanan: caliper, gamma
ray, volume shale, resistivitas (dalam dan dangkal), sonik, dan
densitas.
80
Gambar 5.5 Data tes-tes tekanan pada Well-1 (a) RFT/MDT, (b) LOT dan FIT, (c) history lumpur pengeboran, dalam psi (pounds per
square inch)
82
Gambar 5.6 Log sumur untuk Well-3, dari kiri ke kanan: gamma ray, volume shale, resistivitas dalam, sonik, dan densitas.
84
Gambar 5.7 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
85
Gambar 5.8 Data tes tekanan RFT dan MDT untuk Well-1, Well-2, Well-3 dan perbandingan ketiganya dalam psi (pounds per square
inch).
86
Gambar 5.9 Hasil tes LOT dan FIT untuk Well-1, Well-2, Well-3 dan perbandingan ketiganya dalam psi (pounds per square inch).
xi
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 1, 2,
Well-3, dan perbandingan ketiganya.
92
Gambar 5.16 Proses seleksi litologi pada log sonik untuk Well-1. 93 Gambar 5.17 Proses seleksi litologi pada log sonik untuk Well-2. 94 Gambar 5.18 Proses seleksi litologi pada log sonik untuk Well-3. 94 Gambar 5.19 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.
97
Gambar 5.20 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).
98
Gambar 5.21 Kesesuaian hasil prediksi tekanan pori menggunakan tren kompaksi normal Semilog dengan tes-tes tekanan RFT/MDT untuk Well-1, Well-2, dan Well-3
99
Gambar 5.22 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).
101
Gambar 5.23 Proses penarikan profil tekanan pori final untuk Well-1 102 Gambar 5.24 Hasil akhir tekanan pori final Well-1, Well-2, dan Well-3 103
xii
Gambar 5.25 Cross-plot effective stress (sumbu X, dalam psi) versus kecepatan sonik (sumbu Y, dalam kaki/detik) untuk Well-1
105
Gambar 5.26 Cross-plot effective stress (sumbu X, dalam psi) versus kecepatan sonik (sumbu Y, dalam kaki/detik) untuk Well-2.
106
Gambar 5.27 Cross-plot effective stress (sumbu X, dalam psi) versus kecepatan sonik (sumbu Y, dalam kaki/detik) untuk Well-1.
107
Gambar 5.28 Penarikan tren “pembebanan” pada log resistivitas dan sonik untuk melihat indikasi signifikansi mekanisme non-pembebanan
109
Gambar 5.29 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).
111
Gambar 5.30 Proses perhitungan porositas definitif 114
Gambar 5.31 Contoh rekonstruksi sejarah pengendapan pada Well-2 115 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 Kontur misfit antara tekanan pori sintetis dan definitif setelah kalibrasi sumur individual
117
Gambar 5.36 Pseudo-well pada daerah penelitian ditandai dengan tulisan
berwarna merah
118
Gambar 5.37 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
119
Gambar 5.38 Analisis sensitivitas pada Well-1 120
Gambar 5.39 Hasil penyesuaian manual nilai parameter pada formasi dengan menjaga variasi non-unique.
xiii
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 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut
friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log untuk Well-1
126
Gambar 5.43 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log untuk Well-2
124
Gambar 5.44 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log untuk Well-3
126
Gambar 5.45 Hasil korelasi parameter-parameter kekuatan batuan (sudut friksi, kekuatan kohesif, dan UCS) dari log sonik perbandingannya dengan hasil tes batuinti untuk ketiga sumur.
127
Gambar 5.46 Penentuan nilai SHmax selapangan (field SHmax) dari rerata nilai
SHmax setiap sumur.
127
Gambar 5.47 Nilai tegangan in-situ untuk Lapangan “Verde”: (a) Sv, (b)
SHmax, (c) Shmin
128
Gambar 5.48 Hasil penghitungan tekanan retakan untuk sumur Well-1, Well-2, dan Well-3
130
Gambar 5.49 Hasil perhitungan tekanan shear failure dalam psi pada (a) Well-1, (b) Well-2, (c) Well-3
132
Gambar 5.50 Tampilan piranti lunak Drillworks® Geostress yang digunakan dalam pengujian skenario trayek lubang bor.
133
Gambar 5.51 Hasil analisis tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well-1
136
Gambar 5.52 Hasil analisis tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well-2
136
Gambar 5.53 Hasil analisis tekanan retakan, tekanan shear failure, tekanan pori, dan tensor tegangan in-situ untuk Well-3
137
xiv
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-5
xv DAFTAR TABEL
Tabel 3.1 Nilai α dan k untuk circumscribed Drucker-Prager dan inscribed Drucker-Prager
55
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 variabel-variabel pada tren kompaksi normal Miller
96
Tabel 5.2 Data kolom stratigrafi regional (Lapangan “Verde”) 111 Tabel 5.3 Rangkuman besar dan arah ketiga tensor tegangan in-situ (Sv,
SHmax, Shmin pada daerah penelitian
128
Tabel 5.4 Data-data yang digunakan dalam perhitungan tekanan shear
failure
131
Tabel 5.5 Hasil pengujian 16 skenario azimut dan kemiringan trayek lubang bor untuk Well-1, Well-2, dan Well-3
xvi DAFTAR LAMPIRAN
LAMPIRAN A: Data Log Sumur A.1. Data Log Sumur Well-1
A.2. Data Log Sumur Well-2 A.3. Data Log Sumur Well-3
147 148 149 150
LAMPIRAN B: Hasil Tes RFT dan MDT 151
LAMPIRAN C: Data Survei Sumur C.1. Well-1 dan Well-2
C.2. Well-3 dan Well-4 C.3. Well-5
152 154 157 159 LAMPIRAN D: Hasil Tes LOT dan FIT
D.1. Hasil Tes LOT dan FIT Well-1 D.2. Hasil Tes LOT dan FIT Well-2 D.3. Hasil Tes LOT dan FIT Well-3
162 163 164 168 LAMPIRAN E: Input dan Variabel Persebaran Overpressure
E.1. Top Formasi E.1. Parameter Default E.2 Kalibrasi Individual E.3. Parameter Final
E.4. Peta Kontur Overpressure pada Top Formasi
170 171 172 173 174 175
