Perpustakaan Digital ITB

Ketidakpastian eksplorasi menemukan cadangan hidrokarbon konvensional yang besar di Cekungan Sumatra Utara, mendorong dilakukannya studi eksplorasi hidrokarbon non-konvensional. Usaha tersebut dilakukan sebagai alternatif dalam rangka mencari sumber daya baru dengan melakukan evaluasi keberadaan hidrokarbon langsung di batuan induk (source rock). Amerika Serikat merupakan contoh negara yang paling berhasil di dunia dalam mengembangkan hidrokarbon non-konvensional dalam satu dekade ini. Namun demikian, upaya melakukan evaluasi potensi gas serpih di suatu cekungan sedimen di Indonesia, tidaklah tepat dengan menganalogikan karakteristik serpih yang diproduksikan di Amerika. Pada kenyataannya, setiap cekungan sedimen memiliki karateristik yang unik, hal ini akan berpengaruh terhadap tipe serpih dan begitu pula terhadap sifat mekanika batuannya. Penelitian disertasi ini dibatasi pada analisis dan sintesis petrologi yang diintegrasikan dengan sifat mekanika batuan, berdasarkan data lapangan dan data bawah permukaan di daerah Langkat-Aru, Sumatra Utara. Tujuan penelitian untuk mempelajari karakteristik litofasies Formasi Baong Bagian Bawah, dengan metode petrologi (mineralogi, tekstur, struktur mikro) yang diintegrasikan dengan karakteristik mekanika batuan; untuk menentukan zona yang berpotensi sebagai reservoir di dalam sistem hidrokarbon non-konvensional. Tahapan penelitian terbagi dalam empat tahap, yakni: tahap pengumpulan data, pemprosesan data, analisis data dan sintesis. Pengumpulan data didasarkan atas hasil observasi singkapan lapangan di daerah Aru – Langkat, yang berjumlah empat lintasan dengan total panjang lintasan mencapai 20,5 km. Dari data-data yang dikumpulkan telah dilakukan analisis laboratorium dari 55 sampel batuan, meliputi: petrografi (37 sampel), kalsimetri (36 sampel), granulometri (36 sampel), XRD (17 sampel), SEM (17 sampel), foraminifera (16 sampel) dan nannoplankton (19 sampel), index properties (8 sampel), uji tekan uniaksial (11 sampel) dan gelombang ultrasonik (8 sampel); serta uji tekan Schmidt Hammer Test (8 lokasi singkapan batuan). Di samping itu, penulis menggunakan data bawah permukaan dari sumur pengeboran di daerah penelitian, meliputi26 sumur yang berada di Wilayah Kerja Pertamina EP – Region Sumbagut, namun untuk studi ini hanya 12 sumur yang memiliki data untuk dianalisis. .Hasil observasi singkapan disepanjang lintasan pengamatan dan hasil analisis laboratorium (kalsimetri, granulometri, XRD dan SEM) dapat disintesakan sebagai berikut Litofasies Formasi Baong Bagian Bawah, berdasarkan litologi yang dominan dan karakteristik (tekstur, komposisi dan struktur) dan kandungan CaCO3, dapat dikelompokan menjadi 10 litofasies: Calcareous Mud-shale, Calcareous Claystone, Sandy mudstone, Calcareous Mudstone, Claystone, Calcareous Silty claystone, Calcareous Clay-shale, Mudstone, Calcareous Sandy mudstone, dan Mud-shale. Berdasarkan hasil analisis physical properties (indek kegetasan, index properties, uji tekan uniaksial dan gelombang ultrasonik, serta Schmidt Hammer Test), menunjukan bahwa10 litofasies Formasi Baong Bagian Bawah memiliki karakteristik mekanika batuan yang berbeda. 10 (sepuluh) litofasies Formasi Baong Bagian Bawah, hanya ada 2 (dua) litofaies yang berpotensi sebagai reservoir dalam system hidrokarbon serpih, yaitu: a. Litofasies Calcareous Mud shale, dengan hasil analisis: porositas (2,69%), water saturation (7,35%), kandungan mineral lempung (26% - 38%), indek kegetasan (BI = 0,51–0,57), bersifat getas (brittle) berdasarkan nilai rasio Poisson rendah dan nilai modulus Young tinggi, ketebalan serpih (> 50 meter), lingkungan pengendapan laut (Neritik Luar – Batial); b. Litofasies Calcareous Sandy mudstone dan Sandy mudstone, dengan hasil analisis: porositas Sandy mudstone (7,31%), water saturation Sandy mudstone (28,20%), kandungan mineral lempung (16% - 31%), indek kegetasan (BI = 0,60 – 0,70), ketebalan serpih (> 50 meter), lingkungan pengendapan laut (Batial). Hasil analisis data bawah permukaan dengan menggunakan data log dan mud log, berdasarkan hasil analisis sikuen stratigrafi dari log dan data laporan Sumur Pantai Pakan Timur-3, serta plot pada diagram nilai GR vs RHOB, GR vs ILD, dan GR vs DT; dapat dihasilkan 5 (lima) litofasies: a. Calcareous Shale intercalation Calcareous Siltstone dan Carbonate rock; b. Calcareous Siltstone intercalation Calcareous fine Sandstone dan Calcacareous Shale; c. Calcareous Shale intercalation Calcareous Siltstone; d. Calcareous Shale intercalation Calcareous Siltstone dan Carbonate rock; e. Calcareous Shale intercalation Calcareous Siltstone. Berdasarkan hasil perhitungan BI (Brittleness Index) dari data XRD dari sampel serbuk bor Sumur Pantai Pakam Timur-3 (sumber Pertamina PHE, 2012); menunjukan litofasies Calcareous Siltstone sisipan Calcareous fine Sandstone dan Calcacareous Shale (2187–2125 meter) dan litofasies Calcareous Shale sisipan Calcareous Siltstone (2095–2035 meter), menunjukan nilai BI yang paling tinggi (BI = 0,51–0,52); sedangkan litofasies Calcareous Shale sisipan Calcareous Siltstone dan Carbonate rock (2281–2223 meter), menunjukan nilai BI yang paling rendah (BI = 0,24). Zona litofasies Formasi Baong Bagian Bawah di daerah penelitian yang berpotensi sebagai reservoir yang dapat diproduksi secara ekonomis: zona Calcareous Shale sisipan Calcareous Siltstone dan Carbonaterock, pada kedalaman 2220 – 2300 meter, dengan hasil analisis: porositas (18,6%), water saturation (47,66%), Vshale = 27,16% dan indek kegetasan (BI = 0,51).