ANALISIS FASIES LAPISAN BATUPASIR G-4, I-20 DAN I-15

MINDAGI Vol. 8 No.2 Juli 2014

61

ANALISIS FASIES LAPISAN BATUPASIR G-4, I-20 DAN I-15

BERDASARKAN DATA WIRELINE LOG DAN DATA SEISMIK PADA

LAPANGAN ‘DK’, CEKUNGAN KUTEI, KALIMANTAN TIMUR

oleh :

Dwi Kurnianto*) dan Taat Purwanto**)

*) Alumni Prodi Teknik Geologi Usakti **) Dosen Tetap, Prodi T. Geologi

Fakultas Teknologi Kebumian & Energi, Usakti Gedung D, Lantai 1, Jl. Kyai Tapa No.1, Grogol, Jakarta 11440

Abstrak

Lapangan ”DK” merupakan lapangan penghasil hidrokarbon yang masih produktif, yang diendapkan pada

cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Pemetaan terhadap kondisi geologi bawah permukaan pada lapangan ini sangat

diperlukan guna mengetahui bentukan morfologi bawah permukaannya yang dapat memperlihatkan bentukan struktur yang berkembang, yang difungsikan untuk mengetahui jenis jebakan hidrokarbon pada daerah penelitian serta pemetaan terhadap sedimentasi yang terdapat pada daerah penelitian yang digunakan untuk mengetahui distribusi dari setiap lapisan yang terdapat di lapangan penelitian. Dengan ini dapat di interpretasi fasies, lingkungan pengendapan dan arah sedimentasi pada lapangan „DK‟.

Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan metoda pemetaan geologi bawah permukaan berdasarkan korelasi dari setiap data log sumur yang terdapat pada daerah penelitian dan data seismik atribut GAMP 1055Hz. Pemetaan dilakukan pada 3 lapisan batupasir (G-4, I-20 dan I-15 ) dari 3 lapisan yang dianalisis yang terdapat di dalam 4 sikuen. Dari hasil penelitian diintrpretasikan bahwa lapangan “DK” dibentuk oleh struktur antiklin yang terpatahkan. Endapan sedimen pada daerah pemetaan diendapkan pada lingkungan Lower delta plain dengan fasies

distributary channel yang ditunjukan pada peta net isopach G-4, I-20, dan I-15. Arah pengendapan sedimen pada

daerah penelitian berarah Barat ke Timur. Secara keseluruhan interval dari penelitian diendapkan pada fase pengendapan regresi.

I. Pendahuluan

Pengembangan terhadap lapangan penghasil hidrokarbon saat ini terus ditingkatkan, sehubu-ngan dengan meningkatnya kebutuhan terhadap hidrokarbon tersebut, baik di bidang industri skala besar maupun untuk kebutuhan rumah tangga. Hal tersebut memicu setiap perusahaan penghasil hidrokarbon untuk meningkatkan produksinya, baik melalui optimalisasi lapangan yang sudah ada maupun mengeksplorasi ladang minyak dan gas baru.

Konsep sikuen stratigrafi merupakan konsep geologi yang tepat dalam melakukan pengembangan lapangan hidrokarbon, khususnya dalam menganalisis lingkungan pengendapan. Dengan mempelajari dan menafsirkan karakteristik dari setiap lapisan sedimen yang memiliki potensi untuk menjadi reservoir yaitu dengan menentukan proses sedimentasi yang berlangsung, menetukan arah dari pengendapan sedimen, menentukan arah penyebaran sedimen, baik secara lateral maupun vertikal dan menentukan lingkungan pengendapan sedimentasinya yang kemudian dapat digunakan untuk menentukan arah dari pada pengembangan lapangan yang akan dilakukan berikutnya.

Lapangan ”DK” merupakan lapangan penghasil hidrokarbon terutama gas yang masih produktif, yang terletak pada delta Mahakam yang diendapkan pada cekungan Kutai, Kalimantan Timur.

Pemetaan terhadap kondisi geologi bawah permukaan pada lapangan ini sangat diperlukan guna mengetahui bentukan morfologi bawah

permukaannya yang dapat memperlihatkan bentukan struktur yang berkembang, yang difungsikan untuk mengetahui jenis jebakan hidrokarbon pada daerah penelitian. Juga pemetaan terhadap sedimentasi yang terdapat pada daerah penelitian yang digunakan untuk mengetahui geometri dari setiap reservoir yang terdapat di lapangan penelitian. Dengan ini dapat diketahui berapa besarnya potensial hidrokarbon yang terkandung, juga untuk menentukan arah pengembangan sumur.

Daerah Penelitian terletak di Lapangan “DK”, Cekungan Kutei, Kalimantan Timur (Gambar 1).

Fisiografi Cekungan Kutei

Cekungan Kutei merupakan cekungan terluas (60.000 Km2) dan terdalam (15 Km) di Indonesia yang terletak di pantai Timur Kalimantan dan daerah paparan sebelahnya. Cekungan ini terbentuk dan berkembang akibat proses-proses pemisahan diri akibat regangan di dalam lempeng Mikro Sunda yang menyertai interaksi antara lempeng Sunda dengan lempeng Pasifik di sebelah Timur, lempeng Indo-Australia di Selatan, dan lempeng Laut Cina Selatan di Utara.

Secara tektonik, pada bagian Utara cekungan Kutei terdapat cekungan Tarakan yang dipisahkan oleh Punggungan Mangkalihat yang merupakan suatu daerah tinggian batuan dasar yang terbentuk pada Oligosen. Di sebelah Selatan dijumpai Cekungan Barito yang dibatasi oleh Sesar Adang,

Analisis Fasies Lapisan Batupasir G-4, I-20 dan I-15 berdasarkan Data Wireline Log dan Data Seismik pada

Lapangan „DK‟, Cekungan Kutei, Kalimantan Timur Dwi Kurnianto dan Taat Purwanto

62

yang terbentuk pada zaman Miosen Tengah. Pada bagian tenggara terdapat Paparan Paternoster dan gugusan Pegunungan Meratus, sedangkan batas Barat dari cekungan adalah daerah Tinggian Kuching (Pegunungan Kalimantan Tengah) yang berumur Pra-Tersier dan merupakan bagian dari inti benua Pulau Kalimantan dimana tinggian ini menghasilkan sedimen-sedimen tebal Neogen. Pada bagian Timur terdapat Delta Mahakam yang terbuka ke Selat Makassar. Sedimentasi Tersier pada Cekungan Kutei berlanjut sejak pertengahan Eosen sampai Eosen Atas (Gambar 2).

Gambar 1. Daerah penelitian Lapangan “DK”, Cekungan Kutei, Kalimantan Timur

Tatanan Tektonik dan Struktur Geologi

Cekungan Kutei dihasilkan oleh proses pemekaran (rift basin) yang terjadi pada Eosen

Tengah yang melibatkan pemekaran selat Makassar bagian Utara dan Laut Sulawesi (Chambers dan Moss, 2000). Selama Kapur Tengah sampai Eosen Awal, pulau Kalimantan merupakan tempat terjadinya tumbukan dengan mikro-kontinen, busur kepulauan, penjebakan lempeng oceanic dan intrusi

granit, membentuk batuan dasar yang menjadi dasar dari Cekungan Kutei (Moss, 1998 op cit.

Chambers dan Moss, 2000). Pola struktur yang berkembang di Cekungan

Kutei didominasi oleh serangkaian lipatan dan patahan berarah NNE-SSW yang paralel dengan garis pantai Timur. Pola struktur ini mendominasi bagian Timur Cekungan Kutei hingga lepas pantainya. Sedangkan struktur di bagian Barat cekungan Kutei belum begitu diketahui secara pasti. Bagian Barat cekungan mengalami pengangkatan hingga terjadi inversi yang menghilangkan endapan sedimen setebal 1.500 – 3.500 meter.

Stratigrafi Cekungan Kutei

Cekungan Kutei terletak di atas batuan dasar sedimen turbidit yang terendapkan pada cekungan oceanik sejak jaman Kapur akhir–Paleosen Akhir. Cekungan oseanik ini terbentuk akibat gerak pemisahan antara lempeng benua Asia dan lempeng benua Australia pada jaman Jurasic Awal sampai Kapur Akhir (Moss et al., 1997).

Cekungan Kutei berdasarkan sejarah pembentukannya dapat dibagi menjadi dua bagian (Gambar 3), yaitu:

1. Cekungan Kutei Tengah merupakan daerah yang dicirikan oleh adanya sedimen Neogen, didominasi oleh volkanoklastik, konglomerat, batupasir kuarsa dengan geometri dan struktur sedimen lingkungan pengendapan aluvial-fluvial yang berada pada bagian barat cekungan (Moss dan Chamber, 1998). 2. Cekungan Kutei Bawah berada pada bagian timur cekungan atau tepatnya pada daerah Delta Mahakam yang saat ini terbentuk dan didominasi oleh endapan delta progradasi, sedimen halus paparan luar dan sedimen distal flood.

Stratigrafi daerah Cekungan Kutei merupakan endapan-endapan sedimen Tersier sebagai hasil dari siklus transgresi dan regresi air laut dan memiliki kesebandingan dengan Cekungan Barito serta Cekungan Tarakan (Gambar 3). Urutan transgresif dapat ditemukan dengan baik dis epanjang daerah pinggiran cekungan tanpa endapan klastik yang berbutir kasar dan serpih yang diendapkan pada lingkungan paralis hingga laut dangkal.

Gambar 2. Fisiografi P. Kalimantan (Nuey, 1987)

Batupasir yang terbentuk di delta plain dan delta

front yang regresif berumur Miosen Tengah

Daerah Penelitian


63

merupakan reservoir di sejumlah lapangan minyak dan gas bumi di Cekungan Kutei. Batuan tertua yang ada di Cekungan Kutei, berupa batuan metamorf yang menjadi pembentuk batuan dasar dan berumur Paleozoikum dan Mesozoikum (Satyana et al., 1999). Di atas batuan dasar ini

secara tidak selaras diendapkan Formasi Kiham Haloq, berupa aluvial berumur Paleogen yang terletak dekat dengan batas cekungan bagian barat (Moss dan Chambers, 2000).

Gambar 3. Stratigrafi Cekungan Kutei Tengah dan Cekungan Kutei Bawah (Moss dan Chamber, 1998)

Sedimen siliklastik kasar, kemudian diendapkan

di atas Formasi Mangkupa, yaitu Formasi Beriun yang berasosiasi dengan serpih pada beberapa tempat, hal ini mengindikasikan terjadinya pengangkatan secara lokal. Setelah pengendapan Formasi Beriun, transgresi terjadi kembali dan diendapkan Formasi Atan, berupa serpih laut dalam, serta Formasi Kedango, berupa batuan karbonat. Di atas Formasi Atan dan Kedango, diendapkan Formasi Pamaluan yang tersusun atas batulempung, serpih dengan sisipan napal, batupasir dan batugamping. Formasi ini terbentuk pada kala Oligosen Akhir hingga Miosen Awal dengan lingkungan pengendapan, berupa laut dalam. Formasi Pamaluan adalah fase regresif yang berkembang di Cekungan Kutei dan mengalami progradasi secara cepat ke arah timur. Formasi Bebulu diendapkan di atas Formasi Pamaluan secara selaras, tersusun atas batugamping dengan sisipan batulanau dan napal yang merupakan endapan karbonat fasa regresif. Formasi ini berumur Miosen Awal dengan lingkungan pengendapan laut dangkal. Formasi Pulubalang diendapkan secara selaras di atas Formasi Bebulu. Formasi ini tersusun atas perselingan graywacke dan

batupasir kuarsa dengan sisipan batugamping, batulempung, batubara dan tuf dasit. Umur Formasi Pulubalang adalah Miosen Awal dengan lingkungan pengendapan darat hingga laut dangkal (Satyana et al., 1999).

Kelompok Balikpapan tersusun atas batupasir dan batulempung dengan sisipan lanau, serpih, batugamping, dan batubara, diendapkan selaras di atas Formasi Pulubalang. Kelompok ini memiliki sifat yang lebih keras sehingga berdasarkan hal tersebut dibedakan dengan formasi yang lebih muda yaitu Formasi Kampung Baru. Kelompok Balikpapan berumur Miosen Tengah bagian bawah hingga Miosen Atas bagian bawah. Kelompok ini terbentuk dari endapan laut dangkal sampai delta.

Formasi Kampung Baru diendapkan secara selaras di atas Kelompok Balikpapan dan tersusun atas batupasir kuarsa dengan sisipan lempung, serpih, batubara, dan lanau yang pada umumnya memiliki sifat fisik lunak dan relatif mudah hancur. Formasi ini berumur Miosen Atas sampai Plio-Pleistosen yang diendapkan di lingkungan delta hingga laut dangkal. Endapan kuarter Delta Mahakam tersusun dari pasir, lumpur, kerikil dan endapan pantai yang terbentuk pada lingkungan sungai, rawa, pantai, dan delta dengan hubungan yang bersifat tidak selaras terhadap batuan di bawahnya. Endapan ini memiliki penyebaran sepanjang pantai timur dan merupakan produk dari Delta Mahakam modern yang masih berkembang terus hingga sekarang.

II. Metodologi

Studi ini dilakukan dengan menggunakan metoda pemetaan geologi bawah permukaan berdasarkan korelasi dari setiap data log sumur dan picking horizon dari data seismik 3D yang terdapat pada daerah penelitian. Pemetaan dilakukan pada 3 lapisan reservoir dari 4 sekuen, yang difungsikan untuk mengetahui fase pengendapan yang berlangsung. Dari hasil pemetaan tersebut maka arah penyebaran secara lateral maupun vertikal dari setiap reservoir dapat diketahui. Ada 3 (tiga) tahapan utama yang dilakukan untuk dalam penelitian ini, yakni :

1. Tahap Persiapan. Tahap persiapan yang dilakukan meliputi studi pendahuluan mengenai metoda yang digunakan, dan studi literatur yang meliputi: studi geologi regional, pengenalan Software dan kompilasi data yang

diperoleh. Pada tahap tersebut seluruh data yang dibutuhkan dikumpulkan selengkap – lengkapnya, termasuk literatur – literatur dari peneliti terdahulu mengenai kondisi geologi regional di daerah penelitian. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah data log sumur sebanyak 11 sumur log, data seismik 3D dan data seismik atribut.

2. Tahap Analisis Data. Pada tahap tersebut data yang telah terkumpul dianalisis, dengan tahapan – tahapan sebagai berikut:

- Analisis log sumur, dengan menggunakan log gamma ray (GR), resistivity, density, dan neutron.



64

- Menentukan datum (dalam bentuk marker dan TVDSS) untuk membuat korelasi antar sumur.

- Melakukan korelasi, yaitu dengan mengkore-lasikan setiap sumur menjadi korelasi stratigrafi.

- Melakukan pemetaan terhadap struktur bawah permukaan, melakukan pemetaan penyebaran fasies untuk masing-masing lapisan batupasir

Hasil dan Pembahasan Analisis fasies dan lingkungan pengendapan

pada daerah penelitian ini menggunakan data log sumur sebagai data utama. Data log tersebut diinterpretasikan secara kualitatif dan kuantitatif dengan menggunakan kurva log Gamma Ray (GR),

log Resistivity, log Neutron (NPHI), dan log Density (RHOB) (Gambar 4). Secara keseluruhan penelitian pada lapangan “DK” ini menggunakan data log sumur sejumlah 11 sumur.

Analisa Elektrofasies

Interpretasi litologi secara kualitatif dilakukan dengan menggunakan data log. Berdasarkan hasil interpretasi kualitatif berdasarkan pola log disetiap interval telitian, litologi pada lapangan ini dipisahkan menjadi 2 (dua) jenis litologi yaitu batupasir dan batulempung hal ini dilakukan untuk mengidentifikasi batupasir yang akan dikorelasikan dengan batupasir lainnya. Karakteristik setiap litologi yang terekam pada data log memperlihat-kan pola log sebagai berikut:

- Interpretasi litologi dengan data log dapat dilihat dari pola-pola log pada log gamma ray

(GR), log spontanious potential, log densitas maupun log sonik (Adi Harsono,1997).

- Batupasir akan memperlihatkan nilai GR yang rendah, nilai resistivity dipengaruhi oleh

kandungan fluidanya, nilai neutron dan density

yang sedang sampai tinggi. - Batulempung akan memperlihatkan nilai GR

yang tinggi, nilai resistivity yang rendah, nilai neutron yang tinggi, dan nilai density yang

rendah

Korelasi Sikuen Stratigrafi

Berdasarkan data yang ada telah dilakukan korelasi dengan menggunakan metode sikuen stratigrafi pada lintasan-1 yang melewati sumur DK-9, DK-1, DK-11, DK-5, DK-10, dan pada lintasan-2 yang melewati sumur DK-10, DK-3, DK-8, serta pada lintasan-3 yang melewati sumur DK-8, DK-6 dan DK-2, pada lintasan-4 yang melewati sumur DK-2, DK-4, DK-7, DK-9. Pada (Gambar 5) merupakan base map pada lapangan „DK‟ yang menjadi obyek penelitian.

Pekerjaan korelasi ditentukan bidang-bidang stratigrafi sebagai marker yang dianggap memiliki

periode pengendapan yang sama. Marker ditentu-

kan dengan menggunakan maximum flooding surface.

Setelah penentuan marker-marker kronostratigrafi,

langkah selanjutnya adalah menentukan system tract

yang ada, di mana dari penentuan pola-pola system

tract ini dapat diinterpretasikan proses sedimentasi yang terjadi di daerah studi. Selain itu, dari hasil penentuan pola-pola tersebut dapat juga diinter-pretasikan sikuen-sikuen pengendapan dan fasies pengendapan. Fokus penelitian terdiri dari 3 lapisan reservoar yang terletak pada SB5 hingga SB9.

Batas Sikuen SB5

SB-5 merupakan kandidat dari batas bawah sikuen-1. Pada sikuen-1 ini terdapat 2 system track,

yaitu transgresif system track pada bagian bawah,

terbentuk pada saat kecepatan suplai sediment relatif

lebih kecil dibandingkan dengan laju penambahan ruang akibat tectonic subsidence, sehingga terbentuk

endapan dengan pola retrogradasi, dan highstand system track pada bagian atas, dimana pada kurva

GR system track ini dicirikan dengan harga gamma

ray yang semakin ke atas semakin rendah dengan

bentuk kurva. Bidang ini diperkirakan merupakan bidang kontak erosi ketidakselarasan, dimana secara umum lapisan yang berada di atas SB-5 ini adalah endapan channel. MFS-5 terletak di antara

SB5 dan SB6 ditandai oleh kontak antara endapan transgresi system tract (TST) pada bagian bawah dan

highstand system tract ( HST ) pada bagian atas.

Batas Sikuen SB6

Marker SB6 merupakan kandidat dari batas

sikuen kedua. Pada sikuen-2 ini terdapat 2 system

track, yaitu transgresif system track pada bagian

bawah terbentuk pada saat kecepatan suplai sedimen relatif lebih kecil dibandingkan dengan laju penambahan ruang akibat (tectonic subsidence) sehingga terbentuk endapan dengan pola retrogradasi, dan Highstand system track pada bagian

atas. Bidang SB6 ini diperkirakan merupakan bidang kontak erosi ketidakselarasan dimana secara umum lapisan yang berada diatas SB-6 ini adalah endapan Channel. MFS-6 terletak diantara SB-6

dan SB-7 ditandai oleh kontak antara endapan Transgresi System Tract (TST ) pada bagian bawah

dan Highstand System Tract (HST) pada bagian atas.

Batas Sikuen SB7

SB7 merupakan kandidat dari batas bawah sikuen 3. Pada sikuen 3 ini terdapat 2 system track, yaitu transgresif system track pada bagian bawah,

terbentuk pada saat kecepatan suplai sedimen relatif lebih kecil dibandingkan dengan laju penambahan ruang akibat tectonic subsidence,

sehingga terbentuk endapan dengan pola retrogradasi dan highstand system track pada bagian

atas yang dicirikan oleh pola coarsening upward,

dimana pada kurva GR, system track ini dicirikan

dengan harga gamma ray yang semakin ke atas

semakin rendah. Pada sikuen ini pola log yang terlihat dominan adalah funnel dan blocky, di

beberapa tempat pola log menunjukan pola bell.

MFS-7 terletak diantara SB7 dan SB8 ditandai oleh


65

kontak antara endapan transgresi system tract (TST)

pada bagian bawah dan highstand system tract (HST)

pada bagian atas.

Batas Sikuen SB8

SB8 merupakan kandidat dari batas bawah sikuen 4. Batas sikuen ini terdapat di semua sumur lapangan “DK”. Pada sikuen 4 ini terdapat 2 system

track, yaitu transgresif system track pada bagian

bawah. Pada sikuen ini, pola log yang terlihat dominan adalah cylindrical (Walker, 1992), di beberapa tempat pola log menunjukan pola bell,

Bidang SB8 ini diperkirakan merupakan bidang kontak erosi ketidakselarasan. MFS-8 terletak di antara SB8 dan MFS8 ditandai oleh kontak antara endapan transgresi system tract (TST) pada bagian bawah dan highstand system tract (HST) pada bagian

atas.

Batas Sikuen SB9

SB9 merupakan kandidat dari batas atas sikuen 4 daerah telitian. Batas sikuen SB9 ini terdapat di semua sumur lapangan “DK”. Pada sikuen ini pola log yang terlihat dominan adalah cylindrical (Walker, 1992), di beberapa tempat pola log

menunjukan pola bell, Bidang SB9 ini diperkirakan

merupakan bidang kontak erosi ketidakselarasan. Berdasarkan karakter tipe log gamma-ray yang

dominan memperlihatkan bentuk cylindrical pada

sumur DK-10, DK-2, DK-3 dan bentuk bell pada

sumur DK-9, DK-1, DK-7, DK-11, DK-6, DK-8 yang mengindikasikan sikuen finning upward,

lapisan batupasir G-4 dapat diinterpretasikan sebagai fluvial channel sandstone, korelasi sand G-4

dapat dilihat pada (Gambar 8)

Lapisan Batupasir I-20

Berdasarkan karakter tipe log gamma-ray yang memperlihatkan bentuk cylindrical (Walker, 1992)

pada sumur DK-9, DK-4, DK-5, DK-10 dan bentuk bell (Walker,1992) pada sumur DK-1 dan

DK-2 yang mengindikasikan sikuen finning upward,

lapisan batupasir I-20 dapat diinterpretasikan sebagai distributary channel sandstone, korelasi sand I-20 dapat dilihat pada (Gambar 9)

Lapisan Batupasir I-15

Berdasarkan karakter tipe log gamma-ray yang

memperlihatkan bentuk cylindrical (Walker, 1992)

dan bentuk bell (Walker,1992) pada DK-1 dan DK-

11 yang mengindikasikan sikuen finning upward, lapisan batupasir I-15 dapat diinterpretasikan sebagai distributary channel sandstone, korelasi

sand I-15 dapat dilihat pada (Gambar 10).

Gambar 6. Korelasi Struktur di Lintasan-1



66

Gambar 7. Korelasi Stratigrafi Lintasan-1 flattenning MFS-7

Gambar 8. Korelasi sand G-4 flattenning MFS-7 pada Lintasan-1

Top G-4

Bot G-4

MFS 7

DK-9

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5

DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

DK-1

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

0 200 400 600 800 1000m

1:16384

WELL SECTION MAP

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:16384

dwi k

10/03/2012

Map


67

Gambar 9. Korelasi sand I-20 flattenning MFS-6 pada Lintasan-1

Gambar 10. Korelasi sand I-15 flattenning MFS-5 pada Lintasan-1

MFS 6

Top I-20

Bot I-20

DK-9

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5

DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

DK-1

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

0 200 400 600 800 1000m

1:16384

WELL SECTION MAP

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:16384

dwi k

10/03/2012

Map

DK-9

DK-1

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

0 200 400 600 800 1000m

1:16384

WELL SECTION MAP

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:16384

dwi k

02/12/2013

Map

DK-9

DK-1

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

0 200 400 600 800 1000m

1:16384

WELL SECTION MAP

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:16384

dwi k

02/12/2013

Map

MFS 5

Bot I-15

Top I-15

DK-9

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5

DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

DK-1

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000

9948

800

9949

200

9949

600

9950

000

9950

400

9950

800

9951

200

9951

600

9952

000

9952

400

9952

800

9953

200

9953

600

99488009949200

99496009950000

99504009950800

99512009951600

99520009952400

99528009953200

9953600

0 200 400 600 800 1000m

1:16384

WELL SECTION MAP

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:16384

dwi k

10/03/2012

Map

DK-9

DK-1

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600

534000 534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600

9948

800

9949

200

9949

600

9950

000

9950

400

9950

800

9951

200

9951

600

9952

000

9952

400

9952

800

9953

200

99488009949200

99496009950000

99504009950800

99512009951600

99520009952400

99528009953200

0 200 400 600 800 1000m

1:16384

WELL SECTION MAP

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:16384

dwi k

02/12/2013

Map



68

Analisis Fasies dan Lingkungan Pengendapan

Berdasarkan hasil korelasi yang telah dilakukan secara rinci memperlihatkan hasil analisis sikuen stratigrafi, dimana pada sumur DK-1 merupakan sumur yang dianggap sebagai sumur kunci pada daerah studi. Berdasarkan hasil analisis sikuen stratigrafi, maka daerah studi difokuskan pada marker-marker yang telah dibuat, yaitu: SB5-MFS5,

MFS5-SB6, SB6-MFS6,MFS6-SB7, SB7-MFS8, MFS8-SB8, SB8-MFS8, MFS8-SB9. Berdasarkan hasil dari analisis yang telah dilakukan pada setiap sumur, maka secara umum fasies pada daerah penelitian dapat disimpulkan, yaitu distributary

channel, distributary mouth bar dan fluvial channel.

Interpretasi litologi menggunakan jenis data yang mampu memberikan gambaran litologi, yaitu data wireline log sebagai data primer. Interpretasi litologi dengan data log dapat dilihat dari pola-pola log pada log GR.

Pada fasies distributary channel merupakan

daerah yang dipengaruhi oleh aktivitas fluvial yang relatif tinggi, yang ditandai dengan diendapkannya batupasir channel dengan sisipan batulempung,

fasies ini ditunjukkan dengan harga log gamma ray

yang relatif rendah dengan pola log berbentuk bell

dan cylinder, fasies ini diinterpretasikan terbentuk

pada lingkungan lower delta plain.

Pada fasies distributary mouth bar merupakan daerah pengendapan dari endapan mouth bar,

dipengaruhi oleh aktivitas fluvial yang rendah,

dicirikan dengan diendapkannya litologi berukuran butir halus yang terdiri dari perselingan batupasir halus dengan batulempung, perselingan tersebut hadir sebagai lapisan-lapisan batupasir yang tipis dan didominasi oleh endapan batulempung, fasies ini ditunjukkan dengan harga log gamma ray yang

relatif sedang sampai tinggi, pola log gamma ray

yang terlihat pada lapisan batupasir berbentuk funnel, fasies ini diinterpretasikan terbentuk pada lingkungan delta front.

Pada fasies fluvial channel merupakan daerah

pengendapan yang dipengaruhi oleh aktivitas fluvial yang sangat tinggi, yang ditandai dengan diendapkannya batupasir channel yang relatif tebal dengan sisipan batulempung yang tipis, batupasir yang terbentuk berukuran halus sampai kasar, fasies ini ditunjukkan dengan harga log gamma ray yang

rendah dengan pola log berbentuk blocky/cylinder ,

fasies ini diinterpretasikan terbentuk pada lingkungan fluvial braided.

Gambar 11. Interpretasi Fasies dan Lingkungan Pengendapan berdasarkan Elektrofasies pada Sumur DK-1

Analisis Data Seismik

Pada penelitian ini data seismik yang digunakan adalah data seismik 3D dan data atribut seismik. Interpretasi seismik bertujuan untuk membantu dalam melihat penyebaran reservoar, interpretasi struktur, analisa atribut seismik dan pembuatan peta. Interpretasi seismik yang dilakukan berupa interpretasi sesar dan interpretasi horison. Interpretasi sesar dan horison dilakukan terlebih dahulu pada daerah keseluruhan survey data seismik. Setelah gambaran secara luas dapat dipahami, berikutnya dilakukan interpretasi detil pada lapisan reservoar.

Pemodelan Struktur

Pemodelan struktur ini ditujukan untuk membentuk pola atau model dari lapisan reservoar yang akan diteliti, yaitu lapisan sand G-4 (Gambar

12), I-20 dan I-15. Data pemodelan struktur tersebut digunakan dalam slicing ekstrak untuk data

seismik atribut GAMP 1055 Hz yang nantinya hasil dari slicing ekstrak data seismik atribut ini digunakan untuk memandu dalam pembuatan peta sand shale ratio dan peta isopach.


69

Picking Horizon

Horizon ditentukan dengan data seismik sebagai data utama yang diikatkan dengan data marker sumur sebagai pengikat. Berdasarkan dari analisa sikuen stratigrafi pada penampang seismik inline

2621 yang tepat melewati sumur DK-1 (sumur cekshote) yang terdapat pada daerah penelitian,

maka marker stratigrafi yang menjadi fokus bahasan dapat dibagi menjadi 5, yaitu: SB5, SB6, SB7, SB8 dan SB9 (Gambar 13).

Gambar 13. Top sand G-4 pada seismik lintasan inline-2621

Pemodelan Fasies - Sand Shale Ratio

Peta sand shale ratio merupakan perbandingan

antara jumlah ketebalan net sand dan jumlah

ketebalan shale pada satu sikuen, dimana dengan

pengertian bahwa tumpukan lapisan di dalam satu sikuen memiliki hubungan yang selaras dan terjadi atau diendapkan pada genesa dan umur yang sama dan persentasi perbandingan yang besar menunjukkan ke arah asal dari material sand

tersebut, jadi SSR semakin kecil menunjukkan arah pengendapan semakin menuju ke arah laut.

Berdasarkan hasil perhitungan sand-shale ratio

SB8-SB9 (Gambar 14), SB7-SB8 (Gambar 15), SB6-SB7 (Gambar 16), SB5-SB6 (Gambar 17), didapatkan peta yang memperlihatkan arah distribusi sand pada sikuen ini, secara umum pada bagian barat memiliki distribusi sand yang tinggi sedangkan semakin kearah timur distribusi sand semakin mengecil sehingga dapat disimpulkan bahwa arah pengendapan pada lapangan ini adalah relatif barat –timur.

Seismik Attribute

Pada daerah penelitian dilengkapi dengan data atribut, yaitu berupa data seismik atribut GAMP 1055Hz, dapat terlihat pada penampang seismik inline 2617 yang tepat melewati sumur DK-1 (sumur cekshote) (Gambar 19). Data atribut ini

diekstrak, sehingga menjadi peta, peta ini dibutuhkan dalam pembuatan peta SSR dan net

isopach, yaitu sebagai pemandu dalam menentukan

pola penyebaran sand, karena data atribut GAMP

1055Hz memperlihatkan perbedaan warna yang brightnes dan warna yang gelap (biru), warna yang

bightnes tersebut diartikan sebagai daerah yang

porous atau batuan yang memiliki porositas, yaitu

batupasir, sedangkan warna yang gelap (biru) diartikan sebagai daerah yang tidak porous atau batuan yang tidak memiliki porositas, yaitu batulempung.

Pemodelan Sand G-4

Distribusi sand G-4 setelah dilakukan analisis,

maka dapat terlihat daerah-daerah yang memiliki porositas, yaitu pada sumur DK-3, DK-2, DK-10, DK-11, DK-7, sedangkan pada sumur DK-9, DK-1, DK-4, DK-5, DK-6, DK-8 warna brightness tidak

nampak, maka dapat disimpulkan bahwa lapisan sand G-4 terdapat 2 body sand yang penyebarannya

relatif dari barat ke timur dan membentuk pola endapan fluvial channel (Gambar 19).

Pemodelan Sand I-20

Distribusi sand I-20 setelah dilakukan analisis,

maka dapat terlihat daerah-daerah yang memiliki porositas, yaitu pada sumur DK-4,DK-5,DK-10 DK-2,DK-9,DK-1 sedangkan pada sumur DK-7,DK-11,DK-3,DK-6,DK-8 warna brightnes tidak nampak, maka dapat disimpulkan bahwa lapisan sand I-20 terdapat 2 body sand, sand bagian bawah

DK-9

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10DK-2DK-3

DK-6

DK-8

DK-1

2300

2300

2400

2400

2500

2500

2600

2600

2621

2621

2700

2700

1

1

101

101

201

201

301

301

529000 530000 531000 532000 533000 534000 535000 536000 537000 538000 539000 540000 541000 542000 543000

529000 530000 531000 532000 533000 534000 535000 536000 537000 538000 539000 540000 541000 542000 543000

9941

000

9942

000

9943

000

9944

000

9945

000

9946

000

9947

000

9948

000

9949

000

9950

000

9951

000

9952

000

9953

000

9954

000

9955

000

9956

000

9957

000

9958

000

99410009942000

99430009944000

99450009946000

99470009948000

99490009950000

99510009952000

99530009954000

99550009956000

99570009958000

0 500 1000 1500 2000 2500m

1:62500

Base Map Seismic 3D Inline 2621

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:62500

dwi k

07/18/2013

Map



70

relatif lebih tebal dibandingkan dengan sand pada

bagian atas. Penyebarannya dari sand tersebut

relatif dari barat ke timur dan membentuk pola endapan distributary channel (Gambar 20).

Pemodelan Sand I-15

Distribusi sand I-15 setelah dilakukan analisis,

maka dapat terlihat daerah-daerah yang memiliki porositas, yaitu pada sumur DK-4, DK-5, DK-10,

DK-2, DK-9, DK-1, DK-3, DK-1, DK-7, DK-11, DK-3, sedangkan pada sumur DK-6, DK-8 warna brightnes tidak nampak, maka dapat disimpulkan bahwa lapisan sand I-15 terdapat 2 body sand, sand

bagian bawah dicirikan dengan warna brightness

yang dominan dibandingkan dengan sand pada

bagian atas. Penyebarannya relatif dari barat ke timur dan membentuk pola endapan distributary

channel (Gambar 21).

Gambar 14. Peta Sand Shale Ratio SB8-SB9 Gambar 15. Peta Sand Shale Ratio SB7-SB8

Gambar 16. Peta Sand Shale Ratio SB6-SB7 Gambar 17. Peta Sand Shale Ratio SB5-SB6

Peta isopach menggambarkan ketebalan dari

lapisan sand. Nilai ketebalan ini merupakan

ketebalan bersih lapisan yang diperoleh dari pengurangan ketebalan kotor (gross).

Berdasarkan hasil perhitungan lapisan sand G-4,

I-20 dan I-15 didapatkan peta yang memperli-hatkan arah distribusi sand pada sikuen ini, dimana

pada bagian barat memiliki distribusi sand yang

tinggi, sedangkan semakin ke arah timur distribusi sand semakin mengecil atau menipis, sehingga

dapat disimpulkan bahwa arah pengendapan pada lapangan ini adalah relatif barat -timur.

Berdasarkan peta net isopach dapat terlihat

bahwa pada lapisan sand G-4 memperlihatkan kenampakan sebagai endapan fluvial channel

sandstone, pada lapisan sand I-20 memperlihatkan

kenampakan sebagai endapan distributary channel

sandstone dan pada lapisan batupasir I-15 memper-

lihatkan kenampakan sebagai endapan distributary channel sandstone.


71

Isopach Sand G-4

Peta isopach sand G-4 (Gambar 22) distribusi

dari sand G-4 ini menyebar dari barat ke timur

terdapat dua body dari sand G-4 ini, hal ini

didasarkan atas data korelasi log yang menunjukkan sand G-4 ini menipis terlihat pada

sumur DK-4 dan DK-5, kemudian pada data attribute yang menunjukkan warna biru (non

brightnes), memiliki ketebalan berkisar 3,63m –

35,31m, arah pengendapan sand G-4 diperkirakan diendapkan dari arah barat ke timur.

Berdasarkan interpretasi data korelasi log menunjukkan pola log pada sand G-4 ini didominasi oleh pola log cylindrical dan bell yang

menunjukkan pola finning upward, kemudian dari

data ekstrak attribute GAMP 1055HZ sand G-4 menunjukkan pola-pola endapan channel yang

membentuk pola kontur yang memanjang, sehingga dapat disimpulkan bahwa sand G-4 merupakan endapan fluvial channel

Isopach Sand I-20

Peta isopach sand I-20 (Gambar 23) distribusi

dari sand I-20 ini menyebar dari barat ke timur terdapat dua body dari sand I-20 ini, hal ini

didasarkan atas data korelasi log yang menunjukkan sand I-20 ini menipis terlihat pada sumur DK-7 dan DK-11, kemudian pada data attribute yang menunjukkan warna biru (no

brightness), pada sand I-20 ketebalannya relatif lebih tipis, terutama pada body sand bagian utara

memiliki ketebalan berkisar 3.63 – 8.25 m, arah pengendapan sand I-20 diperkirakan diendapkan

dari arah barat ke timur. Berdasarkan interpretasi data korelasi log

menunjukkan pola log pada sand I-20 ini

didominasi oleh pola log cylindrical dan bell yang

menunjukkan pola finning upward, kemudian dari

data ekstrak attribute GAMP 1055HZ sand I-20

menunjukkan pola-pola endapan channel yang membentuk pola kontur yang memanjang, sehingga dapat disimpulkan bahwa sand I-20 merupakan

endapan distributary channel

Peta isopach sand I-15 (Gambar 24) distribusi

dari sand I-15 ini menyebar dari barat ke timur terdapat dua body dari sand I-15 ini, hal ini

didasarkan atas data korelasi log yang menunjukkan sand I-15 ini menipis terlihat pada

sumur DK-4 dan DK-5, kemudian pada data attribute yang menunjukkan warna biru (no brightness), memiliki ketebalan berkisar 6.93 – 20.46

m, arah pengendapan sand I-15 diperkirakan diendapkan dari arah barat ke timur.

Berdasarkan interpretasi data korelasi log menunjukkan pola log pada sand I-15 ini

didominasi pola log cylindrical dan bell yang menunjukkan pola finning upward, kemudian dari

data ekstrak attribute GAMP 1055HZ sand I-15

menunjukkan pola-pola endapan channel yang

membentuk pola kontur yang memanjang, sehingga dapat disimpulkan bahwa sand I-15 merupakan endapan distributary channel.

Gambar 19. Peta Overlay Attribute GAMP

1055Hz dengan Net Isopach pada Sand G-4


1055Hz dengan Net Isopach pada Sand 1-20


1055Hz dengan Net Isopach pada Sand 1-15



72

-30

-20

-20

-10

-10

0

0

10

10

20

20

20

30

3030

40

40

40

50

50

60

60

70

70

80

80

10

10

0

0

0

0

10

10

10

20

20

20

3030

30

40

40

50

50

60

608090

100

70

0

0

DK-9

DK-1

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

13.00

25.00

62.00107.00

4.00

0.00

56.0063.00

68.00

38.00

11.00

534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000 538400 538800

534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000 538400 538800

9948

000

9948

400

9948

800

9949

200

9949

600

9950

000

9950

400

9950

800

9951

200

9951

600

9952

000

9952

400

9952

800

9953

200

9953

600

99480009948400

99488009949200

99496009950000

99504009950800

99512009951600

99520009952400

99528009953200

9953600

0 200 400 600 800 1000m

1:20480

-30-20-100102030405060708090100110

Depth

Peta Isopach sand G-4

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:20480

10

dwi k

03/07/2013

Map

Gambar 18. Top Sand G-4 pada Attribute Seismik GAMP 1055

Lintasan Inline 2617

Gambar 22. Peta Net Isopach Sand G-4

Gambar 23. Peta Net Isopach Sand I-20 Gambar 24. Peta Net Isopach Sand I-15

10

10

25

25

40

4010

10

10

10

25

25

25

40

40

10

10

DK-9

DK-1

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

36.00

28.00

41.00

35.00

21.00

33.00

31.0062.00

43.00

0.00

1.00

534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000 538400 538800

534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000 538400 538800

9948400

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

9954000

9948400

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

9954000

0 200 400 600 800 1000m

1:20480

05101520253035404550

Depth

Peta Isopach sand I-15

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:20480

5

dwi k

03/07/2013

Map

00

10 10

20 2010

100

0

0

00

0

10

10

DK-9

DK-1

DK-11

DK-7

DK-4

DK-5DK-10

DK-2DK-3

DK-6

DK-8

18.00

11.00

0.00

0.00

25.00

14.00

25.0022.00

0.00

0.00

0.00

534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000 538400 538800 539200

534400 534800 535200 535600 536000 536400 536800 537200 537600 538000 538400 538800 539200

9948400

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

9954000

9948400

9948800

9949200

9949600

9950000

9950400

9950800

9951200

9951600

9952000

9952400

9952800

9953200

9953600

9954000

0 200 400 600 800 1000m

1:20480

01020

Depth

Peta Isopach sand I-20

Country

Block

License

Model name

Horizon name

Scale

Contour inc

User name

Date

Signature

1:20480

10

dwi k

03/07/2013

Map


73

IV. Kesimpulan

- Berdasarkan hasil dari penelitian pada lapangan “DK”, lingkungan pengendapan sedimen pada daerah studi diendapkan pada lingkungan fluvial sampai delta front yang diindikasikan oleh pembentukan fasies yang dominan.

- Lapisan sand G-4 yang terletak di sikuen 4

(empat) dominan dibentuk oleh fasies fluvial

channel yang berdasarkan atas pola log gamma

ray berbentuk blocky yang didukung juga peta SSR, atribut GAMP 1055Hz dan net isopach

mengindikasikan mempunyai arah pengen-dapan barat-timur dan diinterpretasikan sebagai endapan fluvial channel sand.

- Lapisan sand I-20 yang terletak di sikuen 2 (dua) dominan dibentuk pola log gamma ray

berbentuk blocky yang diinterpretasikan sebagai

endapan fasies distributary channel yang

berdasarkan peta SSR, atribut GAMP 1055Hz dan net isopach mengindikasikan mempunyai arah pengendapan secara lateral berarah barat-timur.

- Lapisan sand I-15 yang terletak di sikuen 2

(dua) dominan dibentuk pola log gamma ray

blocky yang diinterpretasikan sebagai fasies distributary channel yang berdasarkan peta SSR,

atribut GAMP 1055Hz dan net isopach meng-

indikasikan mempunyai arah pengendapan secara lateral berarah barat-timur.

- Arah pengendapan sedimen pada lapangan „DK‟ berarah barat-timur. Secara keseluruhan interval batupasir diendapkan pada fase pengendapan regresi.

Pustaka

Allen, G.P., 1994, Concepts and Application of Sequence Stratigraphy to Silisiclastic Fluvial and

Shelf Deposits, Sequence Stratigraphy Seminar,

Indonesian Petroleum Association (IPA), Jakarta.

Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi

Log, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta Moss dan Chamber, 1998. Stratigrafi Cekungan

Kutai tengah dan Cekungan Kutai Bawah Rider, M., 2000, The Geological Interpretation of Well

Logs, 2nd edition, Whittles Publishing, Scotland

Satyana, et al., 1999. Kesebandingan Stratigrafi

Cekungan Barito, Kutai dan Tarakan Schlumberger, 1974, Log Interpretation Principles/

Applications: Schlumberger Educational

Services, Houston, Texas Selley, R.C., Concepts and Methods of Subsurface Facies

Analysis, 1978, American Association of Petroleum Geologist, Education Course Notes Series #9

Walker, R.G, & James, N.P., 1992, Facies Models :

Response to Sea Level Change, Second Edition,

Geological Association of Canada, Canada

Analisis Fasies Lapisan Batupasir G-4, I-20 dan I-15 berdasarkan Data Wireline Log dan Data Seismik pada Lapangan „DK‟, Cekungan Kutei, Kalimantan Timur

Dwi Kurnianto dan Taat Purwanto

74

Documents

ANALISIS FASIES LAPISAN BATUPASIR G-4, I-20 DAN I-15