ebook img

Evaluasi Batuan Induk Sub-Cekungan Aman Utara, Cekungan Sumatra Tengah Dengan ... PDF

16 Pages·2016·0.84 MB·Indonesian
by  
Save to my drive
Quick download
Download
Most books are stored in the elastic cloud where traffic is expensive. For this reason, we have a limit on daily download.

Preview Evaluasi Batuan Induk Sub-Cekungan Aman Utara, Cekungan Sumatra Tengah Dengan ...

Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran Evaluasi Batuan Induk Sub-Cekungan Aman Utara, Cekungan Sumatra Tengah Dengan Parameter Tipe Material Asal, Kekayaan Dan Kematangan Reza Mohammad Ganjar Gani, Yusi Firmansyah, Nisa Nurul Ilmi Abstrak Fokus penelitian dilakukan pada Formasi Pematang yang sudah dikenal sebagai Formasi yang dapat menghasilkan hidrokarbon di Cekungan Sumatra Tengah, adanya paradigma dan strategi baru dalam studi sistem hidrokarbon ini maka penulis tertarik mengkonfirmasi parameter-parameter geokimia yaitu: tipe material asal, kekayaan dan kematangan batuan induk di daerah penelitian. Lokasi penelitian ini sendiri adalah Sub-cekungan Aman Utara yang terletak di Cekungan Sumatra Tengah. Lapangan penyelidikan merupakan lapangan aktif dari salah satu perusahaan minyak besar yang beroperasi di Indonesia. Jenis data yang diproses antara lain hasil analisis geokimia dari batuan inti. Contoh batuan sedimen berasal dari sumur-sumur eksplorasi, contoh batuan tersebut digunakan untuk analisis TOC, evaluasi pirolisis batuan dan reflektansi vitrinit (Ro). Data-data geologi dan geofisika digunakan sebagai analisis terhadap kondisi geologi yang berkembang di daerah penelitian dikorelasikan dengan hasil analisis geokimia. Input data berupa data stratigrafi seperti top formasi (kedalaman) Analisis yang dilakukan dalam evaluasi batuan induk meliputi potensi batuan induk, tipe material organik dan kematangan, analisis ini dilakukan pada lima sumur eksplorasi, yaitu: sumur SR-CAN, SR-KEL, SR-GUL, SR-PET dan SR-SID. Analisis karakteristik minyak dilakukan pada sepuluh sumur produksi yaitu sumur P1 Formasi Duri, sumur D1 Formasi Bangko, sumur D2 Formasi Menggala, sumur V1 Formasi Bangko, sumur R1 Formasi Bekasap, sumur U1 dan U2 Formasi Upper Sihapas, sumur Q1 Formasi Bekasap, sumur Q2 Formasi Duri dan sumur S1 Formasi Menggala. Formasi yang dapat berperan menjadi batuan induk daerah penelitian selain Formasi Brown Shale adalah Formasi Lower Red Bed, hal tersebut terbukti dengan analisis batuan induk dengan parameter potensi, tipe material organik dan kematangan pada formasi ini menunjukkan kualitas yang cukup baik. Kata kunci : Sub-cekungan Aman Utara, Formasi Brown Shale, Formasi Lower Red Bed. PENDAHULUAN pendekatan kesebandingan regional dan dengan peneliti terdahulu. Sistem hidrokarbon (petroleum system) sampai saat ini merupakan hal yang masih sangat menarik Fokus penelitian dilakukan pada Formasi untuk dikaji, dengan banyaknya brown field Pematang yang sudah dikenal sebagai Formasi (Kementerian Energi dan Sumberdaya Mineral, yang dapat menghasilkan hidrokarbon di 2011) yang ada di Indonesia maka eksplorasi untuk Cekungan Sumatra Tengah, adanya paradigma dan meningkatkan produksi dan mencari sistem strategi baru dalam studi sistem hidrokarbon ini hidrokarbon dari cekungan produksi yang telah ada maka penulis tertarik mengkonfirmasi parameter- adalah tujuan dari penyelidikan ini. parameter geokimia yaitu: tipe material asal, kekayaan dan kematangan batuan induk di daerah Objek dari penelitian ini adalah data-data geokimia penelitian. dan geologi yang terintegrasi menjadi sebuah penelitian tentang karakteristik batuan induk, kondisi geologi daerah penelitian dengan “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran LOKASI DAN DAERAH PENELITIAN Lokasi penelitian ini sendiri adalah Sub-cekungan Aman Utara yang terletak di Cekungan Sumatra Tengah. Lapangan penyelidikan merupakan lapangan aktif dari salah satu perusahaan minyak besar yang beroperasi di Indonesia Gambar 2. Kerangka tektonik regional Cekungan Sumatra Tengah (Eubank dan Makki, 1981). Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan belakang busur (back-arc basin) yang berkembang sepanjang tepi Paparan Sunda di baratdaya Asia Tenggara. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman Lempeng Samudra Hindia yang bergerak relatif ke arah utara dan menyusup ke Gambar 1. Lokasi penelitian Cekungan Sumatra bawah Lempeng Benua Asia yang aktif selama Tengah dan pada pembesaran adalah Sub- Miosen. Geometri dari cekungan ini berbentuk cekungan Aman Utara (Indrawardana, 2007). asimentri dengan bagian terdalam berada di baratdaya dan melandai ke arah timur laut (Mertosono dan Nayoan, 1974). GEOLOGI REGIONAL KERANGKA TEKTONIK CEKUNGAN Menurut Heidrick dan Aulia (1993), SUMATRA TENGAH perkembangan tektonik selama Tersier dapat dibagi menjadi empat fasa sebagai berikut Terdapat dua pola struktur utama di Cekungan (Gambar 3 dan Gambar 4): Sumatra Tengah, yaitu pola-pola tua berumur Paleogen yang cenderung berarah utara-selatan (N- S) dan pola-pola muda berumur Neogen Akhir yang berarah baratlaut-tenggara (NW-SE) (Eubank dan Makki, 1981) (Gambar 2). “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran Separuh graben ini kemudian menjadi danau tempat diendapkannya sedimen-sedimen dari kelompok Pematang. Pada akhir episode F1 terjadi peralihan dari perekahan menjadi penurunan cekungan, ditandai oleh pembalikan struktur yang lemah, denudasi dan pembentukan dataran peneplain. Hasil dari erosi tersebut berupa paleosoil yang diendapkan di atas Formasi Upper Red Bed. Episode Tektonik F2 Episode ini berlangsung pada Miosen Bawah- Tengah (26-13 jtl). Pada awal episode ini terbentuk sesar geser menganan (dextral) yang berarah utara- selatan. Pada episode ini juga Cekungan Sumatra Tengah mengalami transgresi dan pengendapan dari kelompok Formasi Sihapas. Episode Tektonik F3 Episode ini berlangsung pada kala Miosen Atas hingga sekarang (13 jtl-sekarang). Pada awal episode ini terjadi pengaturan kembali Lempeng Indo-Australia. Di saat itu pulalah terjadi awal Gambar 3. Peta tatanan tektonik regional pembentukan subduksi Sumatra-Jawa dan sistem Cekungan Sumatra Tengah (Heidrick dan Aulia, sesar geser serta busur vulkanisme Bukit Barisan. 1996). Pada akhir dari F3 terjadi tektonik kompresi yang membentuk struktur pembalikan raksasa, sesar naik sepanjang jalur wrench fault (sesar geser) Episode Tektonik F0 yang terbentuk sebelumnya pada busur F0, sesar F1 dan sesar geser berarah utara-baratlaut hingga Batuan Pra-Tersier di Cekungan Sumatra Tengah barat yang kemudian menjadi perangkap terdiri dari lempeng benua dan samudera yang hidrokarbon. Pada awal episode ini Cekungan berbentuk mosaik. Orientasi struktur pada batuan Sumatra Tengah mengalami regresi dan dasar akan memberikan efek pada lapisan sedimen pengendapan sedimen-sedimen dari Formasi Tersier yang menumpang di atasnya dan Petani. Pada episode ini juga diendapkan Formasi selanjutnya akan mengontrol arah tarikan dan Minas secara tidak selaras. pengaktifan ulang yang terjadi kemudian. Pola struktur tersebut disebut sebagai elemen struktur F0. Episode Tektonik F1 Episode tektonik F1 berlangsung pada kala Eosen- Oligosen (26-50 jtl), akibat dari tumbukan lempeng Samudera Hindia terhadap lempeng Benua Asia Tenggara sekitar 45 jtl., terbentuk suatu sistem rekahan trans-tensional yang memanjang ke arah selatan dari Cina bagian selatan menuju Thailand, Malaysia, hingga Sumatra dan Kalimantan Selatan (Heidrick dan Aulia, 1993). Perekahan ini menyebabkan terbentuknya serangkaian separuh graben di Cekungan Sumatra Tengah. “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran Gambar 5. Kolom stratigrafi umum Cekungan Sumatra Tengah (Eubank dan Makki, 1981). Gambar 4. Diagram perkembangan tektonik Tersier di Cekungan Sumatra Tengah (Heidrick Batuan Dasar (Basement) dan Aulia, 1996). Batuan dasar berumur Pra-Tersier ini berfungsi sebagau landasan Cekungan Sumatra Tengah, yang STRATIGRAFI REGIONAL DAERAH dapat dibagi menjadi tiga kelompok utama dengan PENELITIAN kedudukan hampir paralel berarah utara-baratlaut Secara umum stratigrafi regional Cekungan hingga baratlaut. Kelompok-kelompok yang Sumatra Tengah tersusun atas beberapa unit dimaksud adalah: formasi, paling tua adalah batuan dasar (basement) a. Malacca Terrane selanjutnya Kelompok Pematang selanjutnya Kelompok ini tersusun atas kuarsit, Kelompok Sihapas selanjutnya Formasi Telisa batugamping kristalin, sekis dan serpih yang selanjutnya Formasi Petani kemudian yang paling berumur 295 Ma, 112-122 Ma dan 150 Ma, muda Formasi Minas (Gambar 5). yang diintrusi oleh pluton granodiorit dan granit berumur Jura. Kelompok ini dijumpai pada pantai bagian timur dan timurlaut Cekungan Sumatra Tengah. b. Mutus Assemblage (kelompok Mutus) Kelompok ini merupakan zona suture yang memisahkan Quartzite Terrane dan Deep- Water Assemblage. Kumpulan Mutus ini terletak di sebelah baratdaya dari dataran pantai dan terdiri dari batuan ofiolit dan sedimen laut dalam. c. Graywacke Terrane “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran Kelompok ini terletak di bagian baratdaya dari LANDASAN TEORI Kelompok Mutus yang tersusun atas Batuan Induk greywacke, batulumpur kerikilan dan kuarsit. Secara umum pembentukan minyak bumi terjadi karena penumpukan zat organik terutama plankton Grup Pematang pada dasar laut, dan tertimbun dengan sedimen halus dalam keadaan reduksi, sehingga terawetkan. Kelompok Pematang merupakan batuan induk Hal ini hanya terjadi di cekungan sedimen yang sumber hidrokarbon utama bagi perangkap- terdapat pada suatu ambang dari laut terbuka, perangkap minyak bumi yang ada di Cekungan dengan sedimentasi yang cepat, dibarengi dengan Sumatra Tengah dan merupakan sedimen tertua penurunan. Setelah itu kita mendapatkan suatu urut berumur Paleogen (24-65 jtl). Sedimen syn-rift – urutan batuan serpih yang kaya akan zat organik Formasi Pematang ini diendapkan secara tidak dan berwarna hitam yang disebut batuan induk. selaras pada separuh graben yang berarah utara- selatan dan terdiri dari sedimen kipas aluvial, Waples (1985) membagi batuan induk mejadi tiga sungai, delta dan danau. jenis, yaitu: Menurut Heidrick dan Aulia (1993), dengan 1. Batuan induk efektif ditemukannya fosil ostracoda, gastropoda air Batuan sedimen yang telah membentuk dan tawar, spora, polen, dinoflagelata, alga dan dern mengeluarkan hidrokarbon. debris pada contoh batuan inti dan serbuk bor di 2. Mungkin batuan induk semua palung utama, serta dengan tidak hadirnya Batuan sedimen yang potensinya belum sama sekali foraminifera memberikan indikasi dievaluasi, tetapi mempunyai kemungkinan lingkungan pengendapan non-marin ada suasana untuk membentuk dan mengeluarkan lembab dan tropis. Batuan yang mendominasi hidrokarbon. adalah fanglomerat, konglomerat, batupasir, 3. Batuan induk potensial batulanau, batulumpur, batulempung dan serpih. Batuan sedimen pra-matang yang diketahui Kelompok Pematang dibagi menjadi ke dalam tiga dapat membentuk dan mengeluarkan formasi, mulai dari yang tertua adalah: hidrokarbon apabila tingkat kematangan termalnya cukup tinggi (mencapai oil- a. Formasi Lower Red Bed window/jendela minyak). Formasi ini terdiri dari batulempung, batulanau, batupasir arkose dan konglomerat Untuk menentukan batuan termasuk ke dalam yang diendapkan pada lingkungan darat batuan induk ada beberapa parameter yang harus dengan sistem pengendapan kipas alluvial dan dipenuhi oleh batuan tersebut, yaitu: berubah secara lateral menjadi lingkungan a. Kekayaan material organik. sungai dan danau. Formasi ini memiliki b. Tipe material organik. ketebalan sekitar 3000 kaki. c. Kematangan material organik. b. Formasi Brown Shale Formasi ini terdiri dari serpih berlaminasi baik, warna coklat sampai hitam dan kaya akan Kekayaan Material Organik material organik ciri dari lingkungan pengendapan danau dengan kondisi air yang Jumlah kandungan material organik dalam batuan tenang. Formasi dengan ketebalan lebih dari induk merupakan aspek penting untuk dievaluasi. 600 kaki ini diyakini sebagai penghasil minyak Konsentrasi minimum material organik yang hadir dan gas bumi yang terdapat di Cekungan dalam batuan harus dipenuhi agar dapat berubah Sumatra Tengah. menjadi hidrokarbon dan hidrokarbon tersebut c. Formasi Upper Red Bed dapat dikeluarkan melalui migrasi primer. Selain Formasi ini terdiri dari batupasir, konglomerat itu, jumlah minimum material organik harus dan serpih merah kehijauan yang diendapkan dipenuhi untuk suatu ketebalan dan pelamparan di lingkungan danau. batuan tertentu, agar jumlah ekonomis hidrokarbon tercapai. Peters dan Cassa (1994) menggunakan hasil analisis TOC dan pirolisis Rock-Eval sebagai “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran parameter penentu potensi atau kekayaan material Tabel 1 Parameter geokimia dalam analisis organik (Tabel 1). potensi dan kekayaan material organik pada batuan induk pra-matang (Peters dan Cassa, 1994). Material Organik Bitumenc HK Potensi TOC Pirolisis Rock-Eval Hidrokarbon (% berat) (ppm) (ppm) (% berat) S a S b 1 2 Buruk 0-0,5 0-0,5 0-2,5 0-0,05 0-500 0-300 Sedang 0,5-1 0,5-1 2,5-5 0,05-0,10 500-1000 300-600 Baik 1-2 1-2 5-10 0,10-0,20 1000-2000 600-1200 Sangat Baik 2-4 2-4 10-20 0,20-0,40 2000-4000 1200-2400 Istimewa >4 >4 >20 >0,40 >4000 >2400 aS hidrokarbon bebas (migas) yang dinyatakan dalam mg HK/g batuan (data pirolisis). 1 bS potensi hidrokarbon yang dapat dikeluarkan, dalam mg HK/g batuan (data pirolisis). 2 c Bitumen, hasil analisis C extracable organic matter (EOM). 15+ Tipe Material Organik Penentuan tipe material organik merupakan hal Tabel 2. Parameter penentuan tipe kerogen dan yang sama pentingnya dengan evaluasi kekayaan produk yang dihasilkan pada puncak kematangan material organik. Hal tersebut berdasarkan pada (Peters dan Cassa, 1994). kenyataan bahwa perbedaan tipe material organik HI Produk Utama akan menghasilkan fraksi hidrokarbon berbeda. Hasil analisis geokimia dari data pirolisis, dapat Tipe (mg pada Puncak S2/S3 dijadikan parameter dalam menentukan tipe Kerogen HC/g Kematangan kerogen dan produk hidrokarbon yang akan TOC) Minyak dihasilkan pada puncak kematangan (Peters dan I > 600 >15 Minyak Cassa, 1994). Parameter data pirolisis yang digunakan untuk penentuan tipe hidrogen adalah II 300 – 10 – Minyak indeks hidrogen (HI) dan rasio antara S terhadap 600 15 2 S (Tabel 2). 3 II / III 200 – 5 – 10 Minyak dan Gas Diagram van Krevelen, pada awalnya digunakan 300 untuk menentukan tipe kerogen dalam batubara III 50 – 1 – 5 Gas berdasarkan perbandingan atom H/C dengan O/C, 200 kemudian dikembangkan untuk menentukan tipe batubara dan penyebaran kerogen dalam batuan IV < 50 < 1 Tidak Ada sedimen (Tissot dan Welte, 1984). Selanjutnya, diagram van Krevelen digunakan Peters dan Cassa (1994) untuk menentukan tipe kerogen dan Kematangan Material Organik kecenderungan produk yang dihasilkan Evolusi termal (pematangan) kerogen dalam berdasarkan rasio indeks hidrogen (HI) dan indeks batuan induk secara fisika dan kimia sama dengan oksigen (OI) yang diperoleh dari data pirolisis. proses pembatubaraan (coalification). Peningkatan “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran pembebanan sedimen akan menaikkan suhu secara bitumen didapat dari data kromatografi gas (GC) progresif, akibatnya akan terjadi perubahan fisika dan kromatografi gas spektrometri massa (GC- dan kimia dari lignit menjadi bitumen yang pada MS). akhirnya akan membentuk antrasit (Thomas, Kompilasi hasil analisis reflektansi vitrinit, nilai 2002). T dan indeks produksi data pirolisis Rock-Eval, maks Kematangan diperlukan untuk mengetahui apabila dapat diaplikasikan untuk mengetahui tingkat suatu batuan induk telah memasuki jendela kematangan suatu batuan. Parameter geokimia minyak. Batas jendela minyak ini sangat dalam penentuan fasa kematangan termal menurut tergantung pada tipe material organiknya. Pada Peters dan Cassa (1994) dapat dilihat pada Tabel 3 umumnya jendela minyak dicapai pada nilai Ro berikut ini: sekitar 0,6%. Penentuan kematangan dari fraksi Tabel 3. Parameter geokimia dalam penentuan fasa kematangan termal (Peters dan Cassa, 1994). Kematangan Genesa Stadium Kematangan Bitumen Ro Tmaks Bitumen Termal Migas TAI (mg/g PI (%) (º C) TOC batuan) 0,2 - 0,6 < 435 1,5 - 2,6 < 0,05 < 50 < 0,10 Belum Matang Awal Matang 0,6 - 435 - 445 2,6 - 2,7 0,05 - 0,10 50 - 100 0,1 - 0,15 0,65 0,65 - 445 - 450 2,7 - 2,9 0,10 - 0,25 150 - 250 0,25 - 0,4 Puncak 0,9 0,9 - 450 - 470 2,9 - 3,3 - - > 0,40 Akhir 1,35 > 1,35 > 470 > 3,3 - - - Lewat Matang Kerogen berbagai sumber, jadi hanya sedikit sekali kerogen yang terdiri atas satu macam maseral saja. Waples Kerogen merupakan bagian material organik dalam (1985) membagi kerogen menjadi empat tipe batuan sedimen yang tidak dapat larut dalam berdasarkan jenis maseralnya (Tabel 4), dan van pelarut organik biasa (Waples, 1985), sedangkan Krevelen membagi tipe kerogen berdasarkan rasio bagian yang larut disebut dengan bitumen. hidrogen dan oksigen (Gambar 6). Kerogen tidak larut karena molekulnya berukuran besar. Kerogen terdiri atas partikel yang berbeda-beda yang disebut maseral, suatu terminologi yang diambil dari petrologi batubara. Maseral adalah “mineral organik”, hubungannya terhadap kerogen sama dengan hubungan mineral terhadap batuan. Kerogen di dalam batuan sedimen tertentu terdiri atas banyak partikel yang seringkali berasal dari “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran Tabel 4. Tipe kerogen (Waples, 1985). TIPE MASERAL ASAL MATERIAL ORGANIK KEROGEN Alginit I Alga air tawar Eksinit II Polen, Spora Kutinit II Lapisan lilin tanaman Resinit II Resin tanaman Liptinit II Lemak tanaman, alga laut Vitrinit III Material tumbuhan tinggi (kayu, selulosa) Inertinit IV Arang, material tersusun-ulang yang teroksidasi Kerogen tipe ini berasal dari beberapa sumber, yaitu alga laut, polen dan spora, lilin dari daun, dan resin fosil. Selain itu, kerogen ini juga mengandung lemak dari sel bakteri. Berbagai macam sumber tersebut dikelompokkan ke dalam satu tipe karena sama-sama mempunyai kapasitas yang baik untuk menghasilkan minyak. Kerogen tipe II pada umumnya ditemukan dalam batuan sedimen yang diendapkan di laut pada kondisi reduksi. 3. Kerogen tipe III Kerogen tipe ini terdiri dari material organik darat yang hanya sedikit mengandung lemak atau zat lilin. Selulosa dan lignin adalah penyumbang terbesar pada kerogen tipe III. Kerogen tipe III mempunyai kapasitas Gambar 6. Diagram van Krevelen produksi hidrokarbon cair lebih rendah (www.aapgbull.geoscienceworld.org) daripada kerogen tipe II, dan jika tanpa Berdasarkan analisis kimia, Institut Francais du campuran kerogen tipe II biasanya kerogen Petrole (IFP) membagi kerogen menjadi empat tipe III ini menghasilkan gas. Kerogen tipe III tipe yaitu: ini kaya akan struktur aromatik, dengan O/C cukup tinggi dan H/C yang relatif rendah, 1. Kerogen tipe I dapat dibandingkan dengan vitrinit dari Kerogen tipe ini sangat jarang ditemukan batubara. karena berasal dari alga danau. Kehadiran 4. Kerogen tipe IV kerogen tipe ini terbatas pada danau yang Kerogen tipe ini terdiri dari rombakan organik anoksik dan jarang didapatkan pada dan material yang teroksidasi yang berasal dari lingkungan laut. Kerogen tipe ini memiliki berbagai sumber. Kerogen ini biasanya tidak kapasitas yang tinggi untuk menghasilkan memiliki potensi menghasilkan hidrokarbon. hidrokarbon cair. 2. Kerogen tipe II Komposisi kerogen dipengaruhi oleh proses pematangan termal (katagenesis dan metagenesis) yang akan mengubah kerogen. Kerogen berubah “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran secara progresif selama proses pembebanan Produk yang dihasilkan adalah metana, sedimen (burial) menjadi molekul yang lebih kecil, hidrogen sulfida, dan nitrogen. pemanasan bawah permukaan menyebabkan terjadinya reaksi kimia yang memecahkan HASIL PENELITIAN sebagian fragmen kerogen menjadi molekul Penelitian ini dilakukan pada Sub-cekungan Aman minyak atau gas. Utara, Cekungan Sumatra Tengah. Penelitian Tahapan perubahan kerogen tersebut menurut evaluasi batuan induk terfokus pada Formasi Bordenave (1993) adalah: Brown Shale (Kelompok Pematang). Ada lima buah sumur untuk analisis dan evaluasi batuan 1. Diagenesis awal induk, pada beberapa sumur dibahas juga formasi- Proses ini ditandai oleh hilangnya nitrogen dan formasi dari Kelompok Pematang lainnya seperti sulfur pada kedalaman beberapa meter. Formasi Lower Red Bed dan Formasi Upper Red 2. Diagenesis Bed. Proses ini ditandai oleh hilangnya oksigen, Pada umumnya data geokimia yang digunakan karbon mono- dan dioksida, serta sejumlah berupa data evaluasi pirolisis batuan (Rock-Eval kecil material yang mengandung oksigen pada pyrolysis), kandungan material organik (%TOC), suatu zona kedalaman dengan temperatur di analisis reflektansi vitrinit (Ro%). bawah 70 - 80°C. 3. Katagenesis Potensi Batuan Induk Proses ini ditandai oleh hilangnya semua hidrogen ke dalam bentuk hidrokarbon: Analisis potensi batuan induk mengacu kepada minyak berat terbentuk lebih dulu, kemudian klasifikasi potensi dan kekayaan material organik hidrokarbon yang lebih ringan, kondensasi, pada batuan induk pra-matang oleh Peters dan dan pada akhirnya terbentuk gas kering. Cassa, 1994. Analisis menggunakan metode TOC 4. Metagenesis dan evaluasi pirolisis batuan. Proses ini terjadi pada sedimen yang dalam, Hasil analisis potensi dan kekayaan batuan induk pada temperatur lebih dari 150°C. Pada tahap dapat dilihat pada Tabel IV.1 untuk parameter TOC ini terjadi penyusunan kembali fraksi aromatik. dan Tabel 5. untuk parameter evaluasi pirolisis batuan berikut ini: Tabel 5 Analisis potensi dan kekayaan material organik pada batuan induk pra-matang dengan parameter TOC (Peters dan Cassa, 1994). SUMUR FORMASI LITOLOGI TOC (wt %) KLASIFIKASI Batupasir, Lower Red Bed batulempung dan 0,31 – 4,63 Buruk - istimewa serpih SR-CAN Batulempung dan Sedang – baik Brown Shale 0,30 – 6,67 serpih sekali Brown Shale Serpih dan lanau 0,69 – 5,8 Sedang - istimewa Batupasir, serpih, SR-KEL Upper Red Bed lanau dan 0,05 – 1,5 Buruk - baik batulumpur SR-GUL Brown Shale Serpih 0,35 – 5,42 Buruk - istimewa “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan” Seminar Nasional Ke – III Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran Serpih, batupasir Buruk – sangat Upper Red Bed 0,18 – 3,93 dan lanau baik Batulempung, serpih, lanau, Lower Red Bed 0,19 – 4,45 Buruk – istimewa batupasir dan batulumpur SR-PET Batulempung, Brown Shale serpih, lanau dan 3,21 – 6,06 Baik – istimewa batupasir Serpih, lanau dan Upper Red Bed 0,19 – 2,17 Buruk – baik batupasir SR-SID Brown Shale Serpih dan lanau 0,9 – 4,29 Cukup – istimewa Tabel 6 Analisis potensi dan kekayaan material organik pada batuan induk pra-matang dengan parameter evaluasi pirolisis batuan (Peters dan Cassa, 1994). S1 + S2 S2 SUMUR FORMASI KLASIFIKASI (mgHC/g ) (mgHC/g ) Lower Red Bed 0,9 – 58,12 21,12 Sedang – baik sekali SR-CAN Brown Shale 0,76 – 40,77 18,83 Sedang – baik sekali Brown Shale 2,64 – 39 4,9 Sedang - istimewa SR-KEL Upper Red Bed 0,9 – 2,9 1,1 Buruk - baik Brown Shale 0,35 – 5,42 8,42 Baik SR-GUL Upper Red Bed 0,18 – 3,93 4,6 Cukup Lower Red Bed 0,98 – 11,26 3,65 Buruk – istimewa SR-PET Brown Shale 3,10 – 39,55 9,55 Baik – istimewa Upper Red Bed 0,62 – 8,93 7,6 Buruk – baik SR-SID Brown Shale 3,10 – 39,55 9,55 Cukup – istimewa Hasil analisis menunjukkan secara umum potensi untuk Formasi Brown Shale di beberapa sumur dan kekayaan material organik pada formasi- terdapat klasifikasi yang istimewa, dan bila melihat formasi di daerah penelitian cukup baik, khusus potensi untuk menghasilkan hidrokarbon yaitu “Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”

Description:
sebagau landasan Cekungan Sumatra Tengah, yang dapat dibagi menjadi tiga ditemukannya fosil ostracoda, gastropoda air tawar, spora, polen
See more

The list of books you might like

Most books are stored in the elastic cloud where traffic is expensive. For this reason, we have a limit on daily download.