bab i pendahuluan -...

1

Pengelompokan Kekerabatan Geokimia Minyak Dan Gas Pada Lapangan Tiaka, Matindok,

Donggi, Senoro, Dan Sekitarnya Di Cekungan Banggai Sulawesi Tengah

BAB I

PENDAHULUAN

I.1. Latar Belakang Penelitian

Kondisi geologi bawah permukaan merupakan hal yang penting

diketahui untuk memudahkan dalam eksplorasi hidrokarbon baik minyak

maupun gas. Geokimia adalah salah satu ilmu yang berperan penting

dalam eksplorasi maupun produksi hidrokarbon. Untuk mengetahui

keadaan geologi bawah permukaan dapat menggunakan metode evaluasi,

deskripsi dari pengambilan sampel serta interpretasi. Penerapan metode-

metode dalam geokimia antara lain adalah untuk mengetahui jenis minyak

ataupun gas, potensi batuan induk atau jalur migrasi.

Cekungan Banggai merupakan daerah yang mempunyai potensi

hidrokarbon dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon dengan

penemuan lapangan minyak lepas pantai yaitu lapangan Tiaka dan

beberapa lapangan gas di darat yaitu lapangan Matindok, Minahaki,

Donggi dan Senoro. Cekungan ini merupakan cekungan foreland/

cekungan di depan zona benturan yang memanjang dengan arah relatif

Timur Laut-Barat Daya meliputi sebagian daratan di Lengan Timur

Sulawesi dan daerah lepas pantai di daerah kepulauan Banggai-Sula.

Cekungan Banggai memiliki luas area sebesar 17.020 km2, dengan luas di

daratan sebesar 2.083,03 km2 dan luas area lepas pantai sebesar 14.936,97

km2, mempunyai ketebalan cekungan sedimen 600 – 3000 m serta

kedalaman cekungan 0-3000 m.

Terdapatnya hidrokarbon di Cekungan Banggai menjadi dasar

untuk dilakukannya penerapan metode-metode geokimia antara lain

pengelompokkan kekerabatan minyak dan gas serta karakterisasinya,

dimana karakterisasi geokimia minyak dan gas dapat di gunakan untuk

mengetahui terdapat berapa banyak kelompok kekerabatan minyak

dan/atau gas disuatu wilayah atau cekungan yang dapat memberikan

gambaran tentang distribusi minyak dan gas serta karakter juga tipe

2



genetiknya yang ada di daerah penelitian. Kasus ini dipilih mengingat

pemboran di cekungan Banggai telah menghasilkan hidrokarbon dan

daerah penelitian merupakan lokasi yang menarik untuk dipelajari karena

sejak sekitar tiga puluh tahun yang lalu aktifitas eksplorasi telah dilakukan

di daerah penelitian ini.

Batuan Tersier di Cekungan Banggai (Blok Tomori) sepanjang

pantai Sulawesi merupakan karbonat yang berumur Paleogen dilapisi

dengan Miosen shelf dan gamping terumbu Miosen. Lapisan atas sedimen

Pliosen mengandung lempung merupakan regional seal yang bagus. Pada

awal tahun 1985, gas dan minyak ditemukan pada terumbu karbonat yang

berumur Oligosen-Miosen di lepas pantai lapangan Tiaka yang terletak

kira-kira 90 km Baratdaya lapangan Minahaki. Penemuan selanjutnya

adalah gas pada lapangan Minahaki. Batuan induk yang mungkin di

Cekungan Banggai termasuk serpih karbonat yang berumur Miosen

bawah, batugamping lempungan, batugamping bituminous yang berumur

Eosen dan serpih (Kartaadiputra and Samuel, 1988 dalam Peters et al.,

1999). Batuan induk yang lebih dalam berumur Mesozoik kemungkinan

juga dapat ditemukan (Peters et al., 1999).

Batuan induk marine Jurassic potensial juga hadir di wilayah Banggai-

Sula di Sulawesi Timur (Robinson, 1987).

I.2. Rumusan Masalah

Terkait dengan eksplorasi hidrokarbon, analisis geokimia

merupakan salah satu metode untuk mengevaluasi potensi batuan induk

penggenerasi hidrokarbon, kekerabatan minyak dan gas serta jalur-jalur

migrasi hidrokarbon.

Keberadaan minyak dan gas di Cekungan Banggai dibuktikan dengan

beberapa pengeboran yang sudah dilakukan merupakan dasar untuk

dilakukannya analisis geokimia mengenai karakterisasi minyak dan gas

serta aplikasinya terhadap sistem hidrokarbon, sehingga dari hasil

3



analisis yang dilakukan dapat memberikan gambaran mengenai sistem

hidrokarbon yang bekerja pada daerah tersebut.

Berdasarkan hasil studi yang dilakukan oleh Geological Research

Development Center (GRDC) pada tahun 2003 didapatkan informasi

dari 5 sampel crude oil yang dikumpulkan dari Kolo-Kolo memiliki ciri

yang sama, sehingga diinterpretasikan bahwa crude oil tersebut

dihasilkan dari satu sumber atau dengan kata lain memiliki satu

kekerabatan minyak.

Dari hasil studi tersebut juga menunjukkan semua minyak atau

kondensat yang pernah ditemukan pada Blok Matindok selalu

mengandung oleanana (merupakan biomarker yang menunjukkan umur

tersier) dan belum pernah ada minyak tanpa kandungan oleanana, namun

kemudian dijumpai adanya kemiripan antara minyak bumi dan batuan

Pra-Tersier berdasarkan biomarker sterana, sehingga perlu dilakukan

evaluasi dari hasil analisis geokimia yang telah dilakukan untuk

mengetahui apakah minyak yang terdapat di sekitar lokasi penelitian

berasal dari campuran antara Tersier dan Pra-Tersier atau ada proses lain

serta bagaimana hubungan kekerabatannya .

I.3. Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian ini adalah:

1. Mengetahui batuan induk penghasil hidrokarbon di sekitar lokasi

penelitian, apakah berumur Tersier, Pra-Tersier atau campuran antara

keduanya.

2. Mendapatkan informasi mengenai hubungan kekerabatan minyak (family

oil) di daerah penelitian.

3. Mendapatkan informasi mengenai tipe genetika gas di daerah penelitian

dengan melakukan evaluasi geokimia berdasarkan optimalisasi dari

berbagai data hasil analisis laboratorium geokimia yang telah dilakukan

sebelumnya di daerah penelitian.

4



I.4. Lokasi Penelitian

Lokasi daerah yang akan dilakukan penelitian merupakan Wilayah kerja

JOB Pertamina Medco EP Tomori dan Pertamina EP yang terletak di

Cekungan Banggai.

JOB

I.5. Batasan Penelitian

Pembahasan dalam penelitian geologi dan geokimia pada daerah

penelitian meliputi:

1. Geologi daerah penelitian yang terdiri dari litologi dan stratigrafi

yang melewati sumur-sumur di daerah penelitian.

Gambar 1.1.: Blok Matindok (dioperasikan oleh Pertamina EP ) dan

Blok Senoro-Toili yang dioperasikan oleh JOB Pertamina-Medco

(JOB Pertamina Medco EP Tomori Sulawesi – LAPI ITB, 2008).

5



2. Evaluasi dari batuan sedimen yang menjadi batuan induk meliputi

umur dan lingkungan pengendapan.

3. Penggambaran klasifikasi minyak dan genetik tipe gas di sekitar

lapangan Tiaka dan Senoro pada daerah penelitian.

4. Penelitian ini menggunakan data geokimia dari sampel minyak, oil

seep dan kondensat yang didukung oleh data dan hasil analisis

geologi dan geofisika yang sudah ada di daerah penelitian. Namun,

tidak semua hasil pemboran sumur-sumur di daerah penelitian

memiliki data geokimia yang lengkap untuk melakukan analisis

kekerabatan minyak, umur batuan penghasil hidrokarbon ataupun

analisis genetika gas.

I.6. Luaran Penelitian

Penelitian ini diharapkan dapat memberikan luaran, meliputi :

- Penentuan umur batuan induk penghasil hidrokarbon

- Identifikasi dari kelompok kekerabatan minyak (oil grouping)

- Klasifikasi dan peta tipe genetika gas (genetic type gas)

I.7. Peneliti Terdahulu

1. Koesoemadinata (2006), yang melakukan evaluasi review geologi di

wilayah Matindok menyampaikan bahwa:

• Batuan induk di lokasi ini merupakan masalah yang belum dapat

terpecahkan.

• Dari pendapat yang ada, batugamping dan lempung dari Formasi

Tomori dan Matindok merupakan batuan induk yang utama.

• Korelasi source dengan minyak dari batuan yang berumur Pre-

Tersier (Formasi Bobong dan Buya) ke oil seep dekat Kolo

menunjukkan korelasi yang positif. Kehadiran oleanana dalam oil

6



seep dan data geokimia dari sumur-sumur Senoro menunjukkan

adanya source yang bercampur.

• Kurangnya kandungan minyak pada beberapa sumur offshore

(Maleo-1 dan Maleo Besar-1) disebabkan karena keterbatasan

batuan induk yang matang dan luas kitchen atau tidak adanya

hidrokarbon yang cukup untuk mengisi closure yang ada pada

onshore sampai spill point untuk bermigrasi ke offshore closure.

• Kekurangan hidrokarbon yang ditunjukkan pada sumur eksplorasi

Rangkong-1 seharusnya tidak menghalangi prospektivitas dari

Rangkong atau Cekungan Balantak, yang dipertimbangkan sebagai

cekungan terpisah dari Cekungan Tomori

• Kehadiran gas di sumur-sumur Britoil Loku-1 dan Alpha

menunjukkan kehadiran batuan induk Pre-Tersier.

• Direkomendasikan untuk melakukan studi regional pada batuan

Pre-Tersier berdasarkan singkapan termasuk singkapan yang ada

pada pulau Sula, studi tersebut harus dapat merekonstruksi

paleogeography dari formasi-formasi Pre-Tersier, menunjukkan

facies dan distribusi ketebalannya termasuk rekonstruksi

palinspastic dari singkapan pada jalur sesar naik dan

mengimplementasikan model evolusi tektonik cekungan benua

Australia agar diterapkan dalam rekostruksi paleogeografi dan

skema tektono stratigraphy serta merekomendasikan survey

regional gravity yang lebih detil untuk keseluruhan wilayah

Cekungan Banda Sula baik onshore maupun offshore.

2. Subroto (2008), menyampaikan beberapa hasil penelitian dari

beberapa peneliti terdahulu, antara lain:

- Geoservices (2001), yang melakukan evaluasi pada sumur

Senoro-2 memberikan informasi bahwa:

• Semua interval sedimen yang ditembus oleh sumur Senoro-2

belum matang yang ditunjukkan oleh rendahnya gradient

7



vitrinite reflectance (Ro). Nilai Ro 0,5% diamati pada

kedalaman 7200 feet dan Ro = 0,7 (mulai matang atau

permulaan pembentukan minyak) ditemukan pada

kedalaman sekitar 11,300 feet.

• Hasil analisis sebuah sampel kondensat dan 42 sedimen

menunjukkan bahwa kondensat diperkirakan berasal dari

batuan induk yang dicirikan oleh calcareous marine clastic,

diendapkan pada lingkungan yang mengandung isotop

karbon berat.

Sofer Plot of Carbon Isotope DataSenoro-2

-33 -32 -31 -30 -29 -28 -27 -26 -25 -24 -23 -22 -21 -20 -19 -18 -17

-32

-31

-30

-29

-28

-27

-26

-25

-24

-23

-22

-21

-20

-19

-18

-17

-16

DST-1

6588-6598 ft

Tomori Fm.

7770-7780 ft

7850-7860 ft

8110-8180 ft

¹³C Saturates (ppt)

¹³

C A

rom

ati

cs (

pp

t)

*Source Implications after Sofer, 1984

*Terrigenous

*Algal

(Marine or Non-marine)

*Mixe

d sourc

ing

duplicateanalyses

Sofer's Canonical

Value (Cv) = 0.47

Sediments at Peleng Island

Oils from Tomori

Sofer Plot of Carbon Isotope DataSenoro-2

-33 -32 -31 -30 -29 -28 -27 -26 -25 -24 -23 -22 -21 -20 -19 -18 -17

-32

-31

-30

-29

-28

-27

-26

-25

-24

-23

-22

-21

-20

-19

-18

-17

-16

DST-1

6588-6598 ft

Tomori Fm.

7770-7780 ft

7850-7860 ft

8110-8180 ft

¹³C Saturates (ppt)

¹³

C A

rom

ati

cs (

pp

t)

*Source Implications after Sofer, 1984

*Terrigenous

*Algal

(Marine or Non-marine)

*Mixe

d sourc

ing

duplicateanalyses

Sofer's Canonical

Value (Cv) = 0.47

Sediments at Peleng Island

Oils from Tomori

• Kematangan sampel kondensat diragukan tetapi

berdasarkan data yang tersedia diperkirakan berasal dari

batuan induk yang memiliki kematangan tidak tinggi,

sekitar 0.8 – 0.9 % Ro.

Gambar 1.2. Plot data isotop karbon yang memperlihatkan (DST-1)

mengandung karbon isotope berat (Geoservices, 2001 dalam Subroto, 2008)

8



• Interpretasi elemen biomarker menunjukkan kemiripan

antara biomarker kondensat dengan sedimen dari Formasi

Tomori.

- Geological Research and Development Center (2003) yang

melakukan evaluasi pada beberapa sedimen dari onshore dan

offshore pulau Sulawesi dan Peleng dan crude oil seepages dari

onshore pulau Sulawesi menyampaikan bahwa:

• Lima sampel minyak yang dihasilkan dari Kolo-Kolo

memiliki kemiripan sehingga diinterpretasikan dihasilkan

dari satu sumber atau memiliki satu family dimana sampel

Gambar 1.3. Korelasi batuan induk dengan minyak menggunakan

biomarker triterpane (m/z 191). Crude oil cenderung berkorelasi dengan

sedimen dari Formasi Tomori (Geoservices, 2001 dalam Subroto, 2008)

9



sedimen tersebut menyatakan adanya kontribusi dari material

tumbuhan tingkat tinggi.

• Batuan induk penghasil hidrokarbon diasumsikan diendapkan

pada deltaic marine dan lacustrine dengan lingkungan anoxic

yang kaya akan material lempung.

• Berdasarkan biomarker sterana, sebagian besar sedimen dari

Formasi Bobong dan Nambo/ Buya (Pre-Tersier) menunjukkan

tipe yang mirip dengan minyak yang terekspose, namun

sedimen Jurassic menunjukkan level belum matang sampai

kematangan awal. Hal ini menunjukkan bahwa batuan induk

dengan level kematangan yang cukup dapat menjadi sumber

minyak dan tidak ada hubungan karakteristik material organik

Gambar 1.4. Lokasi kumpulan sampel hidrokarbon cair dan sampel sedimen

(GRDC, 2003 dalam Subroto, 2008)

10



yang diketahui antara sedimen tersier dan minyak. Kemudian

berdasarkan biomarker triterpane, minyak dihasilkan dari

batuan induk yang lebih muda dari Formasi Jurassic.

Kesimpulan ini menggambarkan mungkin karena kehadiran

oleanana pada semua sampel crude oil yang dianalisis dimana

biomarker oleanana tidak ada pada sedimen Mesozoic. Dalam

hal ini dinyatakan benar berdasarkan biomarker sterana yang

menunjukkan crude oil berkorelasi dengan sedimen yang

berumur Jurassic sejak keduanya mengandung diasterane yang

berlimpah. Bandingkan dengan sedimen Tersier, terdapat

perbedaan yang signifikan dalam diasterane antara sedimen dan

crude oil. Crude oil relatif mengandung diasterane yang

berlimpah menunjukkan bahwa batuan induk diendapkan pada

sistem lingkungan marine yang kaya akan lempung atau deltaic

lacustrine yang tertutup. Disisi lain terdapat sampel sedimen

yang menunjukkan konsentrasi diasterane rendah

menunjukkan sedimen tersebut diendapkan pada marine atau

lacustrine dengan kandungan sedikit lempung. Namun

biomarker pada sedimen Jurassic tidak berkorelasi dengan

crude oil dan sedimen tersier yang berkorelasi dengan baik

sehingga apakah ada kemungkinan batuan induk Tersier dan

Pre-Tersier yang menghasilkan liquid hydrokarbon bercampur

dalam reservoir.

11



50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.00

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

24

20

23

18

2219

Tx

14

21

25

28

27

26

29

15

m/z 191Pentacyclic Triterpanes

55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.000

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

13

14

18

24Ts

D

19

OL

20

21Tx

22

23

G 24

25

26

27

28

29

30

3132 33

34

Oil seeps:

Peleng study

Mesozoic rocks:

Peleng study

with oleananes

no oleananes

50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.00

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

24

20

23

18

2219

Tx

14

21

25

28

27

26

29

15

50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.00

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.0050.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.00

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

24

20

23

18

2219

Tx

14

21

25

28

27

26

29

15


55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.000

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.0055.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.000

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

13

14

18

24Ts

D

19

OL

20

21Tx

22

23

G 24

25

26

27

28

29

30

3132 33

34

13

14

18

24Ts

D

19

OL

20

21Tx

22

23

G 24

25

26

27

28

29

30

3132 33

34

Oil seeps:

Peleng study

Mesozoic rocks:

Peleng study

with oleananes

no oleananes

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

43

45

44

50

47

48,49

46

51

54

39 40

41

42

52

53

Mesozoic rocks:

Peleng study

Oil seeps:

Peleng study

m/z 217Regular Steranes

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

51

39

52

40

54

47

43

53

41

42

44

45

46

4948

50

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.0046.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

43

45

44

50

47

48,49

46

51

54

39 40

41

42

52

53

Mesozoic rocks:

Peleng study

Oil seeps:

Peleng study


46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.0046.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

51

39

52

40

54

47

43

53

41

42

44

45

46

4948

50

Gambar 1.5. Mass fragmentogram yang memperlihatkan penyebaran m/z 191 untuk

sampel crude oil (atas) menunjukkan kehadiran oleanana yang merupakan biomarker

penunjuk adanya kontribusi tanaman tingkat tinggi (angiosperm) pada waktu akhir

Cretaceous. Sampel sedimen Mesozoic (bawah) memperlihatkan ketidakhadiran oleanana.

(GRDC, 2003 dalam Subroto, 2008)

Gambar 1.6. Mass fragmentogram yang memperlihatkan penyebaran sterane m/z 217 untuk

sampel crude oil (atas) dan sampel sedimen Mesozoic (bawah). Kedua sampel mengandung

diasterans yang relatif tinggi (GRDC, 2003 dalam Subroto, 2008).

12



Oil seeps:

Peleng study


46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

51

39

52

40

54

47

43

53

41

42

44

45

46

4948

50

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.0046.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

43

45

44 5047

48,49

4651

52

54

39 40

41

42

Lalengan Fm.:

Peleng study

Low diasteranes

Oil seeps:

Peleng study


46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.0046.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

51

39

52

40

54

47

43

53

41

42

44

45

46

4948

50

46.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.0046.00 48.00 50.00 52.00 54.00 56.00 58.00 60.00 62.00 64.00 66.00 68.00

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

43

45

44 5047

48,49

4651

52

54

39 40

41

42

Lalengan Fm.:

Peleng study

Low diasteranes

50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.000

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

24

20 23

18

22

19

OL

Tx

14

15

21

25

28

27

26

29


55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.000

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

13

14

18

24Ts

D

19

OL

20

21Tx

22

23

G 24

25

26

27

28

29

30

3132 33

34

Oil seeps:

Peleng study

Lalengan Formation

(Tertiary): Peleng

study

oleananes

oleananes

50.00 55.00 60.00 65.00 70.00 75.000

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

24

20 23

18

22

19

OL

Tx

14

15

21

25

28

27

26

29


55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.000

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

55.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.0055.00 60.00 65.00 70.00 75.00 80.000

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

300000

320000

340000

360000

13

14

18

24Ts

D

19

OL

20

21Tx

22

23

G 24

25

26

27

28

29

30

3132 33

34

13

14

18

24Ts

D

19

OL

20

21Tx

22

23

G 24

25

26

27

28

29

30

3132 33

34

Oil seeps:

Peleng study

Lalengan Formation

(Tertiary): Peleng

study

oleananes

oleananes

Gambar 1.7. Mass fragmentogram yang memperlihatkan penyebaran sterane m/z 217 untuk

sampel crude oil (atas) dan sampel sedimen Lalengan Tersier (bawah). Terdapat Perbedaan

konsentrasi diasteran pada kedua sampel (GRDC, 2003 dalam Subroto, 2008)

Gambar 1.8. Mass fragmentogram yang memperlihatkan penyebaran terpane m/z 191 untuk

sampel crude oil (atas) dan sampel sedimen Lalengan Tersier (bawah). Kedua sampel

mengandung oleanana (GRDC, 2003 dalam Subroto, 2008 )

13



- Lembaga Pengabdian dan Pemberdayaan Masyarakat-Institut

Teknologi Bandung (2004) yang melakukan analisis petroleum

system di wilayah Donggi menghasilkan informasi:

• Batuan induk di lokasi Donggi berasal dari Formasi Tomori

dan Matindok, mungkin juga Formasi Celebes Molasse.

• Berdasarkan modeling, Formasi Matindok dan Tomori pada

dalaman Tolo dan Balantak matang dengan Ro sekitar 0,7 –

1%, sehingga Formasi Celebes Molasse berada pada tahap

kematangan awal.

• Pembentukan minyak dimulai sejak 1 sampai 3,4 mya.

•

Gambar 1.9. Hasil model pseudo-well No. 1 dan 2 menunjukkan bahwa sedimen

Formasi Tomori telah matang juga beberapa formasi diatasnya

(LPPM-ITB, 2004 dalam Subroto, 2008)

14



• Dari model yang dihasilkan dalam analisis ini menunjukkan

kesesuaian kondisi antara kondisi paleo dengan saat ini adalah

ketika sesar N-S terjadi kebocoran dan sesar NE-SW mengalami

sealing.

Gambar 1.10. Hasil model menunjukkan bahwa minyak terbentuk sekitar 3.4 mya

(LPPM-ITB, 2004 dalam Subroto, 2008 )

Gambar 1.11. Model migrasi menunjukkan bahwa semua sesar di lokasi ini bocor/

leaking (LPPM-ITB, 2004 dalam Subroto, 2008 )

15



- Geotechnology Research Center-LIPI (2005) yang melakukan

analisis geologi dan geofisika di sekitar lokasi Matindok dengan

menggunakan metoda seismik dan gravity, menemukan adanya

fakta:

• Zona bayangan yang dianggap sebagai batas migrasi hidrokarbon

di lokasi Matindok disebabkan tidak adanya pengisian ke Timur

dan Tenggara karena terdapatnya sesar berarah NE-SW yang

menjadi penghalang hidrolik untuk hidrokarbon bermigrasi. Sesar

ini diinterpretasikan sebagai pengaktifan kembali sesar NE-SW

Mesozoic yang didominasi oleh pergerakan lateral kearah kiri dan

pergeseran yang searah kemiringan bidang sesar (dip slip).

• Sedimen Tersier yang menutupi cekungan Mesozoic terdiri dari

batuan beku dan metamorf sedangkan pada lokasi lainnya

mengandung sedimen Mesozoic non-metamorf.

• Kehadiran sedimen Mesozoic non-metamorf diharapkan dapat

menjadi batuan induk hidrokaron di daerah ini.

- Widiarto (2007), yang melakukan studi geokimia pada delapan

singkapan sedimen yang berumur Mesozoic dan lima sampel

minyak yang sebagian besar rembesan di lokasi Matindok,

menemukan data bahwa:

• Kandungan TOC untuk lima sampel sedimen kurang dari 1%,

tiga sampel yang lain mempunyai nilai TOC yang lebih tinggi

dari 1%, antara lain Hulu Nambo-4 = 1.08%, S. Kumbangi 1C =

26.46% dan S. Kumbangi 1D = 1.67%.

• S. Kumbangi 1C memiliki HI yang tinggi (557) menunjukkan

campuran tipe kerogen II atau I, S. Kumbangi 1D dan Hulu

Nambo-4 memperlihatkan nilai HI 269 dan 186 menunjukkan

campuran tipe kerogen III atau II serta berpotensial

menghasilkan minyak dan gas.

• Semua sedimen belum matang (Ro = 0,33 – 0,44%)

16



• Berdasarkan analisis pirolisis GC sampel Kolo Atas-1 dan Hulu

Nambo-4 merupakan batuan induk yang buruk dan cenderung

menghasilkan gas. Sedimen Hulu Nambo dan Kolo Atas

diperkirakan terendapkan pada lingkungan marine atau lacustrine.

• Sampel S. Kumbangi 1C dan 1D memperlihatkan kecenderungan

menghasilkan minyak yang diendapkan pada lingkungan delta,

terdiri dari material tumbuhan tingkat tinggi dan organisme laut.

• Empat dari lima sampel minyak terbiodegradasi dan lima sampel

minyak diperkirakan berasal dari satu family.

• Crude oil dihasilkan dari batuan induk yang memiliki kematangan

(Ro) 0,7 – 0.9% dan semua sampel crude oil mengandung oleanana

serta tidak ada korelasi antara sedimen dan crude oil.

• Material organik alga dan tumbuhan tingkat tinggi merupakan

kontributor yang utama. Konsentrasi tricyclic yang tinggi

menunjukkan proses migrasi yang lama.

Gambar 1.12. Penyebaran biomarker untuk lima sampel crude oil, kelima sampel tersebut

mengandung oleanana/ ditunjukkan dengan label OL dalam fragmentogram triterpane

(Widiarto, 2007 dalam Subroto, 2008)

17



3. Davies (1990), yang melakukan evaluasi geologi dan eksplorasi pada

Tomori PSC, Indonesia Timur menemukan adanya beberapa fakta

sebagai berikut:

• Berdasarkan nilai kandungan TOC, sedimen teridentifikasi

menjadi batuan induk pada Tomori PSC adalah Lower Platform

Limestone, Unit Klastik/Batubara dan Celebes Molasse.

Tabel 1.1. Kandungan Maksimum Karbon Organik

Batuan Subsurface Tomori Psc

Berdasarkan analisis kerogen pada batuan induk, dominan material

organik yang terkandung dalam sedimen terutama adalah vitrinite.

Batuan induk dapat menghasilkan hidrokarbon gas dan fluida.

Pengukuran kematangan yang dilakukan berdasarkan vitrinite

reflectance menunjukkan bahwa sedimen di daerah tersebut telah

mencapai kematangan yang tinggi untuk dapat menghasilkan

hidrokarbon.

18



Tabel 1.2. Prosentase Kerogen Dari Kandungan Maksimum

Karbon Organik

Crude oil mengandung komposisi isotop karbon yang berat dan

menunjukkan variasi yang cukup besar, berkisar dari -24.5ppt pada

Dongkala-1 sampai -20.5ppt di Minahaki-1. Sebagian besar tes gas

menunjukkan isotop ringan, dengan nilai -50ppt di Dongkala-1

sampai -62ppt di Mentawa-1, namun berbeda dengan Matindok yang

memiliki nilai isotop lebih berat yaitu -32ppt. Hal ini menunjukkan gas

pada sumur Matindok-1 berasal dari thermogenik, hal ini juga

didukung oleh prosentase kandungan C2+ sebesar 10%.

Prosentase komponen C2+ pada Dongkala-1 kurang dari 2%. Gas

pada Mantawa dan Minahaki memiliki kandungan C2+ 10% dan 14%

dianggap tidak hanya berasal dari thermogenik karena memiliki nilai

isotop ringan, gas tersebut merupakan campuran antara thermogenik

dan biogenik. Adanya kemiripan pada komposisi nilai isotop dapat

disimpulkan bahwa pembentukan gas tersebut merupakan proses yang

kompleks, dimana terdapat beberapa sumber gas dan salah satu dari

sumber tersebut telah menghasilkan lebih dari berbagai tingkat

kematangan.

19



• Minyak yang dihasilkan berasal dari sumber Tersier, diindikasikan

dengan kehadiran biomarker oleanana.

I.8. Manfaat Dan Keaslian Penelitian

Manfaat dari hasil penelitian ini secara umum adalah memperlihatkan

hasil evaluasi yang berkembang di lokasi penelitian untuk kekerabatan

minyak yang ada di daerah penelitian pada Cekungan Banggai

khususnya pada sumur-sumur di sekitar lapangan Tiaka, tipe genetika

gas yang ada di sekitar lapangan Matindok, Donggi dan Senoro, dimana

dari hasil penelitian ini dapat ditentukan umur dari batuan induk

penghasil hidrokarbon, jenis, fasies atau lingkungan pengendapan

batuan induk dan formasinya. Hasil penelitian dapat menjadi referensi

Gambar 1.13. Mass fragmentogram m/z 191 yang memperlihatkan penyebaran

biomarker triterpane pada crude oil dari Tiaka-1 dan Minahaki-1 serta ekstrak batuan

dari sumur Minahaki-1. Adanya oleanana hadir pada semua sampel (Davies, 1990).

20



dan dapat di ekstrapolasi untuk prediksi kandungan minyak atau gas

pada prospek-prospek yang belum di bor yang ada di sekitar daerah

penelitian yaitu Lapangan Tiaka, Matindok, Minahaki, Donggi dan

Senoro pada pada Cekungan Banggai.

Berdasarkan dari kajian pustaka dan literatur dari peneliti terdahulu,

penelitian ini belum pernah dilakukan dan merupakan pengembangan

dari hasil penelitian yang sudah dilakukan sebelumnya. Perbedaan

penelitian dalam tesis ini dengan hasil-hasil penelitian terdahulu

sebelumnya adalah:

1. Analisis kekerabatan minyak (family oil) di daerah penelitian

dilakukan secara lebih detil, dimana peneliti terdahulu

menyampaikan batuan induk di daerah penelitian berasal dari

lingkungan marine, sedangkan pada penelitian ini lebih didetilkan

lagi yaitu selain berasal dari marine juga terdapat dua jenis batuan

induk yaitu marine serpih dan marine karbonat berdasarkan hasil

analisis biomarker dari sampel oilseep, crude oil dan kondensat yang

ada di daeerah penelitian.

2. Berdasarkan hasil analisis peneliti terdahulu, batuan induk penghasil

hidrokarbon di daerah penelitian berasal dari Tersier (umur yang

lebih muda dari Formasi Jurassic), hal ini diindikasikan dengan

kehadiran biomarker oleanana pada semua sampel yang dianalisis,

pada penelitian ini penentuan umur batuan induk penghasil

hidrokarbon lebih di detilkan lagi dan tidak hanya berdasarkan

kehadiran biomarker oleanana saja tapi dengan menggunakan

perbandingan nilai indeks oleanana, yaitu jika rasio

Oleanana/(Oleanana+Hopana) > 0.2, menunjukkan batuan induk

Tersier, namun jika < 0.2 maka menunjukkan batuan induk berasal

dari Jurassic atau sumber lain yang lebih tua.

3. Untuk analisis genetik type gas di daerah penelitian, peneliti

terdahulu menyampaikan gas berasal dari termogenik dan biogenik

gas, namun pada penelitian ini untuk analisis genetik type gas di

21



daerah penelitian selain berasal dari biogenik dan termogenik,

namun untuk termogenik masih dapat dibedakan lagi yaitu yang

berasal dari cracking kerogen dan hasil cracking komponen minyak

berat (molekul NSO). Pada penelitian ini untuk analisis genetik type

gas di daerah penelitian juga di lengkapi dengan analisis tambahan,

yaitu hasil crossplot antara nilai δ13

C3 dengan δ13

C2 dan hasil

crossplot korelasi pembentukan hidrokarbon, temperatur dan

beberapa paleothermometers.

bab i pendahuluan -...

Documents