Cekungan Tarakan.docx

ANALISIS PASCA DELINEASI STRUKTUR BAYAN CEKUNGAN TARAKAN KALIMANTAN TIMUR Master Theses from JBPTITBPP / 2010-03-17 16:05:38 Oleh : SAIFATUR RUSLI (NIM 22007007), Central Library Institute Technology Bandung Dibuat : 2009, dengan 7 file Keyword : Formasi Meliat, RMS amplitudo, Stratigrafi sekuen, Struktur Bayan Eksplorasi hidrokarbon Cekungan Tarakan Kalimantan Timur dilakukan untuk menemukan cadangan minyak dan gas bumi secara ekonomis. Kompleksitas individu tubuh reservoar sistem delta mengakibatkan tingkat ambiguitas interpretasi dan analisis sangat tinggi. Optimisme hasil terbaik yang digunakan untuk memahami reservoar secara esensi merupakan kombinasi geofisika, geologi, perhitungan dan pengetahuan petrofisika serta studi reservoar. Akan tetapi, keterpaduan informasi dari disiplin studi yang berbeda secara praktis tidak mudah untuk dicapai, namun demikian dengan ketersediaan data geologi geofisika dan reservoar (GGR) didukung perangkat lunak mutakhir serta pengetahuan yang baik dan konsep yang benar tentang geologi reservoar maka pencapaian optimisme prediksi kualitas reservoar dapat dijangkau. Pendekatan ini dipaparkan dan diilustrasikan dengan beberapa contoh pada penelitian ini. Delineasi Struktur Bayan Cekungan Tarakan pada Formasi Meliat Miosen Tengah-Akhir menunjukkan dua fakta utama, yaitu: sumur A1 sebagai proven discovery berisi gas berdasarkan hasil tes reservoar dengan empat zonasi reservoar batupasir dan sumur A-2B serta sumur A3 sebagai sumur kering (dry). Fakta ini menuntun interpretasi dan analisis atas informasi GGR menjadi jawaban scientific atas kekosongan sumur delineasi A-2B dan A3. Analisis detail reservoar diterapkan untuk menelaah kemenerusan lateral reservoar batupasir Formasi Meliat. Empat zonasi reservoar batupasir Formasi Meliat memiliki ketebalan rata-rata 7-19 ft, sehingga untuk mengidentifikasi kemenerusan lateral reservoar digunakan pendekatan dengan membangkitkan peta atribut RMS amplitudo dari data seismik 3D. Hasil analisis RMS amplitudo menunjukkan bahwa posisi sumur delineasi A-2B dan A3 berada pada tubuh reservoar yang berbeda dengan sumur A1 sehingga terdapat kompartementalisasi stratigrafi. Hasil korelasi berbasis stratigrafi sekuen yang dilakukan pada skala reservoar menunjukkan bahwa batupasir Reservoar 1, 2 dan 3 sumur A1 mengalami shale out ke arah sumur A3 sedangkan Reservoar 4 masih berkembang di sumur A3. Untuk Reservoar 3 dan 4 pada sumur A-2B masih berkembang namun porositas dalam kategori sedang, sedangkan Reservoar 1 dan 2 mengalami penyerpihan pada sumur tersebut. Hasil analisis model perangkap hidrokarbon menunjukkan bahwa Reservoar 4 memang berkembang pada sumur A3 meskipun pada posisi tersebut reservoarnya berada di atas bidang LIG namun berada pada tubuh reservoar yang berbeda dengan Reservoar 4 sumur A1, begitu pula untuk sumur A-2B dalam hal ini Reservoar 1 dan 2 sama sekali tidak berkembang (shale out), sedangkan Reservoar 3 dan 4 berada pada tubuh reservoar yang berbeda dengan Reservoar 3 dan 4 sumur A1. sehingga secara keseluruhan dapat menjelaskan mengapa sumur A-2B dan A3 berisi air. Hasil analisis porositas dan densitas juga memberikan indikasi bahwa tubuh reservoar ini mengalami proses diagenesa yang dicirikan oleh penurunan nilai porositas dan kenaikan nilai densitas dari sumur A1 menuju sumur A-2B dan dari sumur A1 menuju sumur A3. Deskripsi Alternatif : Hydrocarbon exploration in the Tarakan Basin East Kalimantan was done to find economics oil and gas reserves. The complexity of sand body reservoir in deltaic system can cause ambiguity of interpretation and analysis. Essentially, best optimism resulted by combining geophysics, geology, petrophysics and reservoir characterization studies. However, integrating information from different studies is not easy even though supported by the availability of GGR (Geology, Geophysics and Reservoir) data and modern software. This approach is describing and illustrating by some examples in this research.

Delineation of Bayan Structure in the Tarakan Basin at Middle-Late Miocene Meliat Formation shows two principal facts, well A1 is proven discovery to be filled by gas based on reservoir testing and Wells A-2B and A3 are dry. These facts lead to interpretation and analysis of GGR information to be scientific answer for the unsuccessful delineation Well A-2B and A3. Detailed reservoir analysis was applied to trace the lateral continuity sandstone reservoir of Meliat Formation. Four zones of sandstone reservoir of Meliat Formation have average thickness of 7-19 ft. RMS amplitude maps from 3D seismic data was used to identify the lateral continuity sandstone reservoir of Meliat Formation. The RMS amplitude maps show the positions of delineation Well A-2B and A3 exist on different sand body reservoir to well A1. Practically, there are stratigraphic compartments. The results of stratigrapic sequence correlations in reservoir scale show sandstone Reservoir 1, 2 and 3 of Well A1 experiencing shale-out to Well A3 whereas Reservoir 4 is developing in Well A3. Reservoir 3 and 4 in Well A-2B are developing with intermediate porosity category while Reservoir 1 and 2 experiencing shale-out in this well. Trap modeling hydrocarbon analysis shows Reservoir 4 actually developed in Well A3. Even though the reservoir is over LIG but this reservoir body is exist differently from Reservoir 4 of Well A1. In Well A-2B the Reservoir 1 and 2 are undergone shale-out whereas Reservoir 3 and 4 exist on the different sand body with Reservoir 3 and 4 of Well A1 that can explain why Wells A-2B and A3 contained by water.

CEKUNGAN TARAKAN Cekungan ini juga memperlihatkan kedudukan yang sama dengan cekungan Kutai. Di bagian barat, cekungan ini dibatasi oleh jalur kucing, sedangkan ke sebelah timur membuka ke Laut Sulawesi. Stratigrafi daerah ini didominasi oleh fasa regresi yang mungkin juga bersifat delta, dengan fasies neritik litoral sampai limnik terestrial/lagunal. Di antaranya juga terdapat interkalasi gamping. Formasi tersebut dari bawah ke atas adalah Formasi Kapilit, Formasi Simenggaris, Formasi Tarakan dan Formasi Bunyu. Minyak terdapat dalam lapisan pasir dari Formasi Simenggaris dan Formasi Tarakan. Perangkap terdapat pada antiklin yang membujur utara-selatan, dimana kulminasinya bersama patahan normal membentuk tutupan. Minyak yang dihasilkan bersifat parafin ringan dan aspal (Weeda, 1985). LAPANGAN MINYAK Tarakan. Lapangan ini ditemukan pada tahun 1890 pada suatu pulau, dan merupakan lapangan minyak yang penting. Lapisan reservoir utama terdapat pada kedalaman antara 500 - 700 m, dan juga sampai kedalaman 1030 m. Minyak yang dihasilkan bersifat aspal. Produksi kumulatif sampai tahun 1966 hampir mencapai 200 juta barrel. Lapangan Minyak Bunyu, lapangan ini juga merupakan suatu pulau, dan ditemukan pada tahun 1936. Lapangan ini memproduksi dari kedalaman antara 700 - 2700 m, dan minyak yang didapatkan bersifat aspal (API Gravity = 24,5) dan parafin (API Gravity = 32,6'). Minyak bersifat aspal terdapat di atas 800 m dan dibawahnya bersifat parafin. Dibawah 950 m API (0,88) Pada kedalaman 1900 m. Disini residue lilin juga meningkat dari 20 ke 45 %. Yang sangat mengesankan yaitu dengan meningkatnya kadar residu dengan kedalaman, kadar klorida dan air formasi menurun dari 10 gr/1 menjadi 1,8 gr/1, dan kadar karbonat meningkat. Di Tarakan air formasi lebih bersifat tawar (kadar klorida dibawah 1 gr/1) (Weeda, 1958). Bunyu memproduksi secara kumulatif sampai tahun 1966 sebanyak 37 juta barrel.

2.2. Pembentukan Cekungan Tarakan Dan Potensi Migas Wilayah sekitar perairan pantai Kalimantan Timur dan Selat Makassar memiliki karakter geologi yang sama. Proses sedimentasi dan suplai sedimen yang membentuk seluruh cekungan Kalimantan Timur termasuk Blok Ambalat yang kaya dengan migas berasal dan dikontrol oleh interaksi sistem aliran daratan Kalimantan (fluvial processes) dan sistem oseanografi Selat Makassar (tidal processes). Sebagai bukti, sedimentasi oleh sungai-sungai besar di Kalimantan Timur bagian utara seperti S. Sebuku, S. Sembakung dan S. Sesayang masih berlangsung dan berlanjut hingga sekarang dengan pembentukan delta muda (resent deltaic) yang menyerupai bentuk tipe Delta Mahakam Muda (Resent Mahakam Deltaic) seperti P. Sebatik, P. Nunukan, P. Buyu, P. Mandul, P. Tarakan, P. Ligitan dan P. Sipadan. Delta Mahakam oleh Golloway (1975) diperkenalkan sebagai salah satu tipe delta dunia yang disebut Tipe Delta Mahakam (Mahakam Delta Type). Tetapi sesungguhnya daratan Kalimantan Timur bagian utara sebagai delta yang lebih tua, jauh sebelum kondisi sekarang telah membentuk kipas delta yang menyebar ke arah laut mulai perairan bagian selatan hingga utara Kalimantan Timur termasuk P. Ligitan dan P. Sipadan. (Gambar 2.3 & 2.4)

Proses-proses sedimentasi yang berlangsung diimbangi pula oleh proses tektonik yang memisahkan P. Sulawesi dan P. Kalimantan (extension fault of Makassar Strait). Pemisahan menimbulkan akibat menurunnya dasar cekungan dan terbentuknya patahan kecil II-3 GEOLOGI REGIONAL

Gambar 2.3 Peta geologi Cekungan Tarakan (BPPKA, 1996) Gambar 2.4. Pola tektonik dan penyebaran cekungan Kalimantan Timur. Blok Ambalat termasuk dalam Cekungan Tarakan, di bagian utara dibatasi oleh Patahan Palu-Koro (Koesumadinata, 1994). G E O L O G I R E G IO N A L

II-4

l (minor fault) bertingkat membentuk tangga dengan bidang patahan membentuk garis lurus hampir sejajar dengan garis pantai. Namun karena suplai sedimen dari sistem aliran S. Sebuku, S. Sembakung dan S. Sesayang yang cukup besar, patahan tersebut tertutup oleh sedimen muda (resent sediment). Oleh karena adanya kontrol waktu geologi yang panjang, cekungan yang terisi sedimen tersebut membentuk cekungan hidrokarbon yang cukup besar dan tebal yang disebut sebagai Cekungan Tarakan dan Cekungan Kutai. Sebagian dari Cekungan Tarakan membentuk sub cekungan Ambalat yang kemudian membentuk suatu kesatuan dan kesamaan ciri dan model diagram seluruh cekungan Kalimantan Timur

(diagrammatic stratigraphic succession of East Kalimantan) - (Allen, 1979 dan Katili, 1980). Cekungan Kalimantan Timur terdiri dari tiga cekungan besar, yaitu: Cekungan Barito di bagian selatan, Cekungan Kutei di bagian tengah sekitar S. Mahakam dan Cekungan Tarakan di bagian utara (Koesumadinata, 1994). Cekungan Tarakan mencakup perairan Kalimantan Timur bagian utara dan Blok Ambalat termasuk bagian timur Sabah. Ketiga cekungan tersebut dipisahkan dua patahan besar yang memotong Selat Makassar. Patahan terbesar adalah Patahan Palu – Koro yang membujur dari Teluk Bone (Sulawesi Selatan) memotong Selak Makassar hingga utara Sabah. Blok Ambalat yang termasuk dalam Cekungan Tarakan tersebut berada di bagian selatan Patahan Palu - Koro. Berdasarkan pola tektonik tersebut, Cekungan Kutei dan Cekungan Tarakan berada dalam satu kesatuan pola tektonik (tectonic setting) Kalimantan Timur, di bagian selatan dan utara kedua cekungan tersebut dipisahkan oleh dua patahan besar tadi. Cekungan Tarakan menyebar cukup luas mulai dari Tinggian Makaliat hingga selatan Sabah. Di bagian tengah Cekungan Tarakan II-5 GEOLOGI REGIONAL

terdapat tinggian-tinggian yang lebih kecil ukurannya. Tinggiantinggian (antiklin) yang berkembang umumnya berah baratlauttenggara membentuk lapisan sedimen yang cukup tebal yang dikenal sebagai lapisan pembawa hidrokarbon. Berdasarkan kondisi geologi dan hasil survei seismik & pemboran yang dilakukan beberapa perusahaan migas, potensi migas di Blok Ambalat adalah: minyak mencapai 770 MBBO dan gas mencapai 1.959 BCFG. Walaupun potensi tersebut tidak sebesar di Blok Bukat, namun bila termasuk Blok Ambalat Timur, makia potensi tersebut akan jauh lebih besar lagi. Ciri-ciri lain dari Blok Ambalat dengan perairan lainnya di Kalimantan Timur adalah kesamaan morfologi dasar laut, bentuk paparan dan pola oseanografi (gelombang, arus dan pasang surut). Hasil Survei Geologi Kelautan di perairan Kalimantan Timur bagian tengah tahun 1999 (Gambar 2.5) menunjukkan pola perlapisan batuan dan penyebaran terumbu karang yang sama untuk seluruh perairan di Kalimantan Timur. Oleh sebab itu, berdasarkan hal tersebut maka kesatuan dan kelanjutan alamiah kontinen Kalimantan Timur di Blok Ambalat tak terbantahkan.