Perpustakaan Digital ITB

Kekeliruan paling umum dalam evaluasi potensi gas serpih di suatu cekungan adalah memperlakukan serpih mirip seperti yang diproduksikan di Amerika Serikat. Pada kenyataannya, setiap cekungan memiliki karakter unik yang berpengaruh terhadap pengendapan dan tipe fasies serpih. Serpih Baong bagian bawah bertanggung jawab sebagai batuan induk bagi reservoir batupasir Formasi Keutapang pada lapangan minyak dan gas di bagian tenggara Cekungan Sumatra Utara. Penelitian ini mengungkap data dan fakta dari laboratorium, pengeboran, log elektrik sumur dan seismik melalui studi terintegrasi geokimia, geomekanika dan sintesis geologi serpih Baong bagian bawah. Pemahaman tentang karakter geokimia, mineralogi dan geomekanika serpih sangat penting untuk memahami potensi serpih dalam menyimpan dan menghasilkan gas. Hasil analisis laboratorium geokimia digunakan untuk menentukan kekayaan, kematangan dan tipe kerogen. Informasi ini terbatas pada titik kedalaman tertentu, sehingga diperlukan pemodelan log elektrik untuk dapat memperkirakan properti geokimia serpih produktif pada lokasi dan kedalaman berbeda. Keterbatasan data batuan inti dan analisis laboratorium mekanika batuan diatasi dengan melakukan pemodelan log geomekanika, meliputi pemodelan log modulus Young dan rasio Poisson, kemudian dilakukan kalibrasi dengan data mineralogi serpih dan kandungan mineral lempung. Dengan demikian, model log geokimia dan geomekanika yang diikatkan dengan data seismik, adalah alat yang sangat berguna dalam evaluasi formasi dan memperluas pemahaman distribusi fasies reservoir serpih secara lateral dan vertikal di dalam lubang sumur. Pemahaman geomekanika fasies serpih diperlukan dalam desain simulasi perekahan buatan pada pengeboran horizontal secara lebih detail. Penelitian ini telah berhasil mengelompokkan fasies serpih berdasarkan kekayaan, kematangan, tipe, kekuatan, kegetasan, serta kandungan lempung di dalam serpih. Fasies serpih Baong bagian bawah dapat dikelompokkan menjadi 3 (tiga) fasies berdasarkan litologi dan zona menarik potensi gas serpih. Fasies batulumpur karbonatan silikaan berpotensi tinggi sebagai gas serpih dengan nilai TOC 2-3,5%, bertipe kerogen II-III, matang mulai kedalaman 2300 m, ketebalan zona menarik (sweet spot) 350-425 m, nilai UCS 10000-18000 psia, nilai modulus Young 3000-4000 psia, rasio Poisson 0,18-0,22 dan berasosiasi dengan pengendapan bagian dalam cekungan depan. Fasies batulumpur dolomitan serpihan-lanauan berpotensi menengah sebagai gas serpih dengan nilai TOC 1,5-2,5%, bertipe kerogen II-III, mulai matang pada kedalaman 2200 m, ketebalan zona menarik 200-325 m, nilai UCS 8000-10000 psia, nilai modulus Young 2300-2600 psia, rasio Poisson 0,21-0,23 dan berasosiasi dengan pengendapan bagian lereng cekungan depan. Fasies batulumpur karbonatan serpihan-lanauan berpotensi rendah dengan nilai TOC 0,8-2%, bertipe kerogen II-III, mulai matang pada kedalaman 2100 m, ketebalan zona menarik antara 80-125 m, nilai UCS 6000-8000 psia, modulus Young 2200 psia, rasio Poisson 0,22-0,24, dan berasosiasi dengan pengendapan bagian tepi cekungan depan. Pendekatan sistematis dan terintegrasi dalam melakukan evaluasi geokimia, geomekanika dan sintesis geologi dapat mendukung penerapan konsep gas serpih dan mengurangi resiko eksplorasi gas serpih.