Download - Tugas Geokimia Hidrokarbon
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
TUGAS
GEOKIMIA HIDROKARBON
Disusun Oleh :
Muhammad Frasetio Pambudi
21100112130042
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS DIPONEGORO
SEMARANG
MEI 2015
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
ANALISIS BATUAN INDUK SUMUR DIPA -1 DAN DIPA -5 DI
CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
1. Geologi Regional
Cekungan Sumatera Selatan terbentuk dalam wilayah Indonesia bagian
barat dan merupakan salah satu cekungan sedimen belakang busur Tersier yang
berada pada zona antara Paparan Sunda dan busur dalam volkanik. Secara
umum daerah penelitian termasuk dalam Cekungan Sumatera Selatan, Sub-
Cekungan Jambi, yang berada di sayap utara Depresi Jambi (de Coster, 1974).
Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan Tersier berarah
baratlaut-tenggara yang dibatasi Sesar Semangko dan Bukit Barisan di sebelah
baratdaya, timur laut oleh Paparan Sunda, Tinggian Lampung di sebelah
tenggara yang memisahkan cekungan tersebut dengan cekungan Sunda, serta
Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh di sebelah baratlaut yang
memisahkan Cekungan Sumatera Selatan dengan Cekungan Sumatera Tengah.
Pola perkembangan tektonik Cekungan Sumatera Selatan sangat
dipengaruhi oleh sesar mendatar dekstral Sumatera yang terjadi akibat
subduksi Lempeng Hindia terhadap Lempeng Mikro Sunda. Cekungan ini
sendiri terbentuk oleh pola-pola tektonik mendatar konvergen selama
orogenesa Kapur Akhir-Tersier Awal yang menghasilkan pull-apart basins (de
Coster, 1974).
Daerah Jabung dan seluruh Sub-Cekungan Jambi merupakan target
besar dalam eksplorasi sejak tahun 1990. Daerah ini merupakan bagian dari
cekungan sedimentasi Tersier Sumatera Selatan yang merupakan salah satu
fokus eksplorasi gas disamping aktivitas eksplorasi minyak bumi yang sudah
dalam kategori sebagai lahan matang. Penemuan hidrokarbon hampir
seluruhnya diperoleh dari perangkap struktural (konvensional). Pencarian
prospek konvensional saat ini menjadi semakin sulit, terutama prospek-
prospek berskala besar. Bertindak sebagai batuan reservoir utama adalah
batupasir Formasi Talang Akar, batupasir Formasi Gumai, batupasir Formasi
Air Benakat, obyek pra-Formasi talang Akar, dan batuan dasar yang saat ini
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
merupakan obyek baru untuk eksplorasi gas. Batuan metasedimen pra-Talang
Akar disetarakan dengan Formasi Lahat sedangkan batuan dasar umunya
berupa reservoir rekah, batuan beku, dan metamorfik. Secara konvensional
pemahaman batuan induk di Sub-Cekungan Jambi berasal dari serpih/lempung
Formasi Talang Akar. Mekanisme pemerangkapan dan migrasi dikontrol oleh
aktivitas tektonik yang menghasilkan perlipatan, patahan, dan konfigurasi
batuan dasar terutama pada Plio-Peistosen.
Gambar 1. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan (De Coaster, 1974)
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
Gambar 2. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan (De Coaster, 1974)
2. Karakteristik Formasi
Pemboran yang dilakukan meliputi 3 formasi yaitu Formasi Gumai ,
Formasi Baturaja dan Formasi Talang Akar,berikut penjelasan dari masing
masing formasi:
a. Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar terdiri dari batulanau, batupasir dan sisipan
batubara yang diendapkan pada lingkungan laut dangkal hingga transisi.
Menurut Pulunggono, 1976, Formasi Talang Akar berumur Oligosen Akhir
hingga Miosen Awal dan diendapkan secara selaras di atas Formasi Lahat.
Bagian bawah formasi ini terdiri dari batupasir kasar, serpih dan sisipan
batubara. Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir
dan serpih. Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar antara 400 m 850 m.
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
b. Formasi Baturaja
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Fm. Talang Akar
dengan ketebalan antara 200 sampai 250 m. Litologi terdiri dari
batugamping, batugamping terumbu, batugamping pasiran, batugamping
serpihan, serpih gampingan dan napal kaya foraminifera, moluska dan
koral. Formasi ini diendapkan pada lingkungan litoral-neritik dan berumur
Miosen Awal.
c. Formasi Gumai
Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas Formasi Baturaja
dimana formasi ini menandai terjadinya transgresi maksimum di Cekungan
Sumatera Selatan. Bagian bawah formasi ini terdiri dari serpih gampingan
dengan sisipan batugamping, napal dan batulanau. Sedangkan di bagian
atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.Ketebalan formasi
ini secara umum bervariasi antara 150 m - 2200 m dan diendapkan pada
lingkungan laut dalam. Formasi Gumai berumur Miosen Awal-Miosen
Tengah.
3. Kualitas dan Kuantitas
Kualitas dari batuan induk dapat dilihat dari nilai TOC (Total Organic
Carbon), semakin besar nilainya maka semakin bagus kualitasnya, nilai
minimum TOC suatu batuan untuk membentuk hidrokarbon adalah 0,5 %.
Berdasarkan hasil dari cross section pada hasil analisis geokimia di dua sumur
tersebut Formasi yang memiliki potensi hidrokarbon yang baik yaitu terdapat
pada formasi Lower Talang Akar Formation yang terlihat pada sumur Dipa
5 dengan produk yang dihasilkan berupa gas dan kekayaan dari material
organiknya fair - good dan juga Lower Gumai Formation pada sumur Dipa -5
dengan produk yang dihasilkan berupa oil & gas dan kekayaan dari material
organiknya fair.
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
(a) (b)
Gambar 3.(a) diagram TOC vs PY yang menunjukan kekayaan serta potensi
hidrokarbon (b) diagram TOC vs HI yang menunjukan produk yang dihasilkan dan
kekayaan hidrokarbon
Kuantitas dari hidrokarbon yang dihasilkan dilihat dari nilai Hidrogen
Indexnya, semakin banyak komposisi Hidrogennya maka produk yang
dihasilkan semakin banyak, menurut Waples (1985) nilai Hydrogen index
dibawah 150 mg HC/TOC dapat menghasilkan gas dalam jumlah kecil
sedangakan nilai Hidrogen index dibawah 191 mg HC/TOC dapat
menghasilkan minyak dan gas dalam jumlah kecil, berdasarkan diagram pada
gambar 3. Menunjukan bahwa formasi yang memiliki kuantitas terbesar dan
terbaik untuk mengasilkan hidrokarbon berupa minyak yaitu Lower Gumai
Formation dengan nilai Hydrogen Index 300 600 mg HC/TOC. Sedangkan
pada Lower Talang Akar Formation produk yang dihasilkan berupa gas
(dominan) karena nilai Hydrogen Index nya rendah berkisar 130 250 mg
HC/TOC.
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
4. Tipe Kerogen dan Lingkungan Pengendapan
Lingkungan pengendapan dan asal material organik terutama dapat
dilihat dari tipe kerogennya, pembagiaanya menjadi tipe I, tipe II dan tipe
III.
Secara keseluruhan tipe kerogennya berkisar pada tipe II dan tipe
III. Tipe II itu material organiknya berasal dari alga, kutikula, resin, spora
dan polen sedangkan tipe III asal material organiknya berasal dari tumbuhan
darat yang dicirikan dengan hydrogen contents yang rendah. Berdasarkan
prospeksi formasi sebelumnya yang sudah lebih fokus pada 2 formasi utama
yaitu Lower Talang Akar Formation (LTAF) dan Lower Gumai Formation
(LGUF). Bila dilihat dari tipe kerogennya maka pada LGUF termasuk
kedalam tipe II sampai tipe III sedangkan pada LTAF dominan termasuk
kedalam tipe III. Bila dikaitkan dengan jenis litologinya memang pada
LTAF litologinya berupa batupasir kasar, serpih dan batubara dan pada
LGUF litologinya berupa serpih gampingan. Untuk lingkungan
pengendapannya sendiri pada formasi LTAF diendapkan di daerah
terrestrial sampai deltaic sedangakn pada LGUF lebih menjorok lagi ke
arah shelf hal ini didukung terutama oleh nilai dari Hydrogen Index yang
tinggi.
Gambar 4. Asal material organik berdasarkan tipe kerogen
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
Gambar 5. Diagram Indeks Hidrogen Vs Indeks Oksigen
Selain itu, penentuan lingkungan pengendapan dapat dikorelasikan
dengan model dari (Brooks,1985) seperti pada gambar 6, dimana bila
dihubungkan dengan data yang dimiliki maka lingkungan pengendapan
untuk LTAF yaitu berada di daerah lagoonal, deltaic dan coastal swamp.
Untuk LGUF lingkungan pengendapannya yaitu berada di daerah shelf.
Gambar 6. Lingkungan Pengendapan (Brooks,1985)
LTAF LGUF
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
5. Kematangan batuan induk
Kematangan batuan induk terutama dapat dilihat dari nilai
temperatur (Tmax), kisaran suhu suatu hidrokarbon dikatakan matang yaitu
sekitar 435 465 derajat celcius lebih dari itu atau kurang dari itu maka
hidrokarbon dinyatakan terlalu matang dan belum matang.
Secara umum hidrokarbon pada setiap formasi belum matang
berdasarkan diagram vitrinite reflectance vs kedalaman kecuali pada
diagram Tmax vs HI hanya formasi LTUF saja yang sudah matang,
sehingga dapat disimpulkan bahwa antara formasi LTUF dan LGUF untuk
parameter kematangan lebih baik LTUF karena sudah matang meskipun itu
hanya dilihat dari diagram Tmax vs HI tapi diagram inilah yang paling
representatif dalam penentuan kematangan suatu batuan.
(a) (b)
Gambar 7. Diagram yang menunjukan kematangan batuan induk (a)Diagram Ro Vs Depth (b)
diagram Tmax vs HI
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
6. Migrasi
Kembali pada penciri awal yang menunjukan terjadinya migrasi yaitu ada
beberapa seperti :
1. Nilai S1 tinggi
2. Tmax Rendah
3. Nilai S1/%TOC tinggi
4. Nilai S1/ (S1+S2) tinggi
Berdasarkan parameter tersebut dapat dicocokan dengan gambar 8, dapat
disimpulkan bahwa belum terjadi migrasi baik itu migrasi masuk masuk maupun
migrasi keluar, hal ini dikarenakan parameter parameter untuk terjadinya suatu
migrasi belum tercapai.
Gambar 8. Diagram HI Vs OPI
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
Gambar 9. Diagram Dipa -1
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
Gambar 10. Diagram Dipa -5
-
MUHAMMAD FRASETIO PAMBUDI (21100112130042) 2015
7. Kesimpulan
Berdasarkan hasil dari perbandingan antara beberapa diagram dapat
disimpulkan menjadi 2 kesimpulan utama :
1. Lower Gumai Formation memiliki kekayaan organic fair, produk yang
dihasilkan berupa oil & gas, Hydrogen Index 300 600 mg HC/TOC,
tipe kerogen dari LGUF termasuk kedalam tipe II sampai tipe III,
lingkungan pengendapan LGUF yaitu berada di daerah shelf.
Hidrokarbonnya belum matang.
2. Lower Talang Akar Formation memiliki kekayaan organic fair good,
produk yang dihasilkan berupa gas, Hydrogen Index 130 250 mg
HC/TOC, tipe kerogen dari LTAF termasuk kedalam tipe III,
lingkungan pengendapan LTAG berada di daerah deltaic.
Hidrokarbonnya sudah matang
Sehingga untuk yang paling prospek pengembangannya untuk saat ini yaitu
Lower Talang Akar Formation, meskipun produk yang dihasilkannya hanya berupa
gas namun hidrokarbonnya sudah matang (berdasarkan Tmax).