pemodelan kematangan hidrokarbon daerah kotabumi, kabupaten

PEMODELAN KEMATANGAN HIDROKARBON DAERAH
KOTABUMI, KABUPATEN LAMPUNG UTARA, PROPINSI
LAMPUNG
TUGAS AKHIR B
Diajukan sebagai syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Strata Satu
Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian,
Institut Teknologi Bandung
Oleh :
Darmawan Astra Kusumo
12001010
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI
FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG
2008
PEMODELAN KEMATANGAN HIDROKARBON DAERAH
KOTABUMI, KABUPATEN LAMPUNG UTARA, PROPINSI
LAMPUNG
LEMBAR PENGESAHAN
Diajukan sebagai syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Strata Satu
Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu Dan Teknologi Kebumian,
Institut Teknologi Bandung
Bandung, September 2008
Penulis,
Darmawan Astra Kusumo
12001010
Pembimbing,
Asep Heri Patria Kesumajana
NIP. 132206798
i
PEMODELAN KEMATANGAN HIDROKARBON DI
DAERAH KOTABUMI, KABUPATEN LAMPUNG UTARA,
PROPINSI LAMPUNG
SARI
Lapangan penelitian terletak di Sub cekungan Kotabumi yang termasuk ke dalam
Cekungan Sumatra Selatan. Pada daerah ini telah menghasilkan hidrokarbon dan tingkat
kematangan hidrokarbon diduga telah matang yang ditunjukkan dengan adanya indikasi
minyak pada analisa hasil pemboran.
Batuan dasar pada daerah ini berupa granit berumur Pra – Tersier. Secara tidak
selaras di atasnya diendapkan runtunan batuan Tersier dari Formasi Lahat berumur
Oligosen Awal – Akhir, Formasi Talang Akar yang berumur Oligo – Miosen dan satuan
batuan karbonat dari Formasi Baturaja yang berumur Miosen Awal – Miosen Tengah.
Selaras di atas Formasi Baturaja diendapkan satuan sedimen laut dangkal dari Formasi
Gumai yang berumur Miosen Awal – Miosen Tengah, selanjutnya pada fase regresi
diendapkan satuan batuan yang termasuk Formasi Air Benakat yang berumur Miosen
Tengah. Selanjutnya diendapkan Formasi Kasai berumur Plio-Pleistosen yang merupakan
formasi termuda, diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Air Benakat.
Pada sub cekungan ini Formasi Lahat dan Formasi Talangakar bertindak sebagai
batuan induk dan batulempung atau serpih pada Formasi Talang Akar dan formasi
Gumai dapat bertindak sebagai batuan penutup yang efektif. Formasi Lahat bagian atas
memiliki nilai TOC rata – rata 2.22 yang senderung menghasilkan minyak sedangkan
pada bagian bawah memiliki nilai TOC rata – rata 0.53 yang cenderung menghasilkan
gas. Formasi Talang Akar berpotensi menghasilkan minyak dan gas dengan kandungan
TOC rata-rata sebesar 0,53-1,4. Dari analisis data permukaan diperoleh nilai TOC rata –
rata untuk Formasi GRM - TAF adalah 1,5 – 5,10 dan untuk Formasi TRM - TAF nilai
TOC rata – rata adalah 0,33 – 77,8. Pemodelan kematangan hidrokarbon didasarkan pada
analisis yang dilakukan pada sumur Terbanggi-001 dan sumur bayangan Terbanggi-002
yang menggunakan analisis data permukaan.
ii
Hasil pemodelan menunjukkan bahwa awal kematangan pada sumur Terbanggi –
001 terjadi pada umur Oligosen Akhir (28.2 juta tahun lalu) pada Formasi Lahat dengan
jendela minyak pada kondisi masa kini terbentuk pada kedalaman 992 m. Pada sumur
Terbanggi – 002 nilai awal kematangan terjadi pada umur Oligosen Akhir pada Formasi
Kikim dengan jendela minyak pada kondisi masa kini terbentuk pada kedalaman 260 m.
iii
KATA PENGANTAR
Puji syukur atas kehadirat Allah Subhanahu Wattaala, Pencipta Alam Semesta,
yang berkat kasih dan karunia-Nya, penulis dapat menyelesaikan tugas akhir beserta
laporan tertulisnya dengan judul “Pemodelan
Kematangan Hidrokarbon Daerah
Kotabumi, Kabupaten Lampung Utara, Propinsi Lampung”. Penelitian ini dilakukan
sebagai jenjang akhir dalam studi strata satu pada Program Studi Teknik Geologi,
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung.
Tugas akhir ini merupakan hasil dari suatu rangkaian penelitian yang terdiri dari
studi pustaka, pengambilan sampel lapangan, pengolahan data, dan diskusi-diskusi
dengan berbagai pihak. Pengambilan sampel lapangan dilaksanakan di Daerah Kotabumi,
Kabupaten Lampung Utara, Lampung. Sedangkan pengolahan data dilakukan dengan
menggunakan fasilitas yang ada di Laboratorium Geologi Komputasi di lingkungan
Program Studi Teknik Geologi. Secara keseluruhan penelitian ini dilakukan mulai Juli
2007 sampai dengan Juni 2008.
Penelitian dan penulisan laporan tugas akhir ini dapat diselesaikan berkat bantuan
banyak pihak. Untuk itu penulis ingin menyampaikan ucapan terima kasih yang sedalamdalamnya kepada :
•
Bapak, Ibu, dan semua keluarga yang telah memberikan dukungan, dorongan dan
doa kepada penulis selama ini.
•
Asep Heri Patria Kesumajana, M.T yang telah bersedia memberikan bimbingan
dan pengarahan kepada penulis selama penelitian dan penulisan laporan.
•
Seluruh Staf Program Studi Teknik Geologi, FITB, ITB atas kemudahan dan
fasilitas yang dirasakan penulis sangat membantu terselesaikannya rangkaian
tugas akhir ini.
•
Teman-teman GEA 01’; Hod, Tamsud, Roy, Litto, Abe, Peno, Adi, Diki, Arti,
Boim, Jawa, Oni, Dudung, Abdul, Bonjes, Gori, Malih, Yance, Guntur, Mbah,
Nur, Rommel, Ronald, Zainal, Chessy, Mbak Dew, Ndut, Erik, Kumsle, Hot,
Excus, Wildan, Sahuri, dan teman-teman lainnya, atas bantuan, dorongan
semangat, dan pertemanan yang penulis rasakan selama menempuh studi.
iv
•
Teman-teman HMTG “GEA” ITB lainnya yang juga banyak membantu. Tumbil,
Husmen, Sammy, Sukri, Maro, Rendi,dll untuk dorongan semangatnya.
•
Teman-teman kos Pelesiran. Terima kasih telah membuat rumah kos menjadi
nyaman untuk dihuni.
•
Semua pihak yang tidak mungkin disebutkan satu-persatu, yang telah ikhlas dan
ridha membarikan bantuan, baik moral maupun material.
Penulis menyadari bahwa hasil penelitian tugas akhir ini masih memerlukan
banyak perbaikan untuk dapat mendekati lengkap dan baik. Oleh karena itu penulis
mengharapkan kritik dan saran dari berbagai pihak. Semoga hasil penelitian ini dapat
memberikan arti bagi kebaikan bersama.
Bandung, Agustus 2008
v
DAFTAR ISI
Hal
Lembar Pengesahan
i
Sari
ii
Kata Pengantar
iv
Daftar isi
vi
Daftar Gambar
viii
Daftar Tabel
x
Daftar Lampiran
xi
BAB I PENDAHULUAN
1
1.1. Latar Belakang Permasalahan
1
1.2. Maksud dan Tujuan
1
1.3. Pembatasan Permasalahan
2
1.4. Lokasi dan Waktu Pelaksanaan Penelitian
3
1.5. Metode Penelitian
4
1.6. Hasil yang Diharapkan
5
BAB II TEORI DASAR
2.1. Pemodelan Geohistori
6
6
2.1.1. Pemodelan Geohistori Burial
8
2.1.2. Pemodelan Geohistori Thermal
9
2.2. Sistem Petroleum
11
2.2.1. Konsep Batuan Induk
11
2.2.2. Pematangan Minyak Bumi
14
2.2.3. Migrasi
15
2.2.4. Akumulasi Minyak Bumi
16
BAB III GEOLOGI REGIONAL
17
vi
3.1. Kerangka Tektonik
17
3.2. Tatanan Stratigrafi
20
3.2.1.
Batuan Dasar (Basement)
3.2.2. Batuan Tersier
3.2. Tektonostratigrafi
BAB IV ANALISA DAN PENGOLAHAN DATA
21
25
27
4.1. Analisa Data Litologi dan Stratigrafi
27
4.2.
Analisa Umur dan Batimetri
30
4.3.
Analisa Kurva Porositas, Kurva Kompaksi dan Ketebalan Tererosi
31
4.4.
Analisa Geokimia
36
4.5.
Pemodelan Geohistori Burial
39
4.5.1.
Sumur Terbanggi – 001
39
4.5.2.
Sumur Terbanggi – 002
41
Pemodelan Geohistori Thermal
45
4.6.1. Sumur Terbanggi – 001
44
4.6.2. Sumur Terbanggi – 002
47
4.6.
BAB V
20
KESIMPULAN
DAFTAR PUSTAKA
51
53
vii
DAFTAR GAMBAR
Gambar
Hal
1.1.
Lokasi Penelitian Daerah Kotabumi
2
1.2.
Lokasi Sumur Terbanggi – 001
3
1.3.
Bagan Alir Program
4
2.1.
Pemodelan Geohistori ”burial” Terkoreksi oleh Kedalamn
7
Pengendapan dan Perubahan Muka Air Laut Purba (van
Hinte, 1978)
2.2.
Penggambaran ”total subsidence”dan tektonic subsidence”
7
2.3.
Proses Dekompaksi (van Hinte, 1978)
8
2.4.
Perhitungan Total Subsidence dan Tektonik Subsidence
9
( Charlie Wu, 1994)
2.5.
Persamaan Dasar Perhitungan Geohistori Thermal (Turcotte
10
& Schubert, 1982, Allen & Allen, 1990)
3.1.
Pola struktur pada Cekungan Sumatra Selatan (Pulunggono
18
& Cameron,1984)
3.2.
Tatanan Tektonik Regional Cekungan Sumatra Selatan (De
19
Coster,1974)
3.3.
Kolom Stratigrafi Regional (de Coster , 1974)
21
4.1.
Kolom stratigrafi umum daerah Kotabumi
29
4.2.
Kurva Umur – Kedalaman Sumur Terbanggi – 001
30
4.3.
Kurva Batimetri – Kedalaman Sumur Terbanggi – 001
30
4.4.
Kurva Umur – Kedalaman Sumur Terbanggi – 002
31
4.5.
Kurva Batimetri– Kedalaman Sumur Terbanggi – 002
31
4.6.
Kurva Porositas
32
4.7.
Kurva porositas dengan Excell untuk segmen A
33
4.8.
Kurva porositas dengan Excell untuk segmen B
34
4.9.
Segmentasi kurva kompaksi akibat perbedaan kemiringan
34
viii
kurva
4.10.
Kurva PowerLaw untuk segmen A
35
4.11.
Kurva PowerLaw untuk segmen B
35
4.12.
Model Supresi %RO (Mukhopadhyay, 1994 (op.cit DGSI,
36
1998))
4.13.
Hidrogen Indeks - Oksigen Indeks sumur terbanggi – 002
37
(modifikasi diagram van Krevelen)
4.14.
Tmax - %Ro sumur Terbanggi – 002
37
4.15.
Sejarah Pemendaman Sumur Terbanggi – 001
39
4.16.
Sejarah Subsiden Sumur Terbanggi – 001
40
4.17.
Sejarah Pemendaman Sumur Terbanggi - 002
42
4.18.
Sejarah Subsiden Sumur Terbanggi – 002
43
4.19.
Model Paleo Temperatur Sumur Terbanggi – 001
45
4.20.
Nilai %RO dan %RO koreksi dengan kurva paleo temperatur
46
4.21.
Model Kematangan Sumur Terbanggi – 001
47
4.22.
Paleo Temperatur Sumur Terbanggi – 002
48
4.23
Nilai %RO sumur Terbanggi – 002
49
4.24
Model Kematangan Sumur Terbanggi – 002
49
ix
DAFTAR TABEL
Tabel
4.1.
Hal
Data litologi sumur Terbanggi – 001 (CST = Claystone,
27
SST= Sandstone, LST= Limestone, CARB= Carbon, TUFF=
Tuff)
4.2.
Data stratigrafi sumur Terbanggi – 001
28
4.3.
Data Stratigrafi sumur Terbanggi – 002
28
4.4.
Analisis Geokimia sumur Terbanggi – 001
36
4.5.
Nilai %RO Sumur Terbanggi – 002
38
4.6.
Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi – 001
41
4.7.
Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi – 001
41
4.8.
Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi – 002
44
4.9.
Laju Penurunan Cekungan sumur Terbanggi – 002
44
4.10.
Tahap Kematangan Sumur Terbanggi – 001
47
4.11.
Tahap Kematangan Sumur Terbanggi - 002
50
x
DAFTAR LAMPIRAN
LAMPIRAN 1
DATA POROSITAS SUMUR TERBANGGI - 001
LAMPIRAN 2
DATA LITOLOGI SUMUR TERBANGGI – 001
LAMPIRAN 3
DATA LITOLOGI SUMUR TERBANGGI – 002
LAMPIRAN 4
KURVA TEMPERATUR KONSTAN HEATFLOW
LAMPIRAN 5
PETA LINTASAN KOTABUMI
xi