v

PEMETAAN DISTRIBUSI FASIES BATUPASIR AR9, FORMASI

DURI, LAPANGAN CAPCIN, CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

BERDASARKAN DATA LOG DAN DATA INTI BATUAN

Aga Rizky*, Ir. Sugeng Widada, M.Sc*, Ir. H. Salatun Said, M.T.

Universitas Pembangunan Nasional Veteran Yogyakarta

SARI

Penelitian ini dilakukan pada Lapangan Capcin, Cekungan Sumatera Tengah, yang

merupakan salah satu lapangan milik PT. Chevron Pasific Indonesia. Lapangan Capcin

terletak 50 km dari timur laut Lapangan Duri di Blok Rokan CPI. Waktu pelaksanaan tugas

akhir selama dua bulan, 10 hari, yang terhitung mulai tanggal 2 September 2013-12

November 2013.

Batupasir AR9 terletak pada Formasi Duri yang termasuk pada Kelompok Sihapas

pada Lapangan Capcin. Metodologi yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode

deskriptif analitis, yaitu dengan cara melakukan pemetaan geologi bawah permukaan

berdasarkan data log sumur dan data inti batuan. Data log yang digunakan untuk korelasi

adalah data log GR, log densitas, log DRES, dan log SRES. Data log sumur berjumlah 350

sumur, yang menyebar dari barat laut hingga tenggara daerah telitian.

Hasil analisa batuan inti (core) pada sumur #4, #59, #170 dan #320 terdapat beberapa

macam litofasies, yaitu: Plannar Lamination non-Calcareous Siltstone, Medium to Coarse

Grain Size Pebbles Quartz Burrow non-Calcareous Sandstone, Medium to Coarse Grain Size

with Pebbles Quartz Burrow Calcareous Sandstone, Very Fine to Medium Grain Size

Plannar Lamination non-Calcareous Sandstone, Fine Grain Size Plannar Lamination non-

Calcareous Sandstone with Thin Lamina-set, Silt to Fine Grain Size Ripple Lamination non-

Calcareous Sandstone, Very Fine Grain Size Bioturbated non-Calcareous Sandstone with

Mud drapes, Very Fine Grain Size Plannar Lamination non-Calcareous Sandstone. Hasil

litofasies dikombinasikan menjadi interpretasi asosiasi fasies yang terdiri dua atau lebih

litofasies yang menyusun dalam suatu tubuh batuan, yaitu: asosiasi fasies tidal bar, asosiasi

fasies transgressive lag, asosiasi fasies tidal sand flat, asosiasi fasies tidal channel.

Berdasarkan interpretasi litofasis dan asosiasi fasies maka didapatkan lingkungan

pengendapan daerah telitian terendapkan pada lingkungan tide dominated estuary.

Berdasarkan hasil korelasi didapatkan peta distribusi ketebalan fasies, terdiri dari:

peta distribusi ketebalan fasies tidal channel, peta distribusi ketebalan fasies tidal bar, peta

distribusi ketebalan fasies tidal sand flat. Berdasarkan peta distribusi ketebalan fasies

didapatkan arah mekanisme sedimentasi daerah telitian yang searah dengan mekanisme

sedimentasi secara regional yang berarah utara timur laut.

vi

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL.. i

HALAMAN PENGESAHAN........... ii

KATA PENGANTAR... iii

SARI.... v

DAFTAR ISI.. vi

DAFTAR GAMBAR ix

DAFTAR TABEL.. xii

BAB I PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang.............. 1

1.2. Maksud dan Tujuan . 2

1.3. Batasan Masalah... 2

1.4. Waktu dan Lokasi Penelitian... 3

1.5. Sumber Data. 4

1.6. Hasil Penelitian 4

1.7. Manfaat Penelitian 5

BAB II METODOLOGI PENELITIAN

2.1. Tahap Persiapan 6

2.1.1 Studi Pustaka. 6

2.1.2 Penyusunan Proposal. 6

2.2. Tahap Penelitian 7

2.2.1. Studi Pendahuluan. 7

2.2.2. Studi Regional 7

2.2.3. Pengumpulan Data.................................. 7

2.2.4. Pengolahan dan Interpretasi Data... 8

2.3. Tahap Penyusunan Laporan.. 9

2.2. Diagram Alir. 10

BAB III GEOLOGI REGIONAL

3.1. Geologi Regional Cekungan Sumatra Tengah. 11

3.1.1. Fisiografi Cekungan Sumatra Tengah.. 11

3.1.2. Kerangka Tektonik Cekungan Sumatra Tengah... 14

3.1.3. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Tengah.. 21

vii

3.2. Petroleum system Cekungan Sumatra Tengah. 28

3.2.1. Batuan Induk.. 28

3.2.2. Migrasi.... 28

3.2.3. Reservoar.... 29

3.2.4. Batuan Tudung 29

3.2.5. Perangkap 29

3.3. Geologi Daerah Telitian.... 30

3.3.1. Struktur Geologi Daerah Telitian.. 30

3.3.2. Stratigrafi Daerah Telitian 32

BAB IV DASAR TEORI

4.1. Inti Batuan (core).. 34

4.2. Log Mekanik (Wireline Log) 36

4.2.1. Bagian Bagian dari Log 37

4.2.2. Proses Invasi. 37

4.2.3. Metode Well Logging 39

4.2.4. Fungsi Well Logging. 39

4.2.5. Jenis Log... 40

4.3. Korelasi Wireline Log.. 46

4.3.1. Tujuan Korelasi..... 47

4.3.2. Konsep Penting Dalam Korelasi... 48

4.4. Pola Log Untuk Interpretasi Lingkungan Pengendapan... 48

4.5. Fasies Pengendapan.. 50

4.6. Lingkungan Pengendapan. 52

4.6.1. Wave Dominated Estuary.. 53

4.6.2. Tide Dominated Estuary 54

BAB V PENYAJIAN DATA

5.1. Data Inti Batuan (Core) 57

5.2. Data Log Sumur... 64

BAB VI ANALISA DAN PEMBAHASAN

6.1. Batuan Inti (Core). 69

6.1.1. Analisis Fasies.. 69

6.1.1.1. Litofasies..... 69

viii

6.1.1.2. Interpretasi Asosiasi Fasies..... 72

6.1.2 Interpretasi Lingkungan Pengendapan. 77

6.2. Analisa Data Log Sumur.. 79

6.2.1 Interpretasi Elektrofasies.. 79

6.1.2 Interpretasi Kandungan Fluida. 81

6.3. Kalibrasi Data Batuan Inti dan Data Log 82

6.4. Korelasi. 87

6.5. Peta Distribusi Ketebalan Fasies... 92

6.5.1. Peta Distribusi Ketebalan Fasies Tidal Channel...... 92

6.5.2. Peta Distribusi Ketebalan Fasies Tidal Bar....... 92

6.5.3. Peta Distribusi Ketebalan Fasies Tidal Sand Flat......... 92

6.6. Peta Proporsi Fasies...... 96

6.6.1. Peta Proporsi Fasies Tidal Channel.............................. 96

6.6.2. Peta Proporsi Fasies Tidal Bar.............................. 96

6.6.3. Peta Proporsi Fasies Tidal Sand Flat............................ 96

6.7. Mekanisme Sedimentasi...... 100

BAB VII KESIMPULAN.. 102

DAFTAR PUSTAKA. xiii

LAMPIRAN xv

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1. Lokasi daerah telitian... 3

Gambar 2.1. Diagram Alir Penelitian... 10

Gambar 3.1. Tumbukan antar lempeng aktifitas intrusi plutonik dan system sesar

yang terbentuk di Cekungan Sumatra Tengah. 12

Gambar 3.2. Fisiografi Cekungan Sumatra Tengah. 13

Gambar 3.3. Peta Basement Terranes yang mendasari Cekungan Sumatra Tengah.... 14

Gambar 3.4. Kerangka struktur geologi fase F2 dan F3 yang mempengaruhi

struktur geologi Cekungan Sumatra Tengah 17

Gambar 3.5. Perkembangan tektonostratigrafi Cekungan Sumatra Tengah. 19

Gambar 3.6. Kolom Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Tengah.. 27

Gambar 3.7. Peta Struktur Bawah permukaan Sub-Cekungan Balam Tengah .. 31

Gambar 3.8. Kolom Stratigrafi Lapangan Capcin.................................................... 33

Gambar 4.1. Pengambilan conventional core utuh dalam suatu pemboran.. 36

Gambar 4.2. Sayatan suatu lubang bor yang menunjukkan zona terusir, zona

peralihan (annulus) dan zona tidak terusir serta sejumlah parameter

petrofisika yang penting .......................... 38

Gambar 4.3. Contoh Log SP pada urutan-urutan sand-shale... 40

Gambar 4.4. Pola respon dari log gamma ray (GR). 50

Gambar 4.5. Mekanisme Sedimentasi Yang Berkembang Dilingkungan Estuarin.. 53

Gambar 4.6. Mekanisme Sedimentasi Yang Menggambarkan Energi pada wave

dominted Estuary dan Distribusi Fasies... 54

Gambar 4.7. Mekanisme Sedimentasi Yang Menggambarkan Energi pada tide

dominted Estuary dan Distribusi Fasies... 56

Gambar 5.1. Foto Batuan Inti Pada Sumur #59 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1202 ft 1208.5 ft 58

Gambar 5.2. Foto Batuan Inti Pada Sumur #59 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1208.5 ft 1220 ft 59

Gambar 5.3. Foto Batuan Inti Pada Sumur #59 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1220 ft 1228.5 ft 59

x

Gambar 5.4. Foto Batuan Inti Pada Sumur #170 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1192 ft 1204ft 60

Gambar 5.5. Foto Batuan Inti Pada Sumur #170 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1204 ft 1208 ft... 60

Gambar 5.6. Foto Batuan Inti Pada Sumur #320 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1006 ft 1012 ft... 61

Gambar 5.7. Foto Batuan Inti Pada Sumur #320 Dibawah Sinar Ultraviolet dan

Dibawah Sinar Normal, Foto Pada Interval Kedalaman

1192 ft 1204 ft... 62

Gambar 5.8. Core Log Calibration dan Contoh Deskripsi Batuan Inti 63

Gambar 5.9. Arah Umum Lintasan Korelasi Lapangan Capcin... 67

Gambar 5.10. Contoh Tampilan Log.. 68

Gambar 6.1. Asosiasi Fasies Batuan Inti Sumur#59............ 73

Gambar 6.2. Asosiasi Fasies Batuan Inti Sumur#170.............. 74

Gambar 6.3. Asosiasi Fasies Batuan Inti Sumur#4.............. 75

Gambar 6.4. Asosiasi Fasies Batuan Inti Sumur#320.............. 76

Gambar 6.5. Asosiasi Fasies Tidal Channel pada Inti Batuan. 77

Gambar 6.6. Model Pengendapan Tide Dominated Estuary 78

Gambar 6.7. Kenampakan pola elektrofasies blocky pada data log sumur.. 79

Gambar 6.8. Kenampakan pola elektrofasies funnel shape pada data log sumur 80

Gambar 6.9. Kenampakan pola elektrofasies bell shape pada data log sumur 80

Gambar 6.10. Kenampakan pola elektrofasies serrated pada data log sumur... 81

Gambar 6.11. Kalibrasi Data Batuan Inti Dengan Data Sumur Fasies Tidal Channel... 82

Gambar 6.12. Kalibrasi Data Batuan Inti Dengan Data Sumur Pada Sumur #4 83

Gambar 6.13. Kalibrasi Data Batuan Inti Dengan Data Sumur Pada Sumur #59.. 84

Gambar 6.14. Kalibrasi Data Batuan Inti Dengan Data Sumur Pada Sumur #170 85

Gambar 6.15. Kalibrasi Data Batuan Inti Dengan Data Sumur Pada Sumur #320 86

Gambar 6.16. Lintasan Korelasi Lapangan Capcin Yang Berarah Umum NE-SW

dan NW-SE. 87

Gambar 6.17. Lintasan korelasi Berarah Barat Laut-Tenggara XSEC3 88

Gambar 6.18. Lintasan korelasi Berarah Timur Laut-Barat Daya XS3 89

xi

Gambar 6.19. Lintasan korelasi Berarah Barat Laut-Tenggara S_XSEC1 90

Gambar 6.20. Lintasan korelasi Berarah Timur Laut-Barat Daya S_XS9 91

Gambar 6.21. Peta Distribusi Ketebalan Fasies Tidal Channel. 93

Gambar 6.22. Peta Distribusi Ketebalan Fasies Tidal Bar.. 94

Gambar 6.23. Peta Distribusi Ketebalan Fasies Tidal Sand Flat 95

Gambar 6.24. Peta Proporsi Fasies Tidal Channel. 97

Gambar 6.25. Peta Proporsi Fasies Tidal Bar. 98

Gambar 6.26. Peta Proporsi Fasies Tidal Sand Flat... 99

Gambar 6.27. model pengendapan purba lapisa batupasir AR9. 101

xii

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1 Ringkasan tektonostratigrafi Cekungan Sumatra Tengah dari

beberapa penulis. 20

Tabel 4.1 Sistematika Deskripsi Batuan Reservoir... 35

Tabel 4.2 Harga Matriks Batuan 44

Tabel 4.3 Fungsi Log. 45

xiii

DAFTAR PUSTAKA

Asquith, G. B. and Gibson, C. R. 1982. Basic Well Log Analysis for Geologist, AAPG, Tulsa.

Boggs, S. 2006. Principles of Sedimentology and Stratigraphy (Fourth Edition). University

of Oregon, Prentice Hall, Upper Saddle River, New Jersey.

Dalrymple, R. W., and Choi, K. 2007. Morphologic and facies trends through the fluvial

marine transition in the tide dominated depositiona system : Aschematic framework for

environmental and sequence stratigraphic interpretation. Department of Geological

science and Geological Engineering, Quins University, Kingston, Ontario, Canada.

Dalrymple, R. W., Zaitlin, B. A., Boyd, R. 1992. Estuarine facies model : Conceptual basis

and stratigraphic implication Department of Geological science and Geological

Engineering, Quins University, Kingston, Ontario, Canada.

Dawson, W. C., Yarmanto., Sukanta, U., Kadar, D., Sangree, S. B. 1997. Regional Sequence

Stratigraphic Correlation Central Sumatra. P.T Caltex Pacific Indonesia, Rumbai.

Emery, D. and Myers, K. J. 1996. Sequence Stratigraphy. BP Exploration, Stockley Park,

Uxbridge, London.

Eubank, R. T., and Makki, A. C. 1981, Structural geology of the Central Sumatra back-arc

basin. Proceedings Indonesian Petroleum Association, Tenth Annual Convention, p.

153-174.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Schlumberger Oilfield Service.

Heidrick, T.L., and Aulia, K. 1993, A structural and tectonic model of the coastal plains

block, Central Sumatra basin, Indonesia, Proceedings of the Indonesian Petroleum

Association, 22/1, 285-3 17.

Heidrick, T. L., and Aulia, K. 1996, Regional structural geology of the central Sumatra

basin, Petroleum geology of Indonesian basins, Pertamina BPPKA Indonesia. 13-

156.

Koesoemadinata, R. P. 1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi. ITB, Bandung.

xiv

Mertosono, S. and Nayoan, G. A. S. 1974, The Tertiary basinal area of central Sumatra.

Proceedings Indonesian Petroleum Association, Third Annual Convention, p. 63-76.

Posamentier, H. W., and Allen, G. P. 1999. Silisiclastic Sequence Stratigraphy : Concepts

and Apllications, Indonesian Sedimentologists Forum.

Pujiarko, and Denison, C. N. 1998. Internal Report CPI.

Rider, M. 1996. The Geological Interpretation of Well Logs, Whittles Publishing, Scotland.

Schlumberger. 1986, Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Service, Jakarta.

Simandjuntak, T. O. 2004. Tektonika. Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi,

Bandung.

Walker, R. G., and James, N. P. 1992. Facies Models Response To Sea Level Change, Love

Printing Service Ltd. Stittsville, Ontario.

Yarmanto, Sitohang, E., Sukanta, U. June 1996. Sequence Stratigraphy of Central Sumatra

Basin. PT. CPI.

xv

LAMPIRAN