Pemodelan termal dalaman ketaling sub cekungan Jambi dengan pendekatan model 2-D

INDRIYANTO, Iwan Bagus, Dr. D. Hendra Amijaya, ST.,MT

2010 | Tesis | S2 Teknik Geologi

Sub Cekungan Jambi merupakan salah satu titik konsentrasi eksplorasi dalam kurun waktu 10 tahun terakhir dengan total sumberdaya minyak sebesar 355 MMBO dan gas sebesar 11.618 BCFG.. Salah satu Dalaman potensial yang terus dikembangkan play concept eksplorasinya adalah Dalaman Ketaling. Pemboran terakhir di area ini, yaitu sumur KTU-1 mengindikasikan sumur kering sehingga perlu dilakukan evaluasi kembali mengenai parameter petroleoum system, salah satunya batuan induk dengan melakukan pemodelan termal. Pemodelan tersebut dapat pula digunakan sebagai bahan analisa resiko untuk penentuan prospek-prospek lain di area tersebut. Analisa potensi dan pemodelan tersebut dilakukan dengan menggunakan data-data geokimia, data biostratigrafi, data wireline log, data petrofisika batuan, data final well report, dan data drill stem test (DST) dari tiga (3) sumur yang mewakili daerah Dalaman Ketaling dan Tinggian sembilang serta dua (2) penampang seismik yang berarah relatif utara-selatan dan barat-timur melintasi Dalaman Ketaling. Evaluasi potensi dilakukan dengan data geokimia hasil analisa rock eval pyrolisis (REP), sedangkan tahap pemodelan termal dibagi menjadi dua (2) langkah yaitu pemodelan 1D dan dilanjutkan untuk model 2D-nya. Pemodelan diawali dengan penentuan parameter cekungan, antara lain penentuan umur numerik dan paleobatimetry dan penentuan tebal lapisan erosi, dilanjutkan dengan kalibrasi berbagai parameter, yaitu porositas, permeabilitas, suhu, dan kematangannya untuk mendapatkan suatu model geologi yang sesuai. Hasil analisa potensi batuan induk mengindikasikan bahwa serpih Formasi Talang Akar (TAF) merupakan batuan induk efektif dan serpih Formasi Gumai merupakan batuan induk potensial di Dalaman Ketaling. Pemodelan yang sudah dilakukan memperlihatkan bahwa sedimentasi di Dalaman Ketaling diawali dengan pengendapan Formasi pre TAF dengan laju sedimentasi terbesar, yaitu sekitar 35 cm/ka. Sejarah aliran bahang di Dalaman Ketaling tidak tetap sepanjang waktu geologi, besarnya aliran bahang masa kini di Dalaman Ketaling sekitar 70-80 mW/m2 (1.68-1.92 HFU). Hal tersebut sangat mempengaruhi pematangan batuan induk, terutama serpih Formasi pre TAF. Serpih formasi ini sudah masuk kategori matang pada kala Oligosen. Hidrokarbon yang terbentuk dari serpih Formasi pre Talang Akar dan Talang Akar dominan gas-kondensat dengan pola migrasi ke arah utara dengan sifat terbatas, sehingga pengisian hidrokarbon pada Formasi Air Benakat tidak sampai ke arah prospek-prospek yang ada di sebelah utara sumur KTU-1.

Jambi subBasin is one of the area where the exploration is focused in the last two decades with total hidrocarbon resource estimated not less than 355 MMBO and 11.618 BCFG. Ketaling Deep is one of the productive area with the Ketaling Field as the main gas/condensate and oil field. The result of the last drilling activity in the Ketaling area, mainly in the northern part of the Ketaling- field indicate dry hole. The previous study indicate that charging of hidrocarbon is the main problem and being challenge for the development of exploration in this mature area. Geochemical analysis, mainly the maturity modelling are conducted to analyse not only the geohistory of the Ketaling Deep but also potential of sourcerock, migration and charging pattern of the hidrocarbon in this area. Potential analysis of sourcerock and maturity modelling in Ketaling Deep are conducted using the well and seismic data. Three exploration well data that consist of geochemical data, biostratigraphic data, petrophysical data, final well report (FWR) and drill stem test (DST) data and two line seismic with north-south (79 Jo29-a) and east-west (82-ek08) direction are used. The first step of potential evaluation of sourcerock conducted with rockeval pyrolisis (REP) from one well data. The step of termal modelling analysis devided into two step. First step is the one dimensional modelling with detemination of basin parameter is the key to analysis and the second step is two dimensional modelling with the seismic data as a basic data. The result indicate that shale of Talang Akar Formation is the most effective source rock and shale of Gumai Formation is the potential source rock in the Ketaling Deep. Based on the result of thermal modelling show that the depositional in Ketaling Deep started at Oligocene epoch (30 mya) with the rate of sedimentation shows the fastest rate of sedimentation with approximately 35 cm/ka in value. The history of heat flow indicate that the heatflow in Ketaling Deep is unstable as long as geological history in this area. Based on the heatflow curve indicate that increasing paleoheatflow started at Miocene-Pliocene epoch related to tectonic compression. The value of present day heatflow is approximately 70-80 mW/m2 (1.68-1.92 HFU). These value is lower than the average presentday heatflow in regional basin (Jambi sub Basin). The direction of migration of hidrocarbon in Ketaling Deep are from southern part to northern part (from depocenter Ketaling Deep to Sembilang platform) with dominant vertical migration from fault as conduits. The charging of hidrocarbon in Air Benakat Formation is limited, so the implication is the prospect in the northern part of Ketaling Field have low potential of accumulation hidrocarbon and high risk to drill.

Kata Kunci : Dalaman ketaling,Geohistory,Batuan induk,Aliran bahang (Heat flow),Migrasi,Pengisian hidrokarbon (charging)