📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 10 dokumenPEMODELAN GEOMEKANIKA SATU DIMENSI UNTUK KESTABILAN LUBANG BOR DI LAPANGAN RGL, CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA
Lapangan RGL merupakan salah satu lapangan penghasil hidrokarbon di Cekungan Jawa Timur Utara dengan potensi yang menjanjikan. Namun, kegiatan pengeboran di lapangan ini sering mengalami permasalahan kestabilan lubang bor seperti tight spot/stall, partial loss/total loss, connection gas, dan packoff/caving. Penelitian ini menggunakan pendekatan model geomekanika satu dimensi berdasarkan data log sumur, laporan pengeboran, laporan uji tekanan formasi, dan uji laboratorium mekanika batuan untuk menentukan tekanan pori, orientasi tegasan horizontal, sifat mekanika batuan, serta besaran tegasan in-situ yang meliputi tegasan vertikal (Sv), tegasan horizontal minimum (Shmin), dan tegasan horizontal maksimum (SHmax). Hasil pemodelan geomekanika ini digunakan untuk mengoptimalkan parameter kestabilan lubang bor, seperti jendela berat lumpur dan arah trajektori pengeboran sumur yang optimal. Berdasarkan model geomekanika satu dimensi pada sumur AD-1 dan AD-3, rezim tegasan in-situ di Lapangan RGL merupakan rezim sesar normal (Sv > SHmax > Shmin) dengan orientasi SHmax timur laut-barat daya. Hasil pemodelan tersebut menunjukkan bahwa Lapangan RGL memiliki satu tren tegasan utama yaitu kondisi tekanan hidrostatik. Pada kondisi tersebut, rata-rata gradien tekanan pori sebesar 0.44 psi/ft, tegasan vertikal sebesar 1.01 psi/ft, tegasan horizontal maksimum sebesar 0.975 psi/ft, dan tegasan horizontal minimum sebesar 0.925 psi/ft. Oleh karena itu, kestabilan lubang bor dapat ditingkatkan dengan menaikkan berat lumpur. Rekomendasi berat lumpur diawali 9.4–10 ppg pada Formasi Lidah; 9.3–9.7 ppg pada Formasi Wonocolo, Ngrayong, dan Tawun; 10.3–11 ppg pada Formasi Rancak dan Tuban; 9.5–10.5 ppg pada Formasi Kujung I, Kujung II, Kujung III, CD Carbonate, dan Basement; serta 10.9–11.5 ppg pada Formasi CD Clastic untuk pengeboran sumur berikutnya. Selain itu, kestabilan lubang bor dapat dioptimalkan dengan menentukan trajektori pengeboran sumur searah orientasi Shmin, yaitu barat laut–tenggara, karena membutuhkan berat lumpur yang lebih rendah dibandingkan arah lainnya.
PEMODELAN DAN ANALISIS GEOMEKANIKA 1D DAN 3D SEBELUM CO2 DIINJEKSIKAN PADA LAPANGAN X, SULAWESI TENGAH
Banggai Ammonia Plant (BAP) merupakan industri petrokimia yang memproduksi amonia dengan produk sampingan berupa CO2 dengan kemurnian yang sangat tinggi. Sejalan dengan kebijakan International Maritime Organization (IMO) dan standar green ports tahun 2026, BAP sedang bertransformasi untuk memproduksi blue ammonia melalui penerapan teknologi Carbon Capture and Storage (CCS). Tantangan utama dalam CCS adalah risiko kenaikan tekanan pori selama injeksi yang dapat memicu reaktivasi sesar dan kegagalan integritas batuan penudung (cap rock). Penelitian ini bertujuan untuk memetakan kondisi geomekanika bawah permukaan di Lapangan X, Provinsi Sulawesi Tengah, untuk mengetahui kondisi mekanika lapangan penelitian sebelum diinjeksikan CO2. Metodologi penelitian dilakukan secara integratif menggunakan data 8 sumur dan data seismik post-stack tiga dimensi dalam kawasan waktu. Tahapan pengerjaan dimulai dengan analisis geomekanika satu dimensi pada seluruh sumur untuk memperoleh parameter mekanika batuan, tekanan pori, dan profil tegasan di lapangan penelitian. Selanjutnya, dilakukan inversi seismik untuk menghasilkan volume impedansi akustik (AI) yang menjadi basis dalam penyebaran properti fisik batuan. Tahap akhir adalah pembangunan model geomekanika tiga dimensi yang mengombinasikan data sumur dan data seismik untuk memberikan gambaran spasial yang komprehensif. Hasil dari penelitian ini mencakup model tiga dimensi komponen geomekanika, serta analisis rezim tegasan in-situ yang bekerja. Tegasan in-situ pada lapangan X berhasil dimodelkan dengan rezim tegasan yang bekerja pada lapangan X adalah strike slip fault regime, dengan besaran SHMax > Sv > Shmin. Model geomekanika tiga dimensi berhasil diperoleh dengan menyebarkan komponen geomekanika dari model geomekanika satu dimensi lubang sumur terhadap volume AI. Model geomekanika tiga dimensi sudah menunjukkan hasil yang sesuai terhadap model geomekanika satu dimensinya, meskipun terdapat interval yang kurang baik karena keterbatasan data sumur.
ANALISIS POLA SEISMISITAS DAN MEKANISME SUMBER DI AREA INJEKSI DAN PRODUKSI LAPANGAN PANAS BUMI
Indonesia memiliki potensi panas bumi yang tinggi karena letaknya berada pada jalur busur vulkanik aktif. Lapangan Panas Bumi “SEVERA” merupakan salah satu wilayah yang menunjukkan adanya aktivitas mikroseismik yang signifikan sebagai respons terhadap proses injeksi dan produksi fluida. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis distribusi hiposenter, magnitudo momen (Mw), nilai b-value, dan mekanisme fokus kejadian mikroseismik di bagian barat dan timur lapangan. Penentuan hiposenter dilakukan menggunakan metode Non-Linear dengan perangkat lunak NonLinLoc, perhitungan magnitudo momen menggunakan metode Spectral Fitting, dan mekanisme fokus ditentukan melalui metode Full Waveform Inversion (FWI). Sebanyak 80 kejadian mikroseismik berhasil dipetakan, dengan hiposenter terkonsentrasi pada bagian barat (injeksi) pada kedalaman 0,5–0,79 km dan bagian timur (produksi) pada kedalaman 0,75–1,2 km. Nilai rata-rata magnitudo momen sebesar 0,61 Mw, dengan nilai tertinggi 1,36 Mw. Bagian barat menunjukkan nilai 0,679 Mw yang lebih tinggi dibandingkan bagian timur 0,553 Mw, mengindikasikan efek peningkatan tekanan pori akibat injeksi fluida. Nilai bvalue sebesar 1,94 mengindikasikan dominasi kejadian bermagnitudo kecil. Terdapat 16 pola mekanisme fokus yang sudah berhasil ditentukan menggunakan Full Waveform Inversion. Zona timur didominasi oleh normal fault dengan komponen dominan berupa double couple (DC) dan isotropik (ISO). Sementara itu, zona barat menunjukkan kombinasi normal fault dan thrust fault, dengan dominasi komponen CLVD. Perbedaan ini mencerminkan pengaruh fluida terhadap arah dan tipe deformasi di masing-masing zona. Hasil ini menunjukkan bahwa seismisitas di Lapangan “SEVERA” sangat dipengaruhi oleh aktivitas injeksi dan produksi fluida, serta pentingnya analisis mekanisme fokus untuk memahami respons geomekanik sistem panas bumi.
PREDIKSI PARAMETER GEOMEKANIKA TANPA DATA LOG SONIC MENGGUNAKAN PENDEKATAN MACHINE LEARNING
This study applies supervised machine learning to estimate key geomechanical parameters—static and dynamic Young’s modulus, Poisson’s ratio, and minimum horizontal stress gradient—using only triple-combo logs from a shaly sandstone reservoir in the ITB Field, North-West Java. Two predictive strategies were evaluated: a direct approach using triple-combo logs with predicted compressional and shear sonic logs, and an indirect approach using only triple-combo logs. Five machine learning algorithms—random forest, XGBoost, LGBM, k-nearest neighbors, and feedforward neural network—were trained and tested on data from two wells with complete logging and geomechanical measurements. Direct random forest delivered the best performance across most targets: compressional sonic log (R² = 0.9173), shear sonic log (R² = 0.9286), dynamic poisson’s ratio (R² = 0.7755), and static poisson’s ratio (R² = 0.7746). Direct XGBoost provided the best prediction for static young’s modulus (R² = 0.9418) and minimum horizontal stress gradient (R² = 0.9344). Direct LGBM provided the best prediction of dynamic young’s modulus (R² = 0.9399). Although indirect models showed strong performance, direct predictions were generally more stable due to predicted sonic log. SHAP analysis revealed that direct models were dominated by predicted compressional and shear sonic logs inputs, while indirect models rely on depth, density, resistivity, and porosity, aligning with petrophysical principles. A practical and explainable machine learning framework is introduced based solely on triple-combo logs, employing both direct and indirect approaches, and integrates SHAP analysis to ensure petrophysical interpretable geomechanics predictions in datalimited shaly sandstone reservoirs.
MENGEVALUASI DAMPAK KETIDAKPASTIAN GEOMEKANIK TERHADAP KINERJA REKAHAN HIDROLIK DI RESERVOIR KLASTIK
Hydraulic fracturing success is strongly influenced by the accuracy of rock mechanical property characterization, particularly in data-limited environments where direct measurements are scarce. This study investigates the sensitivity of hydraulic fracturing design performance to variations in key rock mechanical parameters—Young’s modulus, Poisson’s ratio, and fracture toughness—in the Clastic Reservoir. Due to the absence of sonic log data, these properties were estimated based on literature and analog formations, then tested across a wide sensitivity range using fracture simulations using 3D Shear-Decoupled model. Two reservoir zones, Clastic Upper and Lower, were analyzed to assess the design's robustness. Results indicate that the hydraulic fracturing design for the Lower formation is highly resilient, with minimal variation in fracture geometry and five-year production output, owing to strong stress contrast provided by shale caprock and underburden. In contrast, the Upper formation exhibited significant fracture height growth and conductivity loss when Young’s modulus and fracture toughness was reduced by 20%, and Poisson’s ratio was increased by 20% or more. Young’s modulus plays a more dominant role as rock mechanism properties. This response was driven by a weaker stress contrast between the reservoir and the overlying conglomeratic sandstone, resulting in vertical fracture containment failure and reduced production performance. The study concludes that proper characterization of rock mechanical properties—especially the stress contrast between reservoir and bounding formations—is crucial for optimizing fracture containment and ensuring treatment success under subsurface uncertainty.
STUDI GEOMEKANIKA UNTUK MENGETAHUI KESTABILAN LUBANG BOR DI LAPANGAN SEMBERAH, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR.
Non-Productive Time (NPT) dalam kegiatan pengeboran disebabkan oleh anomali kestabilan lubang bor, oleh sebab itu mitigasi terkait adanya anomali tersebut perlu dilakukan. Lapangan Semberah merupakan lapangan migas dengan struktur antiklin yang berarah utara timur laut – selatan barat daya yang terletak di sebelah utara kota Samarinda, Kalimantan Timur yang merupakan bagian dari Cekungan Kutai Bawah. Kendala dalam analisis geomekanika lapangan Semberah secara lebih akurat yaitu kurangnya data cepat rambat gelombang shear untuk menghitung elastisitas batuan, sehingga digunakan persamaan Greenberg Castagna dengan hasil estimasi nilai cepat rambat gelombang shear sintetis dibandingkan dengan nilai cepat rambat gelombang shear hasil pengukuran memiliki korelasi linier dengan R2 = 0.7029. Studi geomekanika pada lapangan Semberah dilakukan pada lima sumur dan dihitung parameter geomekanikanya berupa elastisitas batuan dan kekuatan batuan, tekanan pori, besaran dan arah tegasannya berupa tegasan vertikal (Sv), tegasan horisontal minimum (Shmin) dan tegasan horisontal maksimum (SHmaks). Hasil analisis geomekanika pada kelima sumur di lapangan Semberah, diketahui bahwa tegasan in situ yang bekerja pada lapangan Semberah adalah rezim sesar naik (SHmaks > Shmin > Sv) dengan arah tegasan horisontal maksimum berarah tenggara – barat laut yang direfleksikan juga dari adanya breakout pada lubang bor yang berorientasi tegak lurus terhadap SHmaks. Nilai gradien tekanan pori (Pp) pada lapangan Semberah pada zona hidrostatik yaitu 10,09 MPa/km dan pada zona tekanan luap rata-rata 25.7 MPa/km dengan kondisi zona tekanan luap akan semakin dangkal ke arah selatan. Analisis kestabilan lubang bor dihitung menggunakan kriteria kegagalan Mohr-Coulomb dan diperoleh nilai Shear Failure Gradient (SFG). Kebutuhan berat lumpur pada lapangan Semberah berdasarkan SFG nya yaitu 11,0 ppg pada lapangan Semberah bagian utara dan 12,5 ppg pada lapangan Semberah bagian selatan. Sedangkan untuk zona tekanan luap kebutuhan lumpur bervariasi menyesuaikan besar tekanan luap dan SFG yang bervariasi.
ANALISA STABILITAS SUMUR BOR MENGGUNAKAN PEMODELAN GEOMEKANIKA TERINTEGRASI PADA LAPANGAN S, AREA TINGGIAN MUSI CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
Lapangan S terletak pada area Tinggian Musi yang merupakan bagian dari Cekungan Sumatra Selatan dengan indikasi keterdapatan tekanan abnormal, dalam hal ini overpressure. Studi ini menggunakan data dari 17 sumur untuk menganalisis masalah pengeboran yang berkaitan dengan stabilitas sumur, seperti pipa terjepit dan kehilangan sirkulasi lumpur pengeboran. Data yang digunakan antara lain mencakup data laporan sumur, log tali kawat, mekanika batuan, dan seismik tiga dimensi untuk menganalis tekanan pori, tegasan in situ, parameter mekanika batuan, dan nilai berat lumpur yang aman, serta membuat model geomekanika satu dan tiga dimensi. Hasil analisis menunjukkan bahwa permasalah ketidakstabilan lubang bor di lokasi studi terutama dipengaruhi oleh kondisi geologi berupa litologi batuan yang ditembus dan juga desain lumpur pengeboran yang digunakan. Keberadaan litologi berupa lempung dan menyebabkan permasalahan swelling yang dapat mengakibatkan keruntuhan lubang bor. Berat lumpur bor yang jauh lebih besar dari tekanan pori dapat menyebabkan lost circulation dan pipa bor terjepit. Oleh karena itu, berdasarkan hasil analisis dari studi ini diperoleh rekomendasi desain pengeboran untuk sumur baru yang terdiri dari desain selubung sumur dan juga berat lumpur pengeboran yang direkomendasikan, yaitu berkisar antara 1,03 hingga 1,41 SG
KORELASI UCS, UTS, PLI, DAN MODULUS YOUNG BATUAN UTUH PADA CEKUNGAN ASEM-ASEM, KALIMANTAN SELATAN
Penelitian ini bertujuan untuk mengkaji hubungan antara UCS dengan E, PLI dengan UCS, dan UTS dengan UCS melalui persamaan empiris. Data yang digunakan berasal dari hasil pengujian yang dilakukan di Laboratorium Geomekanika dan Peralatan Tambang FTTM-ITB tahun 2007-2023 dan sampel pengujian berasal dari Cekungan Asem-Asem, Kalimantan Selatan. Kemudian, distribusi probabilitas point load indeks (PLI), uniaxial compressive strength (UCS), uniaxial tensile strength (UTS), dan Young’s Modulus (E) batuan utuh sangat penting dalam desain dan konstruksi rekayasa batuan. Namun, memerlukan waktu yang lama untuk menentukan jenis distribusinya. Oleh karena itu, fitting distribusi dilakukan dengan menggunakan metode Kolmogorov-Smirnov. Hasil fitting menunjukkan bahwa distribusi PLI adalah lognormal, UCS dan UTS adalah Weibull, dan E adalah gamma. Korelasi UCS dengan E menunjukkan koefisien 111,12 hingga 343,26 dan R-squared 0,53 hingga 0,96. Korelasi PLI dengan UCS memiliki koefisien 10,96 hingga 21,63 dan R-squared 0,88 hingga 0,98. Korelasi UTS dengan UCS menunjukkan koefisien 5,16 hingga 8,97 dan R-squared 0,54 hingga 0,98. Kemudian, penelitian ini dibandingkan dengan penelitian sebelumnya dan terbukti efektif dalam memperkirakan koefisien korelasi spesifik lokasi dan distribusi probabilitas gabungan data.
ANALISIS GEOMEKANIKA SATU DIMENSI UNTUK PENENTUAN BATAS MAKSIMUM TEKANAN INJEKSI C02 PADA INTERVAL
Indonesia berkomitmen untuk mengurangi emisi karbon dan sebelumnya telah mengumumkan komitmennya untuk mencapai emisi nol bersih pada tahun 2060 atau lebih awal. Carbon Capture, Utilization, and Storage (CCUS) adalah salah satu teknologi pengurangan emisi yang paling menjanjikan saat ini.Tujuan utama dari kegiatan CCUS adalah untuk memastikan bahwa CO2 tetap berada di bawah permukaan untuk waktu yang tidak terbatas karena kebocorannya dapat mengakibatkan berbagai risiko lingkungan, kesehatan, keselamatan, ekonomi dan sosial politik. Injeksi CO2 ke bawah permukaan dalam jumlah yang besar dapat dikaitkan dengan sejumlah risiko geomekanik. Analisis model geomekanika satu dimensi meliputi tegangan vertikal, tekanan pori, properti elastik batuan, kekuatan batuan, tegangan horizontal, dan orientasi tegangan dengan menggunakan data batuan inti dan log talikawat. Penentuan batas maksimum injeksi CO2 pada reservoir bergantung pada kondisi tekanan insitu yang mendorong terjadinya reaktivasi sesar. Pengaktifan kembali sesar dapat dikuantifikasi dengan menggunakan lingkaran mohr 3D dan failure envelope. Hasil pemodelan menunjukan rezim tektonik pada area penelitian adalah rezim strike-slip dengan arah tegasan horizontal maksimum (SHmax) yaitu utara-selatan yang dilihat dari kenampakan induced tensail pada data log gambar. Analisis reaktivasi sesar dilakukan dengan menggunakan koefisien gesek sebesar 0.6 dan 0.89. Sesar pada daerah penelitian memiliki risiko reaktivasi yang relatif tinggi yang membutuhkan peningkatan tekanan pori rata-rata sekitar ~507 psi dengan menggunakan koefisien gesek 0,6. Sedangkan dengan menggunakan koefisien gesek 0.89 memiliki risiko reaktivasi yang relatif rendah yang membutuhkan peningkatan tekanan pori rata-rata sekitar ~1197 psi.
INTERASI GEOMEKANIK PADA MODEL ALIRAN FLUIDA UNTUK SIMULASI NUMERIK PERUBAHAN TEGANGAN PADA RESERVOIR GAS SERPIH MENGGUNAKAN PENDEKATAN TERINTEGRASI P
An integrated modelling approach between geomechanical aspects and conventional fluid flow simulation is imperative in planning shale gas reservoir development, particularly due to the involvement of horizontal well drilling and hydraulic fracturing for production completion which requires a good understanding of the geomechanical prognosis from the reservoir. A geomechanical coupling must be implemented towards fluid flow simulation models to account for changes in geomechanical properties induced by fluid flow and pressure drainage effects. Among numerous coupling methods, the fully coupled approach offers better stability in terms of iteration convergence though at the expense of higher computational capacity. While different mathematical formulations are readily available, they involve rigorous physical descriptions that would put additional burden into computational time. In this study, we attempt to conduct geomechanical coupling of fluid flow model using a relatively simple fully coupled scheme utilizing the ordinary porous flow equation, time-dependent rock mass conservation, and linear elasticity equation. The finite element method (FEM) is applied for discretization over tetrahedral grid blocks that have been tailored to match Barnett shale gas production. Using this coupled model, we demonstrate the simulation of stress evolution from multistage fractured wells under different sensitivity studies, including the number of fracture stages and horizontal well spacing. It is shown that the utilization of this approach produces a consistent result with the theoretical stress behavior and production outcomes.