Jawaban UAS 2012/2013

Batas.

Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari beberapa sub-cekungan (Jatibarang, Ciputat, dan Pasir Putih yang masing-masing dipisahkan satu dengan yang lainnya oleh tinggian-tinggian (Pamanukan, Rengasdengklok, Tangerang, dan Arjawigangun). Hydrocarbon  yang ditemukan di Cekungan Jawa Barat Utara sebagian besar dihasilkan oleh batugampig Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan, Formasi Parigi dan Formasi Jatibarang.

Tektonik.

Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari dua area, yaitu laut (offshore) di Utara dan Barat (onshore) di Selatan (Sidi dkk, 2000). Seluruh area didominasi oleh patahan ekstensional (extensional faulting) dengan sangat minim struktur kompresional. Cekungan didominasi oleh rift yang berhubungan dengan patahan yang membentuk beberapa struktur deposenter (half graben), deposenter utamanya yaitu Sub-Cekungan Pasirputih. Deposenter-deposenter itu didominasi oleh sikuen Tersier dengan ketebalan melebihi 5500m. Struktur yang penting pada cekungan tersebut terdiri dari bermacam-macam area tinggian yang berhubungan dengan antiklin yang terpatahkan dengan blok tinggian (horst block), lipatan pada bagian yang turun pada patahan utama, dan keystone folding yang mengenai tinggian pada batuan dasar, struktur kompresional hanya terjadi pada awal pembentukan  rift pertama yang berarah relatif Barat Laut – Tenggara pada perione Paleogen. Sesar ini akan aktif kembali pada Oligosen.

Stratigraphy.

1.   Batuan DasarBatuan dasar adalah batuan beku andesitik dan basaltik yang berumur Kapur Tengah sampai Kapur Atas dan batuan Metamorf yang berumur Pra Tersier (Sincalir, et, al, 1995). Lingkungan Pengendapannya merupakan satu permukaan dengan sisa vegetsi tropis yang lapuk (Koesumadinata, 1980).

2.   Formasi JatibarangSatuan ini merupakan endapan early synrift, terutama dijumpai dibagian tengah dan Timur dari Cekungan Jawa Barat Utara. Pada bagian Barat cekungan ini kenampakan Formasi Jatibarang tidak banyak (sangat tipis) dijumpai. Formasi ini terdiri dari tuff, breksi, aglomerat, dan konglomerat alas. Formasi ini diendapkan pada fasies fluvial. Umur formasi ini adalah Eosen Akhir sampai Oligosen Awal. Pada beberapa tempat di Formasi ini ditemukan minyak dan gas pada rekahan-rekahan tuff (Budiyanti, et. al,1991).

3.   Formasi Talang AkarFormasi ini terendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Jatibarang. Litologi penyusunnya pada bagian bawah terdiri dari serpih gampingan dengan sedikit kandungan pasir, batulanau dengan sisipan batupasir terkadang juga dijumpai konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun oleh batuan karbonat. Formasi ini terbentuk pada lingkungan delta sampai laut yang merupakan hasil dari fase transgresi kedua pada Neogen (Sinclair, et.al, 1995). Adapun pembentuk formasi ini terjadi dari kala Oligosen sampai dengan Miosen Awal. Pada formasi ini juga dijumpai lapisan batubara yang kemungkinan terbentuk pada lingkungan delta. Batubara dan serpih tersebut merupakan

batuan induk (source rock) untuk hidrokarbon. Ketebalan formasi ini berkisar antara 50 – 300m (Budiyanti, et.al, 1991).

4.   Formasi Baturaja. Formasi ini terendapkan secara selaras diatas Formasi Talang Akar. Adapun litologi penyusunnya berupa batugamping terumbu dengan penyebaran tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batuagamping massif yang semakin ke atas semakin berpori. Selain itu juga ditemukan dolomit, interklasi serpih glaukonitan, napal, rijang, dan batubara. Formasi ini terbentuk pada kala Miosen Awal – Miosen Tengah (terutama asosiasi foraminifera). Lingkungan pembentukan formasi ini adalah pada kondisi laut dangkal, air cukup jernih, sinar matahari (terutama dari melimpahnya foraminifera Spriroclypeus sp.) ketebalan formasi ini berkisar pada 50m (Budiyani, et.al, 1991).

5.   Formasi Cibulakan Atas.Formasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan batupasir dan batugaming. Batugamping pada satuan ini umumnya merupakan batugaming klastik serta batugamping termbu yang berkembang secara setempat-setempat. Batugamping ini dikenali sebagai Mid Main Carbonate (MMC). Formasi ini diendapkan pada kala Miosen Awal – Miosen Akhir.

6. Formasi ParigiFormasi ini terendapkan secara selaras diatas Formasi Pre-Parigi. Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang, berfosil dan berpori dengan sedikit dolomit. Adapun litologi penyusun yang lain adalah serpih karbonatan, napal yang dijumpai pada bagian bawah. Kandungan koral, alga cukup banyak dijumpai selain juga bioherm dan  biostrom. Selain itu juga dijumpai foraminifera besar seperti Alveolina quoyi, foraminigera bentonik kecil seperti  Quiquelculina korembatira, foraminifera plangtonik seperti Globigerina siakensis. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah laut dangkal-neritik tengah (Arpandi dan Patmosukismo, 1975). Batugamping pada formasi ini umunya dapat menjadi reservoir yang baik karena mempunyai porositas sekunder dan permeabilitas yang besar. Ketebalan formasi ini lebih kurang 400 m. dari hasil penelitian terdahulu, tidak semua karbonat pada formasi ini menghasilkan hidrokarbon, hanya pada puncak tutupan dari sembulan karbona yang terbentuk didaerah shoal dan juga karena tutupan tersebut berasosiasi dengan sesar yang berfungsi sebagai jalan migrasi (Sinclair, et.al, 1995).

7.   Formasi CisubuhFormasi ini terendapkan secara selaras diatas Formasi Parigi. Litologi penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir dan serpih gampingan, mengandung banyak glaukonit,lignit, sedikit rijang, pirit, dan fragmen batuan beku vulkanik. Pada bagian bawah terdapat kandungan fosil yang semakin keatas semakin sedikit. Umur formasi ini adalah Miosen Akhir sampai Plio-Pleistosen. Formasi Cisubuh diendapkan pada fase regresi pada Neogen, hal ini dapat dilihat dari semakin keatas formasi ini semakin bersifat pasiran dengan dijumpai batubara. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal yang semakin keatas menjadi lingkungan litoral-paralik (Arpandi dan Patmosukismo, 1975). Hidrokarbon tidak pernah ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi ini berkisar anara 1000m – 1200m (Budiyani, 1991).

Petsys

1.     Batuan Induk

Lacusrine Shales,   Fluvio Deltaic Coal & Shale, Marine Lacustrine

2.     Batuan Reservoir

Semua formasi dari Jatibarang hingga Prig merupakan interval dengan sifat fisik reservoir yang baik, banyak lapangan mempunyai daerah timbunan cadangan yang terlipat. Cadangan terbesar mengandung batupasir main  atau massive dan Formasi Talang Akar. Minyak diproduksi dari rekahan volkanclastic  dari Formasi Jatibarang (Amril, et.al, 1991). Pada daerah dimana batugamping Baturaja mempunyai porositas yang baik kemungkinan menghasilkan akumulasi endapan yang agak besar.

3.   Jenis Jebakan

Jenis jebakan hidrokarbon pada semua system petroleum di Jawa Barat Utara hamper sama, hal ini disebabkan evolusi tektonik dari semua cekungan sedimen sepanjang batas Selatan dari Kraton Sunda, tipe struktur geologi dan mekanisme jebakan yang hampir sama. Bentuk utama struktur geologi adalah dome anticlinal yan lebar dan jabakan dari blok sesar yang miring. Pada beberapa daerah dengan reservoir reefal built-up, perangka stratigrafi juga berperan. Perangkap stratigrafi yang berkembang uumnya dikarenakan terbatasnya penyebaran batugamping dan perbedaan fasies.

4.     Jalur Migrasi

Jalur untuk perpindahan hidrokarbon mungkin terjadi daei jalr keluar yang lateral dan atau vertical dari cekungan awal. Migrasi lateral mengambil tempat didalam unit-unit lapisan dengan permeabilitas horizontal yang baik, sedangkan migrasi vertical terjadi ketika migrasi yang utama dan langsung yang tegak menuju lateral. Jalur migrasi lateral berciri tetap dari unit-unit permeable. Pada Cekungan Jawa Barat Utara saluran utama utuk migrasi lateral lebih banyak berupa celah batupasir yang mempunyai arah Utara-Selatan dari anggota Main maupun Massive (Formasi Cibulakan Atas). Sesar menjadi saluran utama untuk migrasi vertical dengan transportasi yang cepat dari pergerakan sesar (Noble, et.al, 1997).

5.     Lapisan Penutup

Pada Cekungan Jawa Barat Utara, hampir setiap Formasi memiliki lapisan penutup yang efektif. Namun formasi yang bertindak sebagai laposan penutup uatama adalah Formasi Cisubuh, karena Formasi ini memiliki litologi yang baik sebagai lapisan penutup (impermeable).

Soal A

1. Unsur yang mempengaruhi pembentukan perangkap ini ialah lapisan penyekat dan penutup yang berada diatasnya dan dibentuk sedemikian rupa sehingga minyak tidak bisa lari ke mana – mana). Minyak tidak bisa lari ke atas karena terhalang oleh lapisan penyekat, juga kepinggir terhalang oleh lapisan penyekat yang melengkung ke daerah pinggir, sedangkan ke bawah terhalang oleh adanya batas air minyak atau bidang ekipotensial.

2. a. Porositas adalah adlh perbandingan antara vol pori/ rongga dlm suatu masa. Atau bg dr vol bat yg tdk terisi oleh benda padat. Reservoar rock adalah Batuan yang mampu menyimpan dan mampu mengalirkan hidrokarbon. Diman batuan tersebut harus memiliki porositas sebagai penyimpan hidrokarbon dan permibilitas sebgai temppat megalirnya hidrokarbon.

b. Berdasarkan waktu dan cara terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :

1. Porositas primer, yaitu porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan berlangsung.

2. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan yang terbentuk setelah proses pengendapan.

c. Diagenesis merupakan proses yang berlangsung setelah material sedimen lepas diendapkan pada suatu cekungan sedimentasi. Material sedimen lepas dapat berasal dari hasil pelapukan dan erosi batuan asal yang terangkut hingga ke cekungan pengendapan. Selanjutnya material sedimen tersebut mengalami proses perubahan fisika dan kimia yang disebut sebagai proses diagenesis, berupa kompaksi, pelarutan, sementasi maupun penggantian. Kehadiran komponen duktil (matriks mineral lempung, mika serta pecahan batulempung) dan proses diagenesa tersebut menghasilkan penurunan porositas efektif dari batuan untuk dapat menyimpan dan mengalirkan fluida hidrokarbon.

3. a. Saturasi adalah ratio antar vol pori yg ditempati oleh fluida (O,W,G) dgn vol pori total dlm batuan cara penentuan saturasi

− Sw = 1 − So + Sw = 1 − So + Sg + Sw = 1 − Sh (O+G) = 1-Sw

Dimana :

Sw: adlh perbandingan antar vol pori ygditempati oleh fluida air, baik air konat maupun air yg mengalir atau terinjeksi ke dlm rongga/ pori dgn vol pori total dlm batuan

So: adlh perbandingan antar vol pori ygditempati oleh fluida minyak & impuritis yg menyertai dlm fasa cair dgn vol pori total dlm batuan

Sg: adlh perbandingan antar vol pori yg ditempati oleh fluida gas alam & impuritis yg menyertai dlm fasa uap dgn vol pori total dlm batuan

b. Derajat Kebasahan (Wetabilitas), bila 2 fluida yg tdk dpt ber cam pur (immiscible) bersinggungan dgn btrn & salah satu bersifat membasahi permukaan bat, hal ini disebabkan da ya adhesi (A) yg membuat fluida tsb membasahi batuan.

Jenisnya :

- Pd bat yg bersifat basah air, air cenderung melekat pd per mukaan btrn, sdgkan O berada diantara fasa air, bebas dr gaya tarik menarik dgn permukaan btrn. Akibatnya minyak lebih mudah ber gerak dr pd air.

- Sdgkan pd bat yg bersifat basah minyak, mk minyak akan cenderung melekat pd permukaan shg sulit untuk bergerak