analisa geomekanika dan distribusi … · rekahan yang ada di dalam sumur mempunyai kemiringan yang...

ANALISA GEOMEKANIKA DAN DISTRIBUSI REKAHAN

PADA LAPANGAN PANAS BUMI AWIBENGKOK,

PROPINSI JAWA BARAT, INDONESIA

TESIS

Karya tulis sebagai salah satu syarat

untuk memperoleh gelar Magister dari

Institut Teknologi Bandung

oleh :

JERES RORYM CHERDASA

220 07 006

Program Studi Teknik Geologi

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2009




oleh :

JERES RORYM CHERDASA

220 07 006

Program Studi Teknik Geologi

Institut Teknologi Bandung

Menyetujui

Tanggal : .................................

Pembimbing I :

________________________

Ir. Benyamin Sapiie Ph.D

(NIP: 131855622)

Pembimbing II : Pembimbing III

___________________________ _____________________________

Dr. Ir. Prihadi Soemintadiredja MS. Dr. Ir. Agus Handoyo Harsolumakso

(NIP: 131667756) (NIP : 130935676)

i

ABSTRAK




Oleh:

Jeres Rorym Cherdasa

NIM: 22007006

Lapangan panas bumi Awibengkok yang juga dikenal dengan sebutan lapangan Salak,

berlokasi 60km dari Jakarta pada Pulau Jawa, Indonesia. Area Kontrak Karya

lapangan panas bumi Awibengkok termasuk daerah yang berproduksi saat ini terletak

pada daerah dataran tinggi sebelah barat daya Gunung Salak (2211 dpl). Lapangan

panas bumi Awibengkok berdasarkan pembagian fisiografis menurut Van Bemelen,

1949 terletak di zona bogor, pola-pola struktur yang berkembang di lapangan ini

secara dominan mempunyai tren timur laut (NE) dan barat laut (NW). Berdasarkan

stratigrafi regional, lapangan Awibengkok ini termasuk pada cekungan Bogor yang

berisikan endapan vulkanik yang berumur Plistosen – Resen. Lapangan Awibengkok

mempunyai sistem panas bumi dengan dominasi likuid, dimana reservoir yang ada

dikontrol oleh rekahan dengan kandungan kimia yang kaya dan kandungan gas non-

kondensat rendah – moderat. Sistem panas bumi yang ada di lapangan ini disangga

oleh sebagian besar batuan beku andesit hingga rhiodasit, dan didasari oleh batuan

sedimen marin berumur Miosen yang dipotong oleh intrusi berumur Tersier.

Aliran fluida pada sebuah lapangan panas bumi sangat erat kaitannya dengan pola

penyebaran rekahan yang ada pada lapangan tersebut dan reservoir rekahan sangatlah

kompleks dan sulit untuk di evaluasi. Pada lapangan panas bumi yang didominasi

oleh reservoir rekahan diperlukan evaluasi yang efektif, prediksi dan perencanaan

yang tepat dan akurat untuk mengatasi situasi tersebut. Analisa rekahan dan

geomekanika yang diakhiri dengan pembuatan model geologi dan distribusi rekahan

pada penelitian ini diharapkan dapat membantu evaluasi dan perencanaan lapangan

panas bumi

ii

Model geomekanika adalah gabungan dari hasil studi terhadap tekanan insitu, tekanan

pori dan karakter fisik pada batuan reservoar, rekahan dan sesar yang ada pada

formasi di bawah permukaan. Parameter primer yang mengontrol interaksi parameter

diatas adalah tekanan insitu, kekuatan batuan, properti dan arah lapisan, tekanan pori

dan distribusi dari rekahan dan sesar, arah lubang sumur, dan berat lumpur pemboran.

Beberapa metode telah dikembangkan untuk mengetahui nilai dari setiap parameter

geomekanik, seperti: nilai tegasan vertikal dapat diperoleh dari penurunan densitas

batuan, tekanan pori didapatkan langsung dari pengukuran DST atau RFT, besaran

tegasan horizontal minimum diperoleh dari interpretasi terhadap tes xLOT, tes inti bor

dilakukan untuk memperoleh nilai kekuatan batuan, arah tegasan horisontal

maksimum diperoleh dari hasil pengamatan breakout dan rekahan tensile pada log

image, sedangkan besar tegasan horisontal maksimum diperoleh melalui pemodelan

berdasarkan kehadiran breakout dan rekahan induced.

Hasil analisa geomekanika pada sumur AWI 1-2 adalah sebagai berikut: gradien

tegasan vertikal (Sv) adalah sebesar 1.122 psi/ft, gradien tekanan pori (Pp) adalah

sebesar 0.32 psi/ft, gradien tegasan horisontal minimum (Sh min) adalah sebesar 0.54

psi/ft, orientasi tegasan horisontal maksimum (SH Max) berarah N 300 – 370 E (NE)

atau timur laut – barat daya, gradien tegasan horisontal maksimum (SH Max) adalah

sebesar 0.93 psi/ft. Hasil analisa geomekanika pada sumur AWI 2-1 adalah sebagai

berikut: gradien tegasan vertikal (Sv) adalah sebesar 1.069 psi/ft, gradien tekanan pori

(Pp) adalah sebesar 0.32 psi/ft, gradien tegasan horisontal minimum (Sh min) adalah

sebesar 0.54 psi/ft, orientasi tegasan horisontal maksimum (SH Max) berarah N 350 –

470 E (NE) atau timur laut – barat daya, gradien tegasan horisontal maksimum (SH

Max) adalah sebesar 0.89 psi/ft. Berdasarkan analisa geomekanika pada kedua sumur

tersebut diketahui Sh min (σ3) < SH Max (σ2) < Sv (σ1), menurut klasifikasi

Anderson,1951 kondisi ini mencerminkan rezim tegasan normal.

Berdasarkan hasil pengamatan dan interpretasi log image pada sumur AWI 1-2 &

AWI 2-2 menunjukan 3 tipe rekahan yaitu rekahan konduktif, rekahan resistif dan

rekahan tensile. Tren jurus dari rekahan konduktif / terbuka menunjukan arah timur

laut – barat daya (NE – SW), untuk rekahan resistif tren jurus yang ada sangatlah acak

akan tetapi secara dominan tetap berarah timur laut – barat daya (NE-SW), besar

iii

kemiringan untuk kedua jenis rekahan berkisar antara 35 – 85 derajat. Untuk rekahan

tensile mempunyai tren jurus dominan berarah timur laut – barat daya (NE-SW),

dengan kemiringan hampir sejajar dengan lubang bor.

Pemodelan geologi dilakukan dengan stratigrafi yang telah disimplifikasi menjadi

formasi atas, formasi tengah, formasi RDM, formasi bawah, batuan dasar sedimen

dan intrusi. Pemodelan bidang sesar yang diinterpretasi berdasarkan peta geologi

terahulu, data kegempaan mikro dan penyebaran formasi RDM. Bidang sesar yang

diinterpretasikan diasumsikan berbidang vertikal, hal ini didasari oleh analisa

geomekanika yang menunjukan daerah penelitian berada di rezim tegasan normal

dimana sesar normal akan menjadi ciri khas dan analisa rekahan dimana dominasi

rekahan yang ada di dalam sumur mempunyai kemiringan yang curam.

Pemodelan rekahan yang dilakukan pada penelitian ini menggunakan algoritma

Discrete Fracture Network (DFN) yang dikembangkan oleh perangkat lunak

PETREL. Adapun algoritma DFN yang dikembangkan oleh perangkat lunak tersebut

lebih bersifat analisa strain/hasil bukan stress/pembuat sehingga konsep penyebaran

rekahan tersebut dipandu dengan konsep kedekatan terhadap bidang sesar dan

maksimum kurvatur, dimana rekahan akan semakin banyak terdapat apabila semakin

dekat dengan sesar dan berada di puncak kurvatur. Karena tingginya nilai

ketidakpastian di dalam pemodelan ini maka pemodelan akan dilakukan 4 kali dengan

berbagai perbedaan terutama di dalam kemiringan lapisan rekahan yang ada.

Hasil pemodelan distribusi rekahan menunjukan nilai porositas rekahan berkisar

antara 0 – 5 % dengan angka mean sebesar 1,5%. Nilai permeabilitas rekahan berkisar

antara 0 – 6 mD dengan angka mean sebesar 0.1 mD. Sebagai hasil perbandingan

pada keempat model distribusi rekahan tersebut adalah semakin curam kemiringan

rekahan maka akan semakin menunjukan ketiadaan konektifitas antar rekahan,

sehingga menyebabkan semakin rendahnya nilai porositas dan permeabilitas yang

ada. Untuk persamaannya adalah terdapatnya daerah dimana intensitas rekahan yang

tinggi menunjukan trend timur laut – barat daya (NE – SW), zona intensitas tinggi ini

merupakan zona rekahan utama yang mengontrol produksi di daerah timur lapangan

Awibengkok, hal ini dibuktikan dengan produksi dan uji alir di daerah zona timur ini.

Berdasarkan hasil pemodelan tersebut maka dianjurkan untuk mendesign sumur dari

iv

kepala sumur (well head) ke arah timur dengan mengarah kearah zona rekahan yang

intens

Kata Kunci : Awibengkok, Panas Bumi, Geomekanika, Rekahan, Discrete Fracture

Network

v

ABSTRACT

GEOEMECHANIC ANALYSIS AND

FRACTURE DISTRIBUTION

AT AWIBENGKOK GEOTHERMAL FIELD,

WEST JAVA PROVINCE, INDONESIA

By:

Jeres Rorym Cherdasa

NIM: 22007006

Awibengkok geothermal field, also known Salak field is located 60 km from Jakarta in

West Java Province, Java Island, Indonesia. The consession of Awiengkok field

including the proven field lies in a highland on the southwestern flank of the Gunung

Salak volcano (2211m absl). Physiographyly Awibengkok field is located in Bogor

zone based on Van bemelen 1951 and the main structure trend in this field are

northeast and northwest trend. Based on regional stratigraphy for West Java area,

Awibengkok field is deposited with pleistocene – recent volcanic deposit. The

geothermal system in Awibengkok field is a liquid-dominated, fracture-controlled

reservoir with benign chemistry and low-to-moderate non-condensable gas content.

The geothermal systems it self hosted mainly by andesitic-to-rhyodacitic rocks, and

floored by Miocene marine sedimentary rocks cut by igneous intrusions.

Fluid flow in the geothermal field is very much related with the fracture pattern

developed in the area and fracture reservoirs are very complicated and difficult to

evaluate. In geothermal filed which dominated by fracture reservoir need an effective

evaluation, precise prediction and planning to handle those kind of situation. To help

the evaluation and planning in awibengkok geothermal field the fracture and

geomechanics analysis ended with geological and fracture distribution model is being

done in this study.

Geomechanic model is the integrated study of the state of stress, pore pressure and

physical properties of reservoirs, natural fractures/faults, cap rocks and the

vi

formations in the overburden. The primary parameters controlling these interactions

are the state of in-situ stress, rock strength, bedding orientation and properties, pore

pressure and distribution of fractures and faults, wellbore trajectory, and mud weight.

Several methods have been developed in order to determine parameter of

geomechanics model. Vertical Stress is calculated by integrating rock density from

depth of interest to the surface, pore pressures determined by direct measurement

from DST or RFT test. The approach used in most soft rock (low strength) geology

cases to characterize relative minimum horizontal stress magnitude for each

formation bed or layer using the available xLOT test, Laboratory measurement of

rock strength can be physically achieved through testing of a core sample extracted

from the formation either the Uniaxial Core test or the Triaxial Core Test. The

azimuth of maximum horizontal stress is obtained from breakout and tensile fracture

observation on image log, while the maximum horizontal stress magnitude can be

estimated from borehole failure data.

Geomechanics analysis at AWI 1-2 well results shown the Vertical stress gradient is

1.122 psi/ft, the pore pressure gradient is 0.32 psi/ft, the stress horizontal minimum

gradient is 0.54 psi/ft, the orientation of stress horizontal maximum is within N 300 –

370 E or NE-SW trend, and the horizontal stress magnitude gradient is 0.93 psi/ft. For

AWI 2-1 results shown the Vertical stress gradient is 1.069 psi/ft, the pore pressure

gradient is 0.32 psi/ft, the stress horizontal minimum gradient is 0.54 psi/ft, the

orientation of stress horizontal maximum is within N 350 – 470 E or NE-SW trend, and

the horizontal stress magnitude gradient is 0.89 psi/ft. Based on geomechanics

analysis on those two wells, the principal stress works in this area is Sh min (σ3) <

SH Max (σ2) < Sv (σ1), based on Anderson 1951, this principal stress regime is

reflecting normal stress rezime.

Image log interpretation at AWI 1-2 and AWI 2-2 wells showing 3 types of fracture:

conductive fracture, resistive fracture and tensile fracture. The dominant trend for

conductive fracture or open fracture is northeast – southwest trend, the resistive

fracture or filled fracture present with a chaotic trend due to the several paragenesis

system in the area, but the major trend is still northeast – southwest trend. The dip

vii

angle for both fractures is varied from 35 – 85 degree. For tensile fracture have a

dominant trend northeast – southwest with dip angle allign the borehole.

Simplyfied stratigraphy consists of Upper formation, Middle formation, RDM

formation, lower formation, sedimentary basement and intrusion is being used to

build the geological model. The fault model is being interpreted using present

geological and structural map, microearthquake data, and RDM formation

distribution from each well. The interpreted fault plane is assumed being a vertical

plane, the reason for this assumption is due to the geomechanics analysis result that

showing in this area is reflecting normal stress rezime where normal fault will be

present, and from fracture analysis the fracture present mainly having a steep dip

angle.

Fracture modeling is build with Discrete Fracture Network algorithm from PETREL

software. The algorithm from the software is being developed more to strain concept

compare than stress concept, so the fracture distribution mainly will be guide with

proximity to fault and maximum curvature concept. The fracture will be intensively

present as closer to the fault and at the peak of the curvature. To minimize the

uncetainty from the modeling, the modelings were run with 4 different parameters

especially in the fracture dip geometry as a result for sensitivity analysis.

Fracture modeling result shows 0 – 5% value with mean value 1.5% for fracture

porosity and 0 – 6 mD with mean value 0.1mD for fracture permeability. As a

comparison result for the fourth model is the steep the angle for the fracture the more

disconnected they are and as compensation from these condition, the fracture porosity

and permeability are getting smaller. The similarity from the fourth model is showing

an intensive fracture zone trending northeast – southwest, this high intensive fracture

zone is the main fracture zone which controlling the production in this area, and it’s

already proven by the well test in the area. Based on the modelling result,it being

suggested to drill the well path going to the east from the well head to hit the intensive

fracture zone.

Keywords: Geothermal, Awibengkok, Geomechanics, Fracture, Discrete Fracture

Network

viii

PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS Tesis S-2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut

Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta ada

pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut Teknologi

Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi pengutipan atau

peringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus disertai dengan

kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya.

Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh tesis haruslah seizin Direktur

Program Pascasarjana, Institut Teknologi Bandung.

ix

UCAPAN TERIMA KASIH

Segala Puji bagi Allah SWT atas segala rahmat dan karunia-Nya, sehingga penulis

memiliki kekuatan, kesabaran, dan kemampuan untuk dapat menyelesaikan tesis

magister ini.

Penyusunan tesis dilakukan berdasarkan penelitian yang dilakukan penulis di Chevron

Geothermal Indonesia mulai bulan bulan Januari hingga April 2009.

Dengan telah diselesaikannya penulisan tesis ini, penulis mengucapkan terimakasih

dan penghargaan yang setinggi-tingginya kepada :

1. Ir. Benyamin Sapiie, Ph.D., selaku pembimbing pertama, Dr. Ir. Prihadi

Soemintadiredja MS., selaku pembimbing kedua, dan Dr. Ir. Agus Handoyo

Harsolumakso selaku pembimbing ketiga, atas seluruh dukungan dan bimbingan

yang telah diberikan kepada penulis semenjak awal perkuliahan sampai

terselesaikannya penulisan tesis ini.

2. Bp. Novi Ganefianto selaku Geoscience Manager di Chevron Geothermal

Indonesia yang telah memberikan kesempatan penulis untuk melaksanakan tesis.

3. Jim Stimac, Ph.D selaku pembimbing di Chevron Geothermal Indonesia.

4. Ir. Lambok Hutasoit, Ph.D selaku Dekan Fakultas Ilmu Kebumian

5. Prof. Dr. Emmy Suparka selaku ketua Kelompok Keilmuan Geologi

6. Dr. Imam A. Sadisun selaku dosen wali dan kepala Prodi Pascasarjana Teknik

Geologi

7. Geodynamics Research Group team atas dukungan dan pertemanannya terutama

tim Bukit Dago.

8. Marino, Mas Dega, dan teman-teman di Salak Team CGI atas dukungan dan

masukannya.

9. Pak Alfian dan Pak Burhan atas masukan, traktiran, dan ilmu yang telah diberikan

10. Rekan-rekan Mahasiswa Program Magister teknik Geologi angkatan 2007

11. Bapak dan Ibu Suhadi, Mas Yoki dan keluarga, Mbak Yupi dan Keluarga, dan

Irwan atas segala kasih sayang dan dukungan yang telah diberikan.

x

12. Istri dan anak-anakku tercinta Anita Riske, Reagan Pangea Cherdasa dan Jehan

Laurasia Cherdasa, terima kasih atas segala kasih sayang, dukungan, masukan dan

kesabarannya yang telah diberikan. I L U

Harapan penulis, semoga hasil dari penelitian ini dapat bermanfaat bagi kepentingan

pekerjaan-pekerjaan geologi di lapangan panas bumi Awibengkok khususnya dalam

aktivitas produksi, serta menambah khazanah ilmu pengetahuan bagi para peminat

ilmu geologi pada umumnya

Bandung, Mei 2009

Penulis

xi

DAFTAR ISI

ABSTRAK …………………………………………………..…………………. i

ABSTRACT …………………….………………………………..……………. v

PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS ............................................................... viii

UCAPAN TERIMA KASIH ……………………………..………..…….……. ix

DAFTAR ISI ……………………….…………………..………………...……. xi

DAFTAR GAMBAR …………….………………...……………………..……. xiii

DAFTAR TABEL ……………….……………………......……………………. xx

DAFTAR LAMPIRAN …………….…………………......……………………. xxi

BAB I PENDAHULUAN …………………..............…………...................…... 1-1

I.1 Latar Belakang ………………………….....…………..……….…………..… 1-1

I.2 Perumusan Masalah …………………………….....…………………………. 1-1

I.3 Tujuan Penelitian ………………..…………......……………………………. 1-3

I.4 Ruang Lingkup, Batasan dan Tahapan Penelitian …….....………….………. 1-3

I.5 Data Penelitian ………..........………..………………………………………. 1-5

I.6 Hipotesis …………………..……..…………………….....…………………. 1-7

I.7 Asumsi Kerja Yang Digunakan ………………..……...……………………. 1-7

BAB II TATANAN GEOLOGI ………..……………………………..…… 2-1

II.1 Tatanan Geologi Regional ………………….…………….......…………. 2-1

II.1.1 Fisiografi Jawa Barat ………………….……..……................... 2-1

II.1.2 Struktur Geologi Regional ……………….…………................. 2-2

II.1.3 Stratigrafi Regional ……………….………..………................. 2-4

II.2 Tatanan Geologi Lapangan Panasbumi Awibengkok ……………………. 2-8

II.2.1 Struktur Geologi Daerah Penelitian ………..............................… 2-12

II.2.2 Stratigrafi Daerah Penelitian ……………. ……………………. 2-15

II.2.3 Alterasi dan Paragenesa Hidrotermal ……………. ……………. 2-17

II.2.4 Sistem Panas Bumi Daerah Penelitian …………………………. 2-20

BAB III ANALISA GEOMEKANIKA DAN REKAHAN ………..……… 3-1

III.1 Data dan Metode Analisis . ………………….…………….......…………. 3-1

III.2 Analisa Geomekanika .................................................................................. 3-2

xii

III.2.1 Tegasan Vertikal (Sv) ……………........……..……................... 3-2

III.2.1.1 Tegasan Vertikal pada Sumur AWI 1-2 ........................ 3-3

III.2.1.2 Tegasan Vertikal pada Sumur AWI 2-1 .......................... 3-3

III.2.2 Tekanan Pori (Pp) ……………….……...............……................. 3-4

III.2.3 Tegasan Horizontal Minimum (Sh min) …………...................... 3-5

III.2.4 Tegasan Horizontal Maksimum (SH maks) ................................... 3-7

III.2.4.1 Arah Tegasan Horizontal Maksimum …………………. 3-7

III.2.4.2 Besaran Tegasan Horizontal Maksimum ……………… 3-11

III.2.5 Model Geomekanika …………………………………………….. 3-14

III.3 Analisa Rekahan …………………………………………………………… 3-16

III.3.1 Jenis dan Arah Rekahan ………………………………...……….. 3-16

III.3.2 Analisa Petrofisika Rekahan ........................................................... 3-21

BAB IV MODEL GEOLOGI DAN DISTRIBUSI REKAHAN ………..….. 4-1

IV.1 Model Geologi .............................................................................................. 4-1

IV.1.1 Model Patahan ............................................................................... 4-1

IV.1.2 Model Lithologi ............................................................................. 4-3

IV.2 Model Distribusi Rekahan Daerah Penelitian ............................................... 4-7

IV.2.1 Model Distribusi Rekahan 1 ........................................................... 4-11




IV.2.5 Analisa Model Distribusi Rekahan ................................................. 4-63

BAB V RINGKASAN DAN KESIMPULAN PENELITIAN ...………..….. 5-1

DAFTAR PUSTAKA …………….…………………......……………………. xxii

xiii

DAFTAR GAMBAR Gambar I.1. Lokasi Lapangan Panas Bumi Awibengkok .............................. 1-4

Gambar I.2. Lokasi Penelitian pada lapangan Panas Bumi Awibengkok

(modifikasi dari Stimac, dkk., 2008) .......................................... 1-4

Gambar I.3. Bagan Alir Penelitian ................................................................. 1-5

Gambar II.1 Peta Fisiografi Jawa Barat (Van Bemelen, 1949) ...................... 2-2

Gambar II.2. Peta Tektonik Indonesia (Sapiie, dkk., 2006) ............................ 2-3

Gambar II.3. Peta Pola Struktur Jawa Barat (Martodjojo, 1984) .................... 2-4

Gambar II.4. Kolom Stratigrafi regional daerah Jawa Barat (Martodjojo,

1984) ........................................................................................... 2-7

Gambar II.5a. Peta Geologi Lapangan Panas Bumi Awibengkok (Stimac dkk,

2008)........................................................................................... 2-9

Gambar II.5b. Umur batuan vulaknik berdasarkan pengukuran dating unsur

K-Ar dan 40 Ar / 39 Ar, dan 14 C (Stimac dkk, 2008)................... 2-10

Gambar II.6. Gambar II.6. Peta Geologi dan Struktur lapangan panas bumi

Awibengkok (modifikasi dari laporan internal Chevron, 2008).. 2-13

Gambar II.7. Kolom Stratigrafi Lapangan Panas Bumi Awibengkok (Stimac

dkk, 2008) .................................................................................. 2-16

Gambar II.8. Penampang Lithologi A-A’ pada Lapangan Panas Bumi

Awibengkok (Stimac dkk, 2008) ................................................ 2-17

Gambar II.9. Penampang Regional yang menunjukan distribusi zona alterasi

hidrothermal (Stimac dkk, 2008) ................................................ 2-18

Gambar II.10. Pembagian sektor pada reservoar panas bumi di lapangan

Awibengkok ………….……………………………………….. 2-22

Gambar III.1. Model Geomekanika (modifikasi dari Geomechanics

International, Inc., 2000) ............................................................. 3-1

Gambar III.2. Diagram alir untuk analisisa geomekanika dan rekahan

(modifikasi dari Geomechanics International, Inc., 2000) ......... 3-2

Gambar III.3. Tegasan Vertikal pada Sumur AWI 1-2 ..................................... 3-3

Gambar III.4. Tegasan Vertikal pada Sumur AWI 2-1 ..................................... 3-4

Gambar III.5. Tekanan Pori pada kondisi awal di Lapangan Awibengkok

(Sugiaman, 2003) ....................................................................... 3-5

xiv

Gambar III.6. Berbagai macam tes yang dilakukan untuk menentukan

kekuatan batuan pada lubang sumur (modifikasi dari

Geomechanics International, Inc., 2000) .................................... 3-6

Gambar III.7. Tegasan Horizontal Minimum pada Lapangan Awibengkok

(Sugiaman, 2003) …..............…………………………………. 3-7

Gambar III.8. Penampakan geometri rekahan, breakout, washout, dan

rekahan tensile di lubang sumur pada log gambar

(Geomechanics International, Inc., 2000).................................... 3-8

Gambar III.9. Arah tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI 1-2 ......... 3-9

Gambar III.10. Arah tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI 2-1 ......... 3-10

Gambar III.11. Arah tegasan horisontal maksimum pada lapangan

Awibengkok................................................................................ 3-10

Gambar III.12. Tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI 1-2 ................ 3-13

Gambar III.13. Tegasan horisontal maksimum pada sumur AWI 2-1 ................ 3-13

Gambar III.14. Model Geomekanika sumur AWI 1-2 ........................................ 3-14

Gambar III.15. Model Geomekanika sumur AWI 2-1 ........................................ 3-15

Gambar III.16. Hubungan antara rezim patahan dengan tegasan utama

(Geomechanics International, 2000) .......................................... 3-15

Gambar III.17. Interpretasi rekahan pada sumur AWI 1-2 ………….………… 3-17

Gambar III.18. Arah jurus dan kemiringan rekahan pada sumur AWI 1-2 ......... 3-18

Gambar III.19. Interpretasi rekahan pada sumur AWI 2-1 …………......……… 3-19

Gambar III.20. Arah jurus dan kemiringan rekahan pada sumur AWI 2-1 ......... 3-20

Gambar III.21. Porositas rekahan pada batu gamping yang menunjukan

hubungan antara rongga rekahan dengan volume batuan yang

ada, A.) porositas rekahan 0.15%, B.) porositas rekahan 1.0%,

C.) porositas rekahan 5%, D.) porositas rekahan 0.3%, E.)

porositas rekahan 0.3 %. (modifikasi dari Tiab dan Donaldson,

2004) …………………………………………………………... 3-21

Gambar III.22. Model linear untuk aliran fluida pada rekahan (Tiab dan

Donaldson, 2004) ……………………………………………… 3-23

Gambar III.23. Orientasi dari permeabilitas pada percobaan berdasarkan conto

batuan, dengan melihat posisi dari conto batuan terhadap posisi

sebenarnya. (Nelson, 2001) …………………………………… 3-24

Gambar III.21. Analisa petrofisika pada sumur AWI 1-2 ................................... 3-26

xv

Gambar III.22. Analisa petrofisika pada sumur AWI 2-1 ................................... 3-27

Gambar IV.1. Interpretasi patahan berdasarkan peta geologi terdahulu dan

data kegempaan mikro ................................................................ 4.2

Gambar IV.2. Model patahan pada daerah penelitian ........................................ 4-3

Gambar IV.3. Model Lithologi penyebaran batuan dasar sedimen ................... 4-4

Gambar IV.4. Model Lithologi penyebaran formasi bawah .............................. 4-4

Gambar IV.5. Model Lithologi penyebaran batuan formasi RDM ................... 4-5

Gambar IV.6. Model Lithologi penyebaran batuan formasi Tengah ................. 4-5

Gambar IV.7. Model Lithologi penyebaran batuan formasi Atas ...................... 4-6

Gambar IV.8. Model Lithologi daerah penelitian .............................................. 4-6

Gambar IV.9. Model DFN sebagai pendekatan untuk pemodelan batuan

dengan rekahan (Dershowitz, dkk., 2004) ................................. 4-8

Gambar IV.10. Konsep penyebaran rekahan. A.) Contoh rekahan pada

singkapan, B.) Analog model untuk distribusi rekahan dengan

jarak terhadap bidang sesar (Lowell, 1985), C.) Analog model

untuk distribusi rekahan dengan maksimum kurvatur (Lowell,

1985) ........................................................................................... 4-9

Gambar IV.11. Bagan alir pembuatan model distribusi rekahan ......................... 4-10

Gambar IV.12. Parameter pemodelan untuk Model Distribusi Rekahan 1 ......... 4-11

Gambar IV.13. Model 1 Intensitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi

Tengah, Formasi RDM, Formasi Bawah dan Batuan Dasar

Sedimen ……………………………………………………...... 4-13

Gambar IV.14. Penampang internal pemodelan intensitas rekahan untuk Model

1. A.) Penampang dengan garis perpotongan A – A’ yang

berarah timur laut – barat daya (NE – SW), B – B’ berarah

barat laut – tenggara (NW – SE), C - C’ berarah barat laut –

tenggara (NW – SE). B.) Penampang dengan garis perpotongan

D – D’ yang memotong setiap sumur ......................................... 4-15

Gambar IV.15. Model 1 Porositas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi


Sedimen ...................................................................................... 4-17

Gambar IV.16. Penampang internal pemodelan porositas rekahan untuk Model



xvi




Gambar IV.17. Model 1 Permebailitas Rekahan untuk Formasi Atas, Formasi


Sedimen ….................................................................................. 4-21

Gambar IV.18. Penampang internal pemodelan permeabilitas rekahan untuk

Model 1. A.) Penampang dengan garis perpotongan A – A’

yang berarah timur laut – barat daya (NE – SW), B – B’

berarah barat laut – tenggara (NW – SE), C - C’ berarah barat

laut – tenggara (NW – SE). B.) Penampang dengan garis

perpotongan D – D’ yang memotong setiap sumur .................... 4-23




Sedimen .......................................................................................4-26






D – D’ yang memotong setiap sumur ....................................... 4-28



Sedimen ...................................................................................... 4-30






D – D’ yang memotong setiap sumur ........................................ 4-32



Sedimen ….................................................................................. 4-34

xvii






perpotongan D – D’ yang memotong setiap .............................. 4-36

Gambar IV.26. Parameter pemodelan untuk Model Distribusi Rekahan 3 ........ 4-37



Sedimen ...................................................................................... 4-39









Sedimen ..................................................................................... 4-43









Sedimen ….................................................................................. 4-47







xviii




Sedimen ...................................................................................... 4-52









Sedimen ...................................................................................... 4-56









Sedimen ...................................................................................... 4-60







Gambar IV.40. Perbandingan model intensitas rekahan. A.) Model 1 – 4 untuk

Formasi Tengah. B.) Penampang D-D’ yang memotong sumur

.................................................................................................... 4-65

Gambar IV.41. Perbandingan model porositas rekahan. A.) Model 1 – 4 untuk

Formasi Tengah. B.) Penampang D-D’ yang memotong sumur

.................................................................................................... 4-66

xix

Gambar IV.42. Perbandingan model permeabilitas rekahan. A.) Model 1 – 4

untuk Formasi Tengah. B.) Penampang D-D’ yang memotong

sumur ........................................................................................ 4-67

xx

DAFTAR TABEL Tabel I.1 Tabel ketersediaan data .................................................................... 1-6

Tabel II.1. Rangkuman penampakan termal pada lapangan Awibengkok

(Stimac dkk., 2008) ......................................................................... 2-21

Tabel IV.1. Formasi tersimplifikasi yang akan digunakan sebagai acuan

pemodelan geologi ........................................................................... 4-1

xxi

DAFTAR APPENDIKS Appendiks A. Data Top Formasi

Appendiks B. Data dan Perhitungan Analisa Geomekanika

Appendiks B.1. Analisa Geomekanika Sumur AWI 1-2

Appendiks B.2. Analisa Geomekanika Sumur AWI 2-1

Appendiks C. Hasil Analisa Rekahan

Appendiks C.1. Analisa Rekahan Sumur AWI 1-2

Appendiks C.2. Analisa Rekahan Sumur AWI 2-1

analisa geomekanika dan distribusi … · rekahan yang ada di dalam sumur mempunyai kemiringan yang...

Documents