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

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

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

_{1 3 3 3} Prihatin Tri Setyobudi , W. H. Bambang , A. Banu , W. N. Krisputranto , _{2 2 1} N. Hadi , dan B. Sudaryo ₂ Mahasiswa Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang

Staf 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 _{Naskah diterima: 16 Mei 2011, revisi terakhir: 15 Agustus 2011}

hydrocarbon reservoir. The reservoir characteristics were identified by carrying out qualitative log

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

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-2 hole are 928.0 BPOD and 0.712

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.

  Keywords:

reservoir, basement rocks, cracked ganite, weathered granite, granite wash

  

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

Tungkal Deep

  Betara Deep Lapangan PT sw Kabul Deep

  Geraga Deep S Kabul

  U N Deep

  10

  20 km KETERANGAN

  Hydrocarbon kitchen Waters/marine Oil field

  South Sumatra Kitchen Gambar 1. Peta lokasi Lapangan PT.

  Selain itu dilakukan juga korelasi log sumur mentasi mengisi cekungan atau terban serta pemetaan geologi bawah permukaan di atas batuan dasar bersamaan dengan reservoir batuan dasar granitis di Lapangan kegiatan gunung api. Terjadi pengisian PT dengan data seismik. awal dari cekungan yaitu Formasi Lahat.

  3. Fase ketiga yaitu adanya aktivitas tek- tonik Miosen atau Intra Miosen yang menyebabkan pengangkatan tepi-tepi

PERKEMBANGAN TEKTONIK

  cekungan. Kegiatan ini diikuti oleh peng- Peristiwa tektonik yang berperan dalam endapan bahan-bahan klastika. Yaitu ter- perkembangan Pulau Sumatra dan Cekung- endapkannya Formasi Talang Akar, For- an Sumatra Selatan menurut Pulonggono masi Baturaja, Formasi Gumai, Formasi drr. (1992) terdiri atas empat fase: Air Benakat, dan Formasi Muara Enim.

  1. Fase kompresi yang berlangsung dari

  4. Fase keempat berupa gerak kompresi Jura Awal sampai Kapur. Tektonik ini pada Plio-Plistosen yang menyebabkan menghasilkan sesar geser barat laut - sebagian Formasi Air Benakat dan For- timur tenggara seperti Sesar Lematang, masi Muara Enim telah menjadi tinggian Kepayang, Saka, Pantai Selatan Lam- tererosi, sedangkan pada daerah yang pung, dan kelurusan musi serta trend U relatif turun diendapkan Formasi Kasai.

• S. Terjadi Selanjutnya, terjadi pengangkatan dan

  wrench movement dan intrusi

  granit berumur Jura - Kapur. perlipatan berarah barat laut di seluruh

  2. Fase tensional pada Kapur Akhir sampai daerah cekungan yang mengakhiri peng- Tersier Awal yang menghasilkan sesar endapan Tersier di Cekungan Sumatra normal dan sesar tumbuh berarah U - S Selatan. Selain itu terjadi aktivitas vul- dan barat laut - timur tenggara. Sedi- kanisme pada cekungan busur belakang.

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

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, Formasi 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

  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- kl asifikasian dengan mempertimbangkan komposisi mineral kuarsa, alkali felspar, dan plagioklas sesuai klasifikasi IUGS (In-

• 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.

  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 atau granophyric.

  

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

Bathyal ZAMAN

  JTL FORMASI Selatan Utara

  Sunda Land “Back-arc” Litofasies

  Elemen Hidrokarbon Horizon Seismik

  Lingkungan Pengendapan _{Non marine} Kegiatan Tektonik Plist.

  PLIO. ^Akhir _A ^wal Kasai ^Pink _{Purple Orange FLUVIO- DELTAIC REGRESSIVE Final Barisan Uplift} Green Blue ^{Deep Marine to Fluvio- Deltaic Initial Barisan Compression}

• S-
• S-

  MIOSEN _{A wal} ^{T engah Akhir Muara Enim Air Benakat} _Gumai OLIGOSEN A ^{wal Akhir T alang Akar Bawah T alang Akar Atas Batu raja} EOSEN _{T engah} ^{Akhir Lahat}

• S-
• S-

  MESOZOIKUM ^R _SR ^{SR SR}

  Seal _{Reservor Rocks Source Rock} ^{Yellow Red} Pre-Collision Passive Margin

  Accretion of Continental Fragments

  T err ^Syn-Rift estrial ^{Alluvial to Fluvio- Lacustrine “Back-arc” Transtensile Rifting Uplift Regional Subsidence T ransgr essive 10 20 30 40} Anggota Bawah 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

  kaolinit dan siderit. Dari sepuluh sayatan

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

Foid-bearing _{alkali-feldspar syenite} ^Foid-bearing _syenite ^Foid-bearing _monzonite ^Foid-bearing _{monzodiorite/monzogabbro}

  Volcanic Rocks ^{Foid-bearing diorite/gabbro Monzodiorite/Monzogabbro Diorite/Gabbro/Anorthosite Alkali-feldspar granite Quartz alkali- feldpar granite Alkali-feldspar granite Granodiorite Tonalite Quartz monzodiorite/monzogabbro Quartz diorite/Gabbro/Anorthosite Silica-Under saturated (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 syenite}

  1 ^{2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 B 16 A C D E F G H I J K Qz 30 Millimeters 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.

  Proses alterasi mineral secara umum dapat menyebabkan pertambahan poro sitas, na- mun proses pelapukan dapat pula menye-

  

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

Tabel 1. Persentase Mineral Sekunder dan Intensitas Ubahan Mineral

  Mineral Sekunder (%) Sayatan/ Intensitas Sumur

  Ubahan otal Siderit Kaolinit Serisit/ llit/ Paragonit Pirit Klorit Kalsit Dolomit T

  0.8

  18.0

  12.4 0.8 - - - 3/PT-1

  32.0 Sedang

  0.8

  18.0

  12.4

  0.8 - - - 3/PT-1

  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

  5.6

  3.2

  11.2

  0.4 - - - 6/PT-1

  20.4 Lemah

  2.0

  1.6

  1.2 - - - 7/PT-1

  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

  3.2

  0.4

  2.0

  5.2

  0.4 - - 10/PT-1

  11.2 Lemah 11/WPT-6 -

  3.2

  15.2 1.2 -

  1.2

  20.8 Lemah

  7.2

  1.6 - - 12/WPT-6

  3.2

  2.8

  14.8 Lemah - Tabel 2. Porositas Sekunder dan Permeabilitas Horizontal Sayatan Batuan Porositas Terlihat Horizontal

  Helium Poros- Sayatan/

  Permeabi lity ity at Ambient Sumur at Ambient

  Disolusi Rekahan Total Condition Condition

  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

  babkan tertutupnya rekahan oleh mineral Karakteristik Log Sumur sekunder, sehingga konektivitas rekahan Granit terekahkan (fractured granite) memi- atau porositas efektifnya menjadi buruk liki karakteristik log porositas neutron yang sehingga berpengaruh pada permeabilitias nilainya bervariasi dari 0,058 - 0,201 npu, reservoir. Seperti yang terlihat pada Sayatan begitu pula

  deep resistivity-nya sangat ber-

  4, siderit mengisi rekahan (Gambar 5). Dari variasi nilainya, yaitu dari 16,1 sampai 801 hasil pengukuran porositas dan permea- ohm-M, densitasnya antara 2,25 - 2,54 g/cc, bilitas pada batuan yang disayat menjadi soniknya 65,7 - 90,4 µs/ft. Berdasarkan data Sayatan 4 ini besar permeabilitas horizon- sumur, ketebalan satuan ini adalah bervariasi talnya 7,5 md, walaupun porositasnya baik

  31-238 ft yaitu berada pada kedalaman 4223 yaitu 19,1%. ft SSTVD sampai 5233 ft SSTVD.

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

_A

  menjadi kedap, dan berfungsi baik sebagai

  SP

  40X, X pol _{C B}

  batuan penudung. Batuan granit terlapuk- _D kan terdapat pada bagian atas tubuh intrusi _E dan lereng namun tidak hadir pada lembah. _F Ketebalannya bervariasi 1 - 12 ft yang be- _G rada pada kedalaman 4215ft SSTVD sampai 4970 ft SSTVD. Karena terbentuknya mi- _H K

  Sid _I

  neral lempung yang konduktif seperti klorit _{J 30 Millimeters} dan kaolinit akibat adanya proses pelapukan, _{K 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16} maka resisitivitas batuan granit terlapukkan lebih rendah daripada granit terekahkan dan

  Real basement yaitu berkisar 3,87 - 81,5 Gambar 4. Mikrofoto sayatan 5 yang menunjukkan

  ohm-M. Selain itu gamma ray nya berkisar

  porositas sekunder (SP) dari hasil pelarutan felspar

  98,7 - 250 API lebih rendah daripada granit in microfracture; di sumur PT-1. terekahkan. Densitasnya 2,34 - 2,53 g/cc, _A porositas neutron 0,083 - 0,206 npu, dan log soniknya 67,6-101 µs/ft. _{C B}

  40X, II pol _D Qz Granite wash memiliki karakteristik yang _E

  hampir sama dengan granit terekahkan,

  Sid _F

  yaitu gamma ray 360 - 386 API, namun _G memiliki porositas relatif lebih besar dari- _H pada granit terekahkan yaitu berkisar antara _{I J}

  0,162 - 0,185 npu. Densitas relatif lebih _{K 30 Millimeters} rendah daripada granit terekahkan yaitu _{1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16} 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

  Gambar 5. Mikrofoto sayatan 4 yang menunjukkan

  log soniknya 91,2 - 92,9 µs/ft. Ketebalan

  terdapatnya siderit (Sid) mengisi rekahan; Sumur

  satuan ini adalah 33 - 296 ft, berada pada PT-1. kedalaman 4674 ft SSTVD sampai dengan 4931 ft SSTVD.

  Pendeteksian rekahan pada granit secara tidak langsung dengan data wireline log, Di bawah Satuan Granit terekahkan terdapat ditunjukan oleh terdapat defleksi spektral Satuan

  Real basement, merupakan litologi

  uranium ke angka yang tinggi, pergerakan batuan dasar yang tidak ekonomis atau tidak kurva mikroresistivitas (MSFL) yang cepat, dapat berpotensi sebagai reservoir hidrokar- dan harga anomali sonik yang mengalami bon, karena dari data drill stem test tidak peningkatan secara tajam dibandingkan mengandung fluida dengan total gas yang harga sonik di batuan di atas atau bawahnya kecil kurang dari 100 unit. Dari wireline (Gambar 6 dan Gambar 7).

  log, nilai log gamma ray-nya tinggi yaitu

  berkisar dari 259 - 431 API, resistivitasnya Granit terlapukkan (weathered granite) yang 19,0 - 6092 ohm-M, densitasnya 2,12 - 2,61 terbentuk karena batuan granit tersingkap ke g/cc, log porositas neutron yang rendah permukaan, kemudian mengalami pelapuk- berkisar antara 0,014 - 0,274 npu, dan log soniknya 52,2 - 72,0 µs/ft. an dan alterasi argilik sehingga batuan

  

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

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) Zona 2 (4720-4725 ft MD)

  Zona 3 (4745-4748 ft MD) Keterangan:

  : Induced Fracture : Natural Fracture Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4

  Zona 5 ^{4720 4700 4680 4740 4760} _{4780 4800} ⁴⁶⁴⁰ 4821 ^{4660 6810 BOOPD 0.560 MM CFGPD 10,0 BOPD 0,5 BWPD} ₄₇₂₅ ^{4724 4722 4721 4720 4723 4721 4746}

  PT-1 MD _{140,00 DTC 40,00 1,00 TG 1000000 0,00 PEF 1000 0,60 CNL 0,00 1,70 FDC 270 0,20 UD 2000,00 0,20 US 2000,00 0,20 MEF 2000,00 0,00 CGR 500,00 0,00 THO 100,00 0,00 URA 50,00 0,00 POT 20,00 MD}

₄₆₈₉

₄₇₄₅ 4746 ₄₇₄₇

  Reserved core

_{Reserved core}

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 sebelum terendapkannya sedimen LTAF dan kemenerusan sedimentasi Formasi

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANIT SECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOG DAN SECARA LANGSUNG DARI CORE DI SUMUR PT-1 ₄₆₄₀

  Zona 5 Zona 4 (4770-4775 ft MD) ₄₆₆₀

  (4757-4762 ft MD) _{4680 0.560 MM BOOPD 6810} 4758 _CFGPD 4760 Zona 1 ₄₇₀₀

  4720 Zona 2 _{4740 4773} Zona 3 ₄₇₆₀ Zona 4

  Zona 5 ₄₇₈₀ 4800 ₄₇₆₂

  Keterangan: ₄₈₂₀ : Natural Fracture : Induced Fracture

  

Gambar 7. Deteksi kehadiran rekahan di zona 4 dan zona 5 pada granit secara tidak langsung dari data log dan

secara langsung dari inti pemboran di sumur PT-1.

  

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

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 da- taran limbah banjir terdapat topografi yang

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

  lebih rendah dan berkembang Dari peta struktur waktu (Gambar 11) dan

  braided chan-

nel yang mengendapkan LTAF-B. Karena peta struktur kedalaman terlihat adanya

  adanya transgresi dan penurunan, kemudian bukit intrusi granit yang memanjang dan berkembang LTAF-A sebagai sedimen shal- berorientasi utara-selatan. Kedalaman

  

low marine channel di atas LTAF-B. puncak intrusi granit adalah 4440 ft yaitu

  posisinya di sebelah barat daya dari sumur PTD-1; sedangkan kontur terendah di la-

  Interpretasi Data Seismik 3-D dan Peta

Struktur Waktu dan Kedalaman pangan PT adalah di bagian tenggara. Pada

  titik elevasi lebih tinggi, batuan akan lebih Berdasarkan cekshot yang tersedia, top Gra- mudah lapuk daripada yang ada di bagian nit terekahkan dan Granit terlapukkan jatuh bawah. Selain itu, efek dari adanya bukit ini pada amplitudo positif atau peak, begitu akan mengontrol pula sedimentasi Formasi pula

  Granite wash jatuh pada peak yang

  Talang Akar Bagian Bawah, sehingga for- sama, sedangkan

  Real basement jatuh pada masi ini akan onlap terhadap bukit intrusi.

  amplitudo negatif atau trough.

  Pada Lapangan PT. terdapat beberapa ke- Batuan dasar lapangan PT berupa granit lompok struktur geologi (Gambar 12), yaitu: yang cenderung lapuk dan terekahkan, se-

  1. Sebuah sesar berbalik sebagai batas hingga proses pelapukan itu menyebabkan Timur Lapangan PT. Sesar yang besar karakteristik seismik batuan dasar tidak ini berorientasi barat laut - tenggara. sepenuhnya bertekstur

  reflection free. Oleh

  yang terbentuk oleh gaya kompresi sebab itu, dalam penelusuran top horizon Pliosen - Plistosen. batuan dasar terekahkan dan terlapukkan

  2. Sebuah sesar normal berorientasi utara ini, prinsip posisi top horizon ini adalah

• selatan, yang terbentuk oleh gaya eks- di bawah sedimen yang onlap dan di atas tensi Jura - Tersier Awal.

  batuan granit yang segar yang bertekstur

  3. Sebuah sesar yang berorientasi utara barat

  

reflection free (Gambar 10). laut - selatan tenggara sebagai batas barat

_{A B} U

  Time Slice 1340 ms _{A B WPT-2 WPT-5 WPT-3 WPT-6 PT-1 PT-2} Keterangan _{Horizon Rea basement Horizon Granitic reservoir Horizon LTAF} Keterangan _{Horizon Rea basement Horizon Granitic reservoir} Gambar 10.

  Line seismik dan time slice.

  

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

_{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

_{500 1000 1500 2000 m}

_1:50000 ^{1961 1230 1225 1240 1255 1270 1285 1300 1315 1330 1345 1360 1375 1390 1405 1420 1435 1450 1465 1480 1495 1510 1525 1540 1555 1570 1585} _{1560 1575 1590} U colour _{range data contour} 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). Granit di lapangan ini mengalami perekah- an dan tersebar pada seluruh bagian dari Lapangan PT yang disebabkan oleh proses tektonik yang mempengaruhi batuan gra- nit di lapangan ini. Di atas Satuan Gra- nit terekahkan ini terdapat satuan Granit terlapukkan dengan intensitas pelapukan yang berbeda-beda bergantung pada ele- vasi, posisi, dan adanya erosi. Sehingga pada puncak bukit, batuan granitnya akan mengalamai pelapukan lebih tebal daripada yang di lereng. Pada lembah yang biasanya menjadi penyaluran air, pelapukan tidak terjadi. Pada bagian dasar lereng di sebelah barat laut berkembang Satuan

  Granite wash

  yang terangkut dari puncak dan lereng bukit dengan jarak yang dekat dan sistem aliran

  debris, sehingga karakteristiknya mirip dengan granit yang insitu.

  

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

Keterangan _{: Sesar Normal}

  U _{: Sesar Berbalik (Sesar Normal) : Trend NE-SW (Sesar Berbalik) :Trend NW-SE Interval Kontur :25 ft (Trend Normal)} : Trend N-S _{: Trend NNW-SSE cekungan Sumatra Selatan (Pulonggono, 1992) Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi 4225 data contour color range 4300 4150 4350 4250 4200} Compressional Phase _{Compressional Phase 4897 4900 4750 4700 4650 4600 4550} 4400 _{4450 4800 4850 4500 5100 4950 5050 5000 Extensional Phase Extensional Phase Extensional Phase 5600 5550 5850 5450 5400 5750 5250 5200} 5150 _{5650 5700 5300 5800 5350 5500 Skala Penafsiran struktur geologi lapangan PT berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi regional 6000 5950} 5900 _{500 1000 1500 2000 m 1:50000}

  Gambar 12. Penafsiran struktur geologi berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur regional (Setyobudi, 2011).

  Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Lowest Known Oil (LKO) diketahui dari

  

Known Gas (LKG) DST di Sumur WPT-2 yaitu pada kedalam-

  an 4920 ft SSTVD, sedangkan

  Lowest

  Dari hasil uji, laju alir minyak terbaik di La-

  Known Gas (LKG) diketahui dari DST di

  pangan PT pada interval Granit terekahkan sumur PTD-4 yaitu pada kedalaman 4593 terdapat pada sumur PTD-2 yaitu sebesar ft SSTVD (Gambar 14). 1044 BOPD. Sementara DST minyak dan

  Ketidak hadiran fluida pada reservoir granitis gas terbaik terdapat pada sumur PT-2 yaitu di sumur PTD-4 yang secara posisi berdeka- sebesar 928.0 BOPD dan 0.712 MM CF- tan dengan sumur PT-3 adalah diakibatkan

  GPD. Sementara itu reservoir

  Granite wash

  oleh konektivitas yang buruk dari reservoir memiliki laju alir yang terbaik, yaitu sebesar batuan dasar Granit terekahkan (Gambar 15).

  23.8 BOPD pada sumur WPT-2; sedangkan Sehingga lebih ke bagian te ngah tubuh intru- pada interval LTAF-A yang litologinya batu- si biasanya lebih kecil kemungkinan batuan pasir dan interval LTAF-B yang litologinya dasar Granit terekahkan dapat menyimpan batupasir konglomeratan laju alir minyak hidrokarbon, ke cuali jika reservoir terisi oleh

  520.0 BOPD, 0.449 MM CFGPD, dan 149.0 proses migrasi hidrokarbon ke arah bawah BWPD di sumur PT-2.