Path: Top > S2-Theses > Geological Engineering-FITB > 2009

ANALISA GEOMEKANIKA DAN DISTRIBUSI REKAHAN PADA LAPANGAN PANAS BUMI AWIBENGKOK, PROPINSI JAWA BARAT, INDONESIA

Master Theses from JBPTITBPP / 2017-09-27 14:38:35
Oleh : JERES RORYM CHERDASA (NIM 22007006); Pembimbing : Dr. Ir. Prihadi Soemintadiredja MS. dan Dr. Ir. Agus Handoyo Harsolumakso, S2 - Geology
Dibuat : 2009, dengan 8 file

Keyword : Awibengkok, Panas Bumi, Geomekanika, Rekahan, Discrete Fracture Network

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 nonkondensat 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.

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 di atas 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 menunjukkan 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 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 kepala sumur (well head) ke arah timur dengan mengarah kearah zona rekahan yang intens.

Deskripsi Alternatif :

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 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 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.

Beri Komentar ?#(0) | Bookmark

PropertiNilai Properti
ID PublisherJBPTITBPP
OrganisasiS
Nama KontakUPT Perpustakaan ITB
AlamatJl. Ganesha 10
KotaBandung
DaerahJawa Barat
NegaraIndonesia
Telepon62-22-2509118, 2500089
Fax62-22-2500089
E-mail Administratordigilib@lib.itb.ac.id
E-mail CKOinfo@lib.itb.ac.id

Print ...

Kontributor...

  • Pembimbing : Dr. Ir. Prihadi Soemintadiredja MS. dan Dr. Ir. Agus Handoyo Harsolumakso, Editor: Rizki Apriyanti

File PDF...