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
1Mahasiswa Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang
2Staf Pengajar Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang
3 Geologiwan Petrochina International Jabung Ltd., Jakarta
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 dasar-nya 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
struc-ture. Tectonic complexity and weathering process have caused the base rocks to be potential as a
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 porosi-tas 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. Aki-bat 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
granitik dari data inti pemboran, log sumur,
dan drill stem test. Sementara tujuan
peneli-tian 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
anali-sis keberadaan fluida, sedangkan dari data
seismik 3-D dilakukan interpretasi horizon dan struktur geologi untuk pemetaan geologi bawah permukaan.
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 com-position 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 PTD-2 hole is 1044 BPOD, whilst the best oil and gas DST’s at PT-PTD-2 hole are 9PTD-28.0 BPOD and 0.71PTD-2 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.
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 SelatCekung-an 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 Lam-pung, 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 tek-tonik Miosen atau Intra Miosen yang menyebabkan pengangkatan tepi-tepi cekungan. Kegiatan ini diikuti oleh peng-endapan bahan-bahan klastika. Yaitu ter-endapkannya Formasi Talang Akar, For-masi Baturaja, ForFor-masi Gumai, ForFor-masi Air Benakat, dan Formasi Muara Enim. 4. Fase keempat berupa gerak kompresi
pada Plio-Plistosen yang menyebabkan sebagian Formasi Air Benakat dan For-masi 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 vul-kanisme pada cekungan busur belakang.
KETERANGAN Hydrocarbon kitchen Waters/marine Oil field
0 10 20 km
Lapangan PT
Betara Deep
sw Kabul Deep
S Kabul Deep Tungkal Deep
Geraga Deep
South Sumatra Kitchen
N
Gambar 1. Peta lokasi Lapangan PT.
TATAAN STRATIGRAFI
Secara stratigrafi, Cekungan Sumatra Se
-latan terdiri atas beberapa formasi yang diendapkan di atas batuan dasar (Gambar 2). Secara berurutan dari tua ke muda yaitu For-masi Lahat, ForFor-masi Talang Akar Bawah, Formasi Talang Akar Atas, Formasi Batura-ja, 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,
meta-sedimen, filit, sekis, andesit, dan basal. Umur
sekuen litologi pra-Tersier berkisar antara Pa-leozoikum 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 deng an ukuran butir halus hingga kasar kadang-kadang berukuran konglo merat, berselingan dengan batu lempung, 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 ke-mungkinan 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
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 deng an highly weathered. Secara umum mine ralnya berukuran kasar, bertekstur pali-ritik, yang menandakan magma membeku di dekat permukaan sebagai suatu tubuh intrusi.
Berdasarkan analisis petrografi dan peng
-klasifikasian dengan mempertimbangkan
komposisi mineral kuarsa, alkali felspar,
dan plagioklas sesuai klasifikasi IUGS (In
-ternational 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 kom-posisi 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 meng isi rekahan. Zirkon dan apatit sebagai mineral inklusi, dan pirit se-bagai mineral pengganti. Terdapat tekstur
perthitic yang merupakan tekstur
pertum-buhan bersama K-felspar dalam plagioklas. Selain itu berkembang tekstur micrographic
Bathyal
ZAMAN
JTL
FORMASI
Selatan Utara
Sunda Land
“Back-arc”
OLIGOSEN Awal
Akhir
T
alang Akar Bawah
T
alang Akar Atas Batu
Gambar 2. Stratigrafi Subcekungan Jambi, Sumatra Selatan (Holis drr., 2010).
Dari petrografi percontoh inti pemboran di
Sumur PT-1 diketahui ketidakhadiran
pla-gioklas pada tiga sayatan petrografi teratas,
kemungkinan dikarenakan pelapukan dan
leaching sehingga terjadi penggantian oleh
Foid-bearing
alkali-feldspar syenite Foid-bearingsyenite Foid-bearingmonzonite Foid-bearingmonzodiorite/monzogabbro
Volcanic (most not shown) Silica-supersaturaated and saturated Schematic of Complete Classfication Quartzolite
Q = quartz A = alkali feldspar P = plagioclase
Q
PORTION OF IUGS CLASSIFICATION OF PHANERITIC FELDSPATHIC ROCKS (after Streckeissen, 1973, 1976)
Granite Quartz rich granioids
Quartz syenite Quartz monzonite
monzonite
K 30 Millimeters
Qz
Mc-Chl
Gambar 3. a. Mikrofoto sayatan 10, b. Plotting persentase mineral QAP pada Diagram Segitiga klasifikasi batuan
beku asam (menurut IUGS).
a b
petrografi, kandungan mineral sekunder
berkisar dari 5,60% sampai 32,00% (Ta-bel 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. Kemung-kianan 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 mineral-mineral 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 menan-dakan bahwa telah terjadi intrusi pada Eosen Akhir di Lapangan PT.
Perkembangan Porositas Sekunder dan Batuan Granit
Porositas sekunder yang berkembang pada batuan granit di lapangan PT adalah po-rositas hasil pelarutan atau dissolusi dan
porositas rekahan. Dari sepuluh petrografi
sayatan granit, dissolusi dan rekahan dapat menambah total porositas dari 1,60% sam-pai 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 dis-solution porosity sebesar 4% serta terben-tuk 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 PT-1, 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.
menye-Tabel 1. Persentase Mineral Sekunder dan Intensitas Ubahan Mineral
Sayatan/ Sumur
Mineral Sekunder (%)
Intensitas Ubahan
Siderit Kaolinit Serisit/ llit/ Paragonit Pirit Klorit Kalsit Dolomit Total
3/PT-1 0.8 18.0 12.4 0.8 - - - 32.0 Sedang
3/PT-1 0.8 18.0 12.4 0.8 - - - 32.0 Sedang
4/PT-1 9.2 3.2 6.0 - - - 1.2 18.4 Lemah
5/PT-1 7.6 6.4 6.0 0.4 - - 1.2 20.4 Lemah
6/PT-1 5.6 3.2 11.2 0.4 - - - 20.4 Lemah
7/PT-1 2.0 1.6 1.2 - - 0.8 - 5.6 Lemah
8/PT-1 8.8 2.0 8.4 - 1.6 - - 20.8 Lemah
9/PT-1 4.0 7.6 3.6 0.4 0.8 - - 16.4 Lemah
10/PT-1 - 3.2 0.4 2.0 5.2 0.4 - 11.2 Lemah
11/WPT-6 - 3.2 15.2 1.2 1.2 - 20.8 Lemah
12/WPT-6 - 7.2 1.6 - 3.2 2.8 - 14.8 Lemah
Sayatan/ Sumur
Porositas Terlihat
Helium Poros-ity at Ambient
Condition
Horizontal Permeabi lity at Ambient
Condition
Disolusi Rekahan Total
3/PT-1 4.00% 0.80% 4.80% 18.70% 5.63 md
4/PT-1 7.20% 1.60% 8.80% 19.10% 7.5 md
5/PT-1 4.00% 0.80% 4.80% 20.90% 157 md
6/PT-1 6.00% 1.60% 7.60% 18.30% 51.3 md
7/PT-1 1.60% 2.00% 3.60% 14.00% 18.1 md
8/PT-1 4.40% 1.20% 5.60% 13.30% 8.00 md
9/PT-1 1.60% 0.80% 2.40% 10.90% 0.538 md
10/PT-1 1.60% Trace 1.60% Not Measured Not Measured
11/WPT-6 3.60% 1.60% 5.20% 17.30% 0.332 md
12/WPT-6 - 0.80% 0.80% 2.20% 0.005 md
Tabel 2. Porositas Sekunder dan Permeabilitas Horizontal Sayatan Batuan
Karakteristik Log Sumur
Granit terekahkan (fractured granite) memi-liki karakteristik log porositas neutron yang nilainya bervariasi dari 0,058 - 0,201 npu, begitu pula deep resistivity-nya sangat ber-variasi 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.
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 dpelapuk-an alterasi argilik sehingga batupelapuk-an
40X, X pol
Gambar 4. Mikrofoto sayatan 5 yang menunjukkan porositas sekunder (SP) dari hasil pelarutan felspar in microfracture; di sumur PT-1.
Gambar 5. Mikrofoto sayatan 4 yang menunjukkan terdapatnya siderit (Sid) mengisi rekahan; Sumur PT-1.
menjadi kedap, dan berfungsi baik sebagai batuan penudung. Batuan granit terlapuk-kan terdapat pada bagian atas tubuh intrusi dan lereng namun tidak hadir pada lembah. Ketebalannya bervariasi 1 - 12 ft yang be-rada 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 dari-pada 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 ren-dah 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 hidrokar-bon, karena dari data drill stem test tidak
mengandung fluida dengan total gas yang
kecil kurang dari 100 unit. Dari wireline
DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANIT SECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOG DAN SECARA LANGSUNG DARI CORE DI SUMUR PT-1
Zona 1
(4689-4694 ft MD) (4720-4725 ft MD)Zona 2 (4745-4748 ft MD)Zona 3
Keterangan:
: Induced Fracture : Natural Fracture
Zona 1
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 diketa-hui bahwa pada Sumur PTD-1, posisi batuan dasar granitiknya adalah paling tinggi, se-dangkan 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 po-sisinya 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 For-masi Talang Akar Bagian Bawah (LTAF). Korelasi ini bertujuan untuk mengetahui
struktur batuan dasar atau paleogeografi
DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANIT SECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOG DAN SECARA LANGSUNG DARI CORE DI SUMUR PT-1
Zona 5 (4770-4775 ft MD) Zona 4
(4757-4762 ft MD)
4760 4758
: Induced Fracture : Natural Fracture Keterangan:
6810 BOOPD 0.560 MM CFGPD
Zona 5 Zona 4 Zona 3 Zona 2 Zona 1
4640
4660
4680
4700
4720
4740
4760
4780
4800
4820
4762
4773
U 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
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 Batulempung (LTAF-C)+ : Top Granite Wash
: Top Weathered Granite
: Top Fractured Granite
: Top Roof Basement
Top Unit LTAF-C dan LTAF-A menjadi Top Formasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)
+
U
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 Top Unit LTAF-C dan LTAF-A menjadi Top Formasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)
+
Gambar 9. Korelasi stratigrafi lintasan 3 (Sumur WPT5; PTD9; PTD8; PT3; PTD1; PTD4).
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 ba-gian 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 se-jak 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 ter-deteksi pada sumur WPT-2 dan WPT-5 hanya terdapat pada bagian-bagian tertentu dan relatif kemudian terlindung dari erosi oleh air yang meng alir pada (LTAF-C) channel. Endapan di atasnya adalah endapan limbah banjir yang berupa lempung karena posisinya lebih tinggi daripada channel. Di antara
Time Slice 1340 ms
Keterangan Horizon LTAF Horizon Granitic reservoir Horizon Rea basement
Keterangan Horizon Granitic reservoir Horizon Rea basement
A
A
B
B
WPT-2 WPT-5 WPT-3 WPT-6 PT-1 PT-2
U
Gambar 10. Line seismik dan time slice.
lebih rendah dan berkembang braided chan-nel yang mengendapkan LTAF-B. Karena adanya transgresi dan penurunan, kemudian berkembang LTAF-A sebagai sedimen
shal-low marinechannel di atas LTAF-B.
Interpretasi Data Seismik 3-D dan Peta Struktur Waktu dan Kedalaman
Berdasarkan cekshot yang tersedia, top Gra-nit terekahkan dan GraGra-nit 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, se-hingga 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).
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 la-pangan 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 for-masi ini akan onlap terhadap bukit intrusi. Pada Lapangan PT. terdapat beberapa ke-lompok 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 eks-tensi Jura - Tersier Awal.
UNIVERSITAS DIPONEGORO FAKULTAS TEKNIK PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI
PETA STRUKTUR WAKTU TOP RESERVOIR BATUAN DASAR GRANITIK
LAPANGAN PT
Oleh PRIHATIN TRI SETYOBUDI
L2L006041
Keterangan
:Sesar Normal
:Sesar Berbalik
Interval Kontur : 5ms
Skala 0 500 1000 1500 2000 m
1:50000 1961
1230 12251240 1255
Gambar 11. Peta struktur waktu Top Reservoir batuan dasar granitis (Setyobudi, 2011).
Lapangan PT. Berdasarkan pergerakan-nya, sesar ini diinterpretasi kan sebagai sesar gunting. Sesar ini awalnya meru-pakan 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).
0 500 1000 1500 2000 m
: Sesar Normal Keterangan
: Sesar Berbalik
:Trend NW-SE (Sesar Berbalik)
Interval Kontur :25 ft
U
Penafsiran struktur geologi lapangan PT berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi regional
Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi cekungan Sumatra Selatan (Pulonggono, 1992)
Compressional Phase
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 La-pangan 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 CF-GPD. 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 batu-pasir 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.
Lowest Known Oil (LKO) diketahui dari DST di Sumur WPT-2 yaitu pada kedalam-an 4920 ft SSTVD, sedkedalam-angkkedalam-an 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
3-D pada Lapangan PT
, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P
.
T
ri Setyobudi drr
.)
127
: Sesar Normal
: Sesar Berbalik
: Granite wash
:Weathered Granite
: Fractured Granite
: Top LTAF
: Top Granite Wash
: Top Weathered Granite
: Top Fractured Granite
: Top Real Basement
Kontur Interval : 25 ft Keterangan
Skala 0 500 1000 1500 2000 m
1:50000
Fractured Granite Fractured Granite
Fractured Granite Fractured Granite
Fractured Granite
Fractured Granite
Weathered Granite
Weathered Granite
Weathered Granite
Weathered Granite
Weathered Granite Granite wash
Granite wash
U
PTD 2 (SSTVD)
PTD 2 (SSTVD)
PT-1 (SSTVD)
PT-3 (SSTVD)
WPT -6 (SSTVD) WPT-2 (SSTVD)
Fractured Granite
WPT-5 (SSTVD)
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
Keterangan
:Sesar Normal
:Sesar Berbalik
: DST Interval Granite Wash : SDT Interval Fractured Granite
: LKG (4593 ft SSTD) : LKO (4920 ft SSTVD)
Interval Kontur : 5ms
Peta Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Known Gas (LKG) serta Drill Steam Test (DST) pada Interval Granite Wash dan Fractured Granite lapangan PT
23,8 BOPD (5160,01 -5181,99 ft MD)
no to small influx (5404-5450 ft MD)
no fluid recovery (5540-5552 ft MD)
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)
307,0 BOPD and 0,191 MM CFGPD (4800-4814 ft MD) 149,0 BOPD and 364,0 BWPD (4746-4757 ft MD) Flowed gas, water and no oil,
trace of condensate (5518-5524 ft MD)
small trace of gas at 5720-5732 ft MD,5846-5886 ft MD and 6064-6084 ft MD
Skala
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 Real Basemen : Top Fractured Granite : Top Weathered Granite
LKG : Lowest Known Gas LKO : Lowest Known Oil
: Sesar Normal
(downward) dari sedimen di atasnya terjadi. Namun dari penelitian ini belum terdapat bukti untuk membuktikan bahwa dapat ter-jadinya 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 radio-aktif 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 be-rarah utara barat laut - selatan tenggara yang menurut Pulonggono (1992) berdasarkan arahnya diinterpretasikan se bagai sesar nor-mal. Kemudian pada Kapur Akhir - Tersier Awal, Cekungan Sumatra Selatan dipenga-ruhi oleh gaya ekstensi, sehingga sesar utara barat laut - selatan tenggara ini masih tetap berkembang se bagai sesar normal.
Adanya sesar normal di atas menyebabkan terbentuknya zona lemah yang mudah ter-intrusi, sehingga terjadi intrusi granit di La-pangan PT. pada Eosen Akhir atau tepatnya 34,30 ± 0,91 juta tahun lalu sesuai de ngan hasil pertarikhan radioaktif di sumur PT-1. Seiring dengan perubahan rezim tektonik ekstensi yang masih berlangsung sejak Ka-pur Akhir sampai Tersier Awal, sesar normal yang berarah utara barat laut - selatan teng-gara 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 ber-samaan terbentuk pula sesar normal berarah utara - selatan akibat gaya ekstensi dan juga berkembang proses pelapukan dan erosi. Ke-mudian pada Oligosen Akhir sampai dengan Miosen secara berurutan waktunya terendap-kan 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 Waktu geologi
Eosen akhir Intrusi granit dan
Basin Rifting masih berlangsung dan terbentuk sesar turun N-S di bagian tenggara lapangan PT (tidak ditampilan dalam gambar)
Terbentuk sesar normal UBL-Teng akibat gaya kompresi jurasik dan kemudian berubah dikontrol oleh gaya ekstensi pada kapur akhir menyebabkan terjadinya Basin Rifting
Jura-Kapur
Jura Awal
Keterangan :
: Formasi Talang Akar Bagian bawah : Weathered Granite
: Granite Wash
: Fractured Granite
: Real Basement (Late Eocene Granite)
: Real Basement (Early Jurassic Granite)
: Horison seismik Formasi Talang Akar Bagian Bawah : Horison seismik Granitic Basement Reservoir
: Horison seismik Real Basement
Intrusi Batolit
Pelapukan dan erosi Resen
Plio-Plistosen reaktivasi sesar normal UBL-STeng menjadi sesar gunting NNW-SSE
dan pembentukan sesar berbalik BL-Teng serta sesar turun TL-BD akibat gaya kompresi
Oligosen Akhir Basin rifting
masih berlangsung pelapukan dan erosi dan sedimentasi Syn rift
Proses endogen Proses eksogen Sketsa/gambar Proses endogen Proses eksogen sketsa/gambar
gara dan sesar normal berorientasi timur laut - barat daya. Selain itu, sesar turun di sebe-lah 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.
KESIMPULAN
Batuan dasar granitik pada Lapangan PT yang dapat menjadi reservoir hidrokarbon sebagai target utama adalah:
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 aku-mulasi hidrokarbon terdapat pada lereng tinggian. Pada bagian lereng sampai puncak tinggian, di atas satuan ini terdapat Satuan
Granit terlapukkan yang semakin ke puncak tinggian semakin tebal pelapukannya.
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 po-rositas neutron 0,162 - 0,185 npu. DST ter-baik pada Sumur WPT-2 yaitu 23.8 BOPD.
UCAPAN TERIMAKASIH
Terimakasih disampaikan kepada BP. MIGAS, Pet-rochina International Jabung Ltd., dan Universitas Diponegoro yang telah memberikan ijin penelitian dan publikasi serta bimbingan.
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 Palin-spatic 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
Divi-sion 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 Grani
-tik dengan Data Sumur Pemboran Dan Seismik 3-D Pada Lapangan PT, Sub Cekungan Jambi, Cekung an
