penyelidikan pendahuluan kandungan gas dalam batuan serpih di

PROSIDING HASIL KEGIATAN PUSAT SUMBER DAYA GEOLOGI TAHUN 2011

BUKU 1 : BIDANG ENERGI I.30PENYELIDIKAN PENDAHULUAN KANDUNGAN GAS DALAM BATUAN SERPIH DI DAERAH WAGHETE DAN SEKITARNYA,KABUPATEN DEIYAI PROVINSI PAPUA

Oleh :

Agus Subarnas

SARI

”Daerah yang diselidiki termasuk dalam wilayah Kabupaten Deiyai, Provinsi Papua dan Secara geologi ttermasuk kedalam Cekungan Akimeugah yang diklasifikasikan sebagai Cekungan Muka Daratan atau Pasif Margin.

Sebaran serpih dan batupasir karbonan yang berpotensi mengandung gas di daerah penyelidikan terdiri dari 9 lapisan dan pada umumnya berarah Barat-Baratlaut sampai Timurlaut-Tenggara dengan tebal lapisan antara 10 cm-3,00 m.

Sumber Daya batuan serpih hasil penyelidikan yang berpotensi mengandung gas di daerah penyelidikan sebesar 4.629.224.17 ton (Hipotetik).

Analisis karbon organik menunjukan bahwa kandungan karbon organik batuan di daerah penyelidikan dikatagorikan sangat bagus–melimpah dan kandungan hidrokarbon sangat bagus akan tetapi Temperatur maximum hanya menunjukkan nilai antara 401 oC - 431oC, hal ini mengindikasikan bahwa bahan organik berada pada tingkat kematangan termal yang masih rendah. Kualitas kerogen penghasil gas menunjukan kandungan bahan material organik bersifat gas prone.

Pengolahan kandungan gas sebagai energi alternatif merupakan tantangan tersendiri, khususnya di daerah Kabupaten Deiyai karena memerlukan investasi yang besar dan teknologi yang rumit dan mahal sehingga masih diperlukan kajian dan penelitian yang lebih mendalam apabila potensi kandungan gas diproyeksi-kan akan digunakan sebagai salah satu energi alternatif.”

PROSIDING HASIL KEGIATAN PUSAT SUMBER DAYA GEOLOGI TAHUN 2011I.30

BUKU 1 : BIDANG ENERGI

1. PENDAHULUAN

Latar Belakang

Meningkatnya kebutuhan energi pada saat ini dan masa yang akan datang perlu diiringi dengan meningkatkan penemuan-penemuan sumber energi baru. Salah satu upaya tersebut adalah diversifikasi energi dari sumber energi fosil.

Penyelidikan pendahuluan serpih berkandun-gan gas merupakan upaya untuk menghimpun data potensi gas dari beberapa tempat yang tersebar di seluruh wilayah Indonesia dalam rangka meningkatkan ketersediaan data ter-baru dan akurat, selain itu kegiatan ini terkait dengan penyusunan neraca sumber daya energi fosil sehingga diharapkan terjadi peningkatan investasi di bidang eksplorasi gas alam. Ber-dasarkan hal tersebut maka dilakukan kegiatan penyelidikan pendahuluan serpih berkandun-gan gas yang dilakukan di kabupaten Deiyai.

Secara khusus, penyelidikan serpih yang diduga mengandung gas pada lokasi ini dilaku-kan sebagai bagian dari upaya pemerintah untuk mengetahui potensi sumber daya energi di wilayah Indonesia Bagian Timur, Selain itu untuk menambah data potensi gas alam pada bank data di Pusat Sumber Daya Geologi.

1.2. Maksud dan Tujuan

Penyelidikan dilakukan untuk mendapatkan data lokasi sebaran serpih yang diduga men-gandung gas, mendapatkan data kedudukan lapisan serpih tersebut terhadap formasi batuan lainnya, arah jurus dan kemiringan

lapisan, mengetahui karakteristik sebaran, ket-ebalan lapisan serpih, menentukan lingkungan pengendapannya, dan terutama mengetahui potensi gas di daerah tersebut yang meliputi kualitas dan sumber daya.

Sedangkan tujuannya untuk menentukan lokasi-lokasi singkapan serpih gas dan daerah prospeksi temuan dilapangan dengan mem-plotkannya pada peta geologi dan sebaran endapan serpih dengan sekala 1 : 50.000 sehingga tersedia data potensi sumber daya gas yang diperlukan pemerintah, pemerintah daerah maupun pihak swasta dalam rangka pengembangan potensi lebih lanjut pada saat diperlukan.

1.3 Lokasi dan Kesampaian Daerah

Daerah peninjauan terletak didaerah Waghete dan sekitarnya dan berjarak kurang lebih 20 Km dari Kota Waghete (Ibukota Kabupaten Deiyai). Secara administratif lokasi tersebut ter-masuk kedalam wilayah Kecamatan Tigi Timur, Kabupaten Deiyai, Provinsi Papua. Sedangkan secara Geografis terletak pada koordinat 136B 10’ – 136B 20C BT dan antara 4o 00C – 4B 10C LS (Gambar 1)

Untuk mencapai Waghete dapat dijangkau dari Nabire melalui udara atau dengan perjalanan darat bila kondisi memungkinkan. Selanjutnya untuk mencapai lokasi peninjauan ditempuh melalui jalan darat.

1.4 Waktu dan Pelaksana Kegiatan

Pelaksanaan kegiatan lapangan berlangsung selama 49 hari mulai tanggal 28 Maret – 14 Mei

PROSIDING HASIL KEGIATAN PUSAT SUMBER DAYA GEOLOGI TAHUN 2011 I.30


2011.

1.5 Penyelidik Terdahulu

Beberapa penelitian yang pernah dilakukan diantaranya Visser dan Hermes (1962) yang membagi Papua dalam 3 wilayah berdasarkan komposisi batuannya, yaitu : Daratan Papua yang berasal dari lempeng samudera, dara-tan hasil tumbukan lempeng samudera dan lempeng benua dan Wilayah yang berasal dari lempeng benua Australia

Penyelidik lainnya E.Rusmana dkk.,1995. mem-bagi Mandala Geologi Papua atas 6 bagian yaitu Kerak Benua, Kerak Samudra, Jalur sesar naik Anjak Pegunungan Tengah, Jalur Ofiolit Papua, Cekungan Papua Utara dan Cekungan Wapoga.

Koesoemadinata R.P., 1989 menyatakan bahwa serpih dan napal marin yang dikenal sebagai Fm Klasafet berumur Miosen-Pliosen bertin-dak sebagai batuan source rock dan sealing cap rock.

H. Pangabean dan C.J. Pigram pada tahun 1989 membuat Laporan umum dan peta geologi lembar Waghete yang banyak dipakai sebagai acuan geologi secara regional dalam berbagai penyelidikan selanjutnya.

2. GEOLOGI UMUM

Para ahli geologi berpendapat bahwa secara regional genesa Pulau Papua diperkirakan terbentuk sebagai akibat tumbukan lempeng Benua Australia di Selatan dan lempeng Samu-

dra Pasifik di Utara. Akibat tumbukan tersebut batuan penyusun P. Papua juga berkomposisi batuan yang berasal dari kedua lempeng terse-but.

Menurut Visser dan Hermes (1962), Papua dibagi dalam 3 wilayah berdasarkan komposisi batuannya :

Wilayah daratan Papua yang dibangun oleh batuan yang berasal dari lempeng samudera : sebagian besar terdiri dari ofiolit dan batuan hasil gunungapi yang berkomposisi sedang - basa.

Wilayah daratan yang merupakan hasil tum-bukan lempeng samudera dan lempeng benua : dicirikan dengan gangguan struktur dan tek-tonik yang kuat, wilayah ini dinamakan Jalur Anjak Pegunungan Tengah. Bagian Utara Jalur Anjak Pegunungan Tengah terdiri dari Batuan Ultramafic, Gabro dan Batuan Gunungapi asal Kerak Samudera. Pada bagian Selatan, jalur Pegunungan Tengah terlipat kuat, tersesarkan (umumnya terdiri dari sesar-sesar sungkup). Bagian tengah merupakan daerah dengan lebar + 30 km, merupakan jalur cekungan, batuannya telah mengalami ubahan yang kuat.

Wilayah yang batuannya merupakan batuan asal dari lempeng benua Australia yaitu di bagian Selatan Papua. Batuan penyusunnya umumnya terdiri dari batuan klastika yang belum mengalami gangguan. Wilayah dengan unsur lempeng benua Australia ini mempu-nyai lapisan-lapisan penutup yang tebal dan memungkinkan untuk prospek minyak bumi.

Berdasarkan Mandala Geologinya, Papua ter-



bagi atas 6 bagian yaitu Kerak Benua, Kerak Samudra, Jalur sesar naik Anjak Pegunun-gan Tengah, Jalur Ofiolit Papua, Cekungan Papua Utara dan Cekungan Wapoga (E. Rus-mana dkk., 1995). Berdasarkan Pembagian Mandala Geologi tersebut, daerah Waghete dan sekitarnya berada pada bagian Kerak Benua Australia yang dikenal sebagai paparan Ayamaru (Gambar 2). Paparan

Ayamaru merupakan paparan tersier yang stabil dengan endapan sedimenya terutama berasal lapisan karbonat.

Menurut pembagian cekungan Indonesia ter-baru yang diterbitkan dan dipublikasikan oleh Pusat Survei Geologi, Badan Geologi Bandung pada tahun 2009, pada Peta Cekungan Sedimen Indonesia tersebut wilayah Indonesia terbagi atas 128 cekungan dimana pembagian cekun-gan ini berdasarkan data gaya berat.

Apabila mengacu pada data terbaru Peta Cekungan Sedimen Indonesia tersebut, maka daerah penyelidikan termasuk kedalam Cekun-gan Akimeugah dan bila dilihat dari tatanan tektoniknya dapat diklasifikasikan sebagai Cekungan Muka Daratan atau Pasif Margin (Gambar 3).

2.1. Stratigrafi

Endapan tertua di daerah penyelidikan ada-lah Kelompok Kembelangan berumur Jurasik - Paleosen dimana diendapkan Formasi Kopai yang berumur Jura Tengah – Jura Atas.

Diatas Kelompok Kembelangan diendapkan Kelompok Paniai berumur antara Paleosen –

Miosen Atas. endapan termuda adalah Formasi Dakebo berumur Pliosen.

Kelompok Kembelangan

Kelompok Kembelangan dikenali mulai dari daerah kepala burung hingga Arafura platform. Unit ini terendapkan di bagian timur batas pasif benua Australia selama masa Mesozoic. Pigram dan Panggabean (1989) membagi unit Kembel-angan menjadi empat formasi, yaitu : Formasi Kopai, Batupasir Woniwogi, Batulumpur Pynia dan Batupasir Ekmai. Didaerah Waghete dan sekitarnya terdapat penyebaran 3 formasi, yaitu Batupasir Woniwogi, Batulumpur Piniya dan Batupasir Ekmai.

Kelompok Paniai

Kelompok Paniai (KTmp) dengan nama lain Grup Batugamping New Guinea berumur Tersier (Paleosen-Miosen). Kelompok ini Secara umum merupakan kelompok batugamping tak ter-pisahkan (sulit dipisahkan ), batuannya terdiri atas kalkarenit, biokalkarenit, kalsilutit, kalka-renit pasiran, batupasir, batulanau dan sedikit batukapur.

Kelompok ini dibagi menjadi 4 formasi dengan urutan dari tua ke muda adalah sebagai berikut : Formasi Waripi, Formasi Yawee, Formasi Sirga dan Formasi Kais. Didaerah Waghete dan seki-tarnya hanya dijumpai sebaran Formasi Waripi dan Batugamping Yawee.

2.2 Struktur Geologi

Cekungan Akimeugah bermula sebagai cekun-gan passive margin, yakni cekungan yang



terbentuk oleh rifting di tepi utara benua Aus-tralia pada saat tepian ini mengalami peretakan akibat sebagian massa dibagian utaranya mau lepas dan bergerak dari Australia. Dalam retakan ini terbentuk horst dan graben yang di dalam grabennya diendapkan sedimen syn-rifting Paleozoikum dan Mesozoikum. Kemudian, saat bagian ini lepas dan menjauh dari Austra-lia (drifting) diendapkanlah sedimen syn-drifting yang umumnya berupa shale atau batugamping, kejadian ini terjadi sampai Paleogen.

Pada umur Neogen, Akimeugah berbenturan dengan Central Range of Papua (Punggung Papua). Sejak itulah Akimeugah bertipe fore-land basin. Passive margin Paleozoikum-Neogen ditekuk masuk ke bawah jalur Banda dan Cen-tral Range. Kemudian di bagian depan tekukan itu (foredeep) diendapkan sedimen bersifat molassic yang merupakan erosional products dari tinggian di dekatnya.

Penekukan dan penguburan oleh sedi-men molase bagian foredeep passive margin Akimeugah telah mematangkan batuan induk Paleozoik, Mesozoik, atau Paleogen di dalam graben, kemudian migrasi hidrokarbonnya akan bergerak membalik dari foredeep ke fore-bulge-nya (bagian ke arah updip dari passive margin yang tak ikut tertekuk seperti foredeep) secara lateral, atau bergerak vertikal menuju zone deformasi imbrikasi di wilayah benturan.

Kadang-kadang, di atas jalur benturan ini ter-bentuk cekungan baru berumur Neogen, umum disebut cekungan punggung babi alias piggy back basin sebab seperti lengkungan bagian atas punggung babi (badan babi adalah zone collision itu sendiri), cekungan ini pun bisa

berisi hidrokarbon. Kontrol utama cekungan Akimeugah adalah rifting dan drifting pada Paleozoikum-Mesozoikum-Paleogen, dan col-lision pada Neogen (Awang Satyana, BPMIGAS).

2.3 Geologi Kandungan Gas dalam Serpih

Walaupun sampai saat ini belum pernah ada penyelidikan secara khusus mengenai

potensi adanya endapan gas dalam batuan serpih di daerah Waghete, terdapat beberapa metode pendekatan untuk melakukan peny-elidikan tersebut, diantaranya melalui studi literatur.

Berdasarkan hasil studi literatur yang dipero-leh dari beberapa penulis terdahulu, maka diperkirakan penyebaran endapan serpih yang diperkirakan mengandung gas di daerah rencana penyelidikan terdapat pada Formasi Dakebo berumur Pliosen, Formasi Buru beru-mur Miosen Atas-Pliosen (Neogen) dan Formasi Ekmai yang berumur Kapur (Mesozoikum).

Perkiraan sementara ini diantaranya ber-dasarkan keterangan beberapa sumber yang menerangkan bahwa akibat tektonik yang ter-jadi selama penguburan oleh sedimen molase telah mematangkan batuan induk berumur Mesozoikum di daerah Waghete dan sekitarnya dan migrasi hidrokarbonnya dapat teraku-mulasi pada cekungan berumur Neogen yang terbentuk.

Hasil dari seluruh kegiatan yang dilaksanakan diharapkan akan tersedianya data potensi sum-ber daya gas berserta kualitasnya di wilayah



Kabupaten Deiyai sehingga dapat dipakai untuk kepentingan yang lebih luas dikemudian hari, khususnya sebagai upaya pengembangan energi nasional.

3. KEGIATAN PENYELIDIKAN

3.1. Penyelidikan Lapangan

Penyelidikan yang dilakukan adalah pekerjaan non lapangan (Pengumpulan data sekunder, analisis laboratoriom dan pengolahan data), Eksplorasi langsung dilapangan dimana keg-iatan yang dilakukan diantaranya pemetaan geologi endapan serpih.

3.1.1. Pengumpulan Data Sekunder

Kegiatan pengumpulan data sekunder pada daerah yang diselidiki dilakukan sebelum dimu-lai kegiatan lapangan. Pada tahap pengumpulan data sekunder kegiatan yang dilakukan dianta-ranya adalah studi literatur mengenai daerah yang dituju, baik dari penulis terdahulu maupun dari informasi lisan, Evaluasi data sekunder, membuat rencana kerja lapangan, persiapan peta dan peralatan survei.

Data sekunder daerah Waghete diperoleh dari berbagai sumber. Beberapa data sekunder yang cukup penting sebagai bahan acuan adalah Peta Geologi Lembar

Waghete, Irian Jaya, sekala 1 : 250.000 dari Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi. Studi pustaka juga mempelajari berbagai mas-ukan mengenai daerah yang akan dituju baik dari literatur maupun informasi lisan yang ber-sumber dari peneliti terdahulu.

3.1.2. Pengumpulan Data Primer

Data primer diperoleh dari hasil kegiatan lapan-gan, yaitu dari hasil pemetaan geologi batuan serpih yang diduga mengandung gas. Kegiatan tersebut diantaranya:

• Mencari lokasi singkapan-singkapan ser-pih,. Melakukan pengukuran kududukan dan tebal lapisan kemudian dilakukan pemerian terhadap singkapan tersebut, dan diplotkan pada peta dasar/peta topografi sekala 1 : 50.000.

• Dilakukan pengamatan penampang terukur pada formasi-formasi yang dianggap pent-ing dan pengambilan conto serpih komposit untuk keperluan analisis labolatorium.

• Dokumentasi singkapan seperlunya.

3.2 Analisis Laboratorium

Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini terdiri atas analisis laboratorium yang terdiri dari analisis Retort dan pengamatan petrografi ser-pih, Pengujian TOC dan Pengujian Rock eval. Untuk mengetahui kemungkinan lain selain gas dilakukan analisa retorting, hasilnya dapat mengetahui kandungan minyak dalam satuan liter/ton.

Analisa retorting diketahui bahwa di daerah inventarisasi batuan serpih yang mengandung minyak. Analisa petrografi organik dilakukan dengan tujuan sebagai data pendukung analisa retorting batuan dan untuk mengetahui indikasi potensi gas. Hasil analisa ini dapat digunakan antara lain untuk mengetahui jenis kandun-



gan organik dan membantu dalam penentuan tingkat kematangan batuan melalui reflektan vitrinit. Untuk mengetahui potensi gas dilaku-kan analisis geokimia hidrokarbon.

3.3 Pengolahan Data

Dari semua pengamatan yang didapatkan selama penyelidikan diolah dan dikompilasikan dengan data sekunder menjadi satu bentuk laporan dilengkapi dengan peta geologi dan sebaran endapannya. Laporan akhir tersebut berisi data-data mengenai singkapan yang didapatkan diantaranya data ketebalan, arah jurus dan kemiringan lapisan, posisi lapisan serpih terhadap lapisan lain serta aspek-aspek geologi lainnya terutama yang berhubungan dengan prospek keterdapatan gas tersebut, perhitungan sumberdaya pada klasifikasi hipo-tetik serta gambaran kualitasnya berdasarkan hasil analisis gas dan pengujian pendukung lainnya.

Peta geologi dibuat dengan sekala 1 : 50.000 dengan menggunakan program Map Info dilengkapi dengan rekonstruksi yang meng-gambarkan arah penyebaran endapan serpih didaerah tersebut. Walaupun penyelidikan ini merupakan penyelidikan pendahuluan, akan tetapi diharapkan menjadi sumber data yang dapat dikembangkan pada penyelidikan selan-jutnya.

4. HASIL PENYELIDIKAN

4.1 Geologi Daerah Penyelidikan

4.1.1 Morfologi

Sebagian besar daerah penyelidikan meru-pakan daerah yang berbukit-bukit dengan kemiringan lereng rata-rata antara 20° sam-pai 50° dan pada beberapa tempat seringkali mencapai 80°. Kenampakan morfologi terse-but didaerah penyelidikan terbentuk sebagian besar oleh batugamping, konglomerat, batu-pasir dan batulumpur dan sangat dipengaruhi oleh aktivitas struktur geologi didaerah itu.

Ketinggian rata-rata didaerah penyelidikan sekitar 700 m sampai 1000 m dari permukaan laut, namun pada daerah tertentu ada yang mencapai ketinggian diatas 1000 m dari per-mukaan laut.

Pola aliran sungai yang berkembang didae-rah penyelidikan pada umumnya memberikan ciri aliran sungai Sub dendritik, pola aliran sungai ini dikontrol oleh litologi dan struktur geologi yang terjadi. Stadium erosi sungai pada umumnya dapat diklasifikasikan sebagai sta-dium muda, pada tahap stadium dewasa sungai tersebut sudah berada antara 5 km sampai 15 km dari garis pantai.

Sebagian sungai-sungai kecil didaerah penyelidikan tidak berair dan hanya sungai – sungai utama yang berair dimusim kemarau. Kemungkinan keringnya air sungai adalah akibat banyaknya aliran sungai bawah tanah dan membentuk rongga-rongga atau gua-gua dalam tanah. Aliran sungai yang ada didaerah penyelidikan sebagian besar bermuara pada ke Danau Tigi.

4.1.2 Stratigrafi

Kelompok Kembelangan



Kelompok Kembelangan dikenali mulai dari daerah kepala burung hingga Arafura platform. Unit ini terendapkan di bagian timur batas pasif benua Australia selama masa Mesozoic.Unit ini terdiri dari dari perselingan antara siltstone karbonatan dan mudstone di bagian paling bawah, dan batu pasir kuarsa glaukonitik uku-ran halus, dan sedikit serpih di bagian paling atas. Di lokasi lain sepanjang unit ini terdapat batu gamping abu-abu yang berinterkalasi dengan batuan klastik. Ketebalan total unit ini adalah 4600 m Unit ini terndapkan sebagai batas pasif rangkaian keselarasan di atas rang-kaian patahan Triassic dari Formasi Tipuma. Pigram dan Panggabean (1989) membagi unit Kembelangan menjadi empat formasi, yaitu : Formasi Kopai, Batupasir Woniwogi, Batu-lumpur Pynia dan Batupasir Ekmai. Didaerah Waghete dan sekitarnya terdapat penyebaran 3 Formasi, yaitu Batupasir Woniwogi, Batulum-pur Piniya dan Batupasir Ekmai.

Batupasir Wonowogi

Batupasir Woniwogi tersingkap sejauh 2,3-4,1 km dengan ketebalan 1000 m. Karakter dari formasi ini adalah batu pasir kuarsa, berukuran medium-halus dengan struktur masiv hingga beddet, sedikit siltstone dan mudstone. For-masi ini di endapkan dilingkungan laut seperti di pantai pasir atau punggungan pasir. Umur dari formasi woniwogi berdasarkan nanofosil adalah cretaceous akhir. Kontak antara formasi ini dengan formasi Piniya adalah selaras.

Batulumpur Piniya

Batulumpur Formasi Piniya ini tersingkap sejauh 0,7-2,3 km dengan ketebalan 1550

m. karakter dari formasi piniya adalah lami-nasi hingga masiv mudstone-siltstone dengan interbedded berukuran halus, batu pasir kuarsa dengan pemilahan yang baik. Biotur-basi, ripplemarks, load cast, diobservasi di formasi ini. Formasi piniya di interpretasi ter-endapkan dalam rangkaian lereng dan shelf margin. Umur dari formasi ini berdasarkan posisi stratigrafinya adalah cretaceous. Kontak antara formasi piniya dan formasi ekmai adalah selaras.

Batupasir Ekmai

Batupasir Ekmai diendapkan selaras diatas Batulumpur Piniya, formasi ini tersusun oleh perselingan batulanau karbonatan dan bat-ulempung pada bagian bawah, dan batupasir kuarsa halus glouconitic dengan sedikit serpih pada bagian atas. Umur formasi antara Kapur sampai Paleosen.

Kelompok Paniai

Kelompok Paniai (KTmp) dengan nama lain Grup Batugamping New Guinea berumur Tersier (Paleosen-Miosen). Kelompok ini Secara umum merupakan kelompok batugamping tak ter-pisahkan (sulit dipisahkan ), batuannya terdiri atas kalkarenit, biokalkarenit, kalsilutit, kalka-renit pasiran, batupasir, batulanau dan sedikit batukapur.

Kelompok ini dibagi menjadi 3 formasi dengan urutan dari tua ke muda adalah sebagai berikut : Formasi Waripi, Batugamping Yawee dan For-masi Buru



Formasi Waripi

Formasi Waripi litologinya terutama tersusun oleh karbonat dolomitik, dan Batupsir kuarsa diendapkan diendapkan selaras diatas Batupa-sir Ekmai dalam lingkungan laut dangkal pada umur Paleosen sampai Eosen Tengah.

Batugamping Yawee

Batugamping Yawee (Temy) tersusun dari kalkarenit, biokalkarenit, mikrit, biomikrit, kalsirudit, sedikit batukapur, kalkarenit oolit dan kalkarenit pasiran. Formasi Batugamping Yawee diendapkan selaras diatas pada Eosen Tengah - Miosen Atas

Formasi Buru

Formasi Buru (TQbu) merupakan endapan beru-mur Tersier yang diendapkan dalam Cekungan Akimeugah. Litologinya terdiri dari perselingan Batulumpur mikaan, Batulumpur gampingan, Serpih pasiran, Batupasir sela, Konlomerat, Batugamping dan Lignit. Umur Formasi antara Miosen Atas-Pliosen. Bagian atas Formasi Buru menjari jemari dengan Formasi Dakebo.

Formasi Dakebo.

Endapan termuda didaerah rencana penye-lidikan adalah Formasi Dakebo (Qpd) yang berumur Piosen. Susunan litologinya tersusun atas Konglomerat, Batupasir, Serpih pasiran, Batulumpur dan Lignit. Formasi ini diendapkan pada umur Pliosen.

4.13 Struktur Geologi

Daerah penyelidikan merupakan daerah yang cukup komplek, Struktur geologi yang terdapat didaerah penyelidikan umumnya berupa struk-tur lipatan dengan kemiringan lapisan yang relatif landai sekitar 3o – maksimal 20o dan arah pengendapan sedimen relatif Utara-Selatan.

Indikasi struktur patahan terdapat pada beberapa tempat, diantaranya struktur sesar normal yang terdapat pada satuan batupasir kuarsa didaerah kampung Dakebo.

4.2 Pembahasan Hasil Penyelidikan

4.2.1 Data Lapangan dan Interpretasi

Lapisan batuan yang diprediksi mengandung gas terdapat pada Formasi Dakebo. Indikasi kandungan gas pada formasi tersebut terdapat pada lapisan serpih berwarna abu-abu, abu-abu kehitaman dan batupasir berwarna hitam. Tebal serpih bervariasi antara 10 cm sampai 3 m. Diantara lapisan serpih kadang-kadang terdapat sisipan-sisipan tipis batupasir dan batugamping setebal 1 hingga 10 cm dan sering dijumpai sisa-sisa tumbuhan berwarna coklat-hitam, berlembar pada bagian atas atau bawah lapisan serpih.

4.2.1.1 Endapan serpih di daerah Penyelidikan

Selama penyelidikan berlangsung hanya terdapat sekitar 14 singkapan serpih yang diindikasikan mengandung gas yaitu W-01, W-02, W-03, W-04, W-05, W-06, W-07, W-08, W-09, W-10, W-11, W-12, W-13 dan W-14.



10, W-11, W-12, W-13 dan W-14 dapat dikore-lasikan dan diidentifikasi menjadi 9 lapisan, yaitu lapisan a, b, c, d, e, f, g, h, dan i dengan tebal lapisan antara 10 cm-3,00 m.

Ke 9 lapisan serpih dan batupasir karbonan tersebut merupakan perulangan lapisan aki-bat struktur lipatan sinklin dan antiklin yang terjadi. Pada beberapa lokasi, lapisan tersebut tersesarkan (lapisan a, b, dan f).

Lapisan a

Lapisan a diinterpretasikan berdasarkan sin-gkapan W-01, lapisan ini menyebar secara lateral dengan arah Baratdaya-Timurlaut. Panjang lapisan kearah lateral yang diyakini kontinuitasnya sejauh 500 m dari singkapan terakhir ke bagian Baratdaya dan 500 m kea-rah Timurlaut. Total panjang sebaran lapisan a kearah jurus diperkirakan mencapai 1.000 m dengan kemiringan lapisan kearah Baratlaut sebesar 3º, sedangkan tebal lapisan rata-rata 2,00 m. Conto W-01 tidak diretort dan diperki-rakan tidak mengandung hidrokarbon sehingga tidak dilakukan perhitungan sumber daya.

Lapisan b

Lapisan b diinterpretasikan berdasarkan sin-gkapan W-03, panjang lapisan kearah lateral yang diyakini kontinuitasnya sejauh 500 m dari singkapan ke bagian Selatan dan 500 m kearah Utara, sehingga total panjang sebaran lapisan b kearah jurus diperkirakan 1000 m dengan kemiringan lapisan 14° kearah Baratlaut. Lapi-san b merupakan perlapisan bps abu2 dan blp pasiran, sisipan serpih tipis abu abu kehitaman dengan ketebalan singkapa > 1 m.

Lapisan c

Lapisan c merupakan batulempung abu-abu kehitaman menyerpih yang diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-04. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pen-gukuran, lapisan c ini merupakan sayap sinklin bagian Utara yang memanjang dengan arah Baratlaut-Tenggara, sedangkan sayap sinklin dibagian Selatannya adalah lapisan d.

Panjang lapisan kearah lateral 500 m ke arah Baratlaut dan 500 m kearah Tenggara dari sin-gkapan terakhir dengan kemiringan lapisan rata-rata 14o kearah Baratdaya. Tebal lapisan rata-rata adalah 1,00 m. Conto W-04 tidak diretort dan diperkirakan tidak mengandung hidrokarbon sehingga tidak dilakukan perhitun-gan sumber daya.

Lapisan d

Lapisan d merupakan batupasir hitam, berbutir sedang-kasar, mudah hancur, karbonan, bagian bawah batulempung abu-abu kehitaman, tebal sekitar 1,5 m. Lapisan d tersebut diinterpretasi-kan berdasarkan singkapan W-07. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pen-gukuran, lapisan d merupakan sayap sinklin bagian Selatan yang menyebar secara lateral dengan arah Baratlaut-Tenggara.

Panjang lapisan kearah lateral adalah 1.000 m dengan kemiringan lapisan rata-rata 30o

kearah Timurlaut. Hasil pengujian retort pada conto W-04 tidak ditemukan adanya kandungan hidrokarbon sehingga tidak dilakukan perhitun-gan sumber daya.



Lapisan e

Lapisan e merupakan batulempung abu-abu kehitaman menyerpih yang diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-08 dan W-14. Pan-jang lapisan kearah lateral yang diyakini kontinuitasnya adalah sejauh 350 m relatif ke arah Utara dan 350 m kearah Selatan dari sin-gkapan terakhir. Panjang lapisan e kearah jurus yang dihitung sumber dayanya adalah 700 m dengan kemiringan lapisan rata-rata 8o kearah Baratdaya. Tebal lapisan rata-rata adalah 1,40 m.

Lapisan f

Lapisan f merupakan serpih karbonan, hitam, berlapis, mengandung sisa tumbuhan yang dii-nterpretasikan berdasarkan singkapan W-09. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pengukuran, lapisan f memanjang dengan arah Baratlaut-Tenggara. Panjang lapisan f kearah jurus yang dihitung sumber dayanya adalah 1.000 m dengan kemiringan lapisan rata-rata 3o kearah Baratdaya. Tebal lapisan rata-rata adalah 1,00 m.

Lapisan g

Lapisan g merupakan sisipan serpih abu abu kehitaman dalam lapisan lignit, tebal sekitar 1,00 m. Lapisan g tersebut diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-10. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pen-gukuran, lapisan g merupakan sayap sinklin bagian Selatan yang menyebar secara lateral dengan arah Baratlaut-Tenggara.

Panjang lapisan kearah lateral adalah 1.000 m

dengan kemiringan lapisan rata-rata 20o kearah Timurlaut.

Lapisan h

Lapisan h merupakan serpih karbonan, hitam, berlapis, mengandung sisa tumbuhan yang dii-nterpretasikan berdasarkan singkapan W-11. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pengukuran, lapisan h memanjang dengan arah Baratlaut-Tenggara. Panjang lapisan h kearah jurus yang dihitung sumber dayanya adalah 1.000 m dengan kemiringan lapisan rata-rata 20o kearah Baratdaya. Tebal lapisan rata-rata adalah 1,50 m.

Lapisan i

Lapisan i merupakan serpih karbonan, hitam, berlapis, agak lunak yang diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-12 dan W-13. Ber-dasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pengukuran, lapisan j memanjang dengan arah Baratlaut tenggara. Panjang lapisan kea-rah lateral adalah 500 m kearah Baratlaut dan 500 m kearah Tenggara dari singkapan terakhir. Panjang lapisan i kearah jurus yang dihitung sumber dayanya adalah 1.000 m dengan kemi-ringan lapisan rata-rata 12o kearah Baratdaya. Tebal lapisan rata-rata adalah 1,50 m.

4.2.1.2 Kualitas Serpih di daerah Penye-lidikan

Dalam upaya mengetahui kadar dan kualitas serpih yang diduga mengandung gas harus dilakukan analisa laboratorium baik analisa retorting, pengujian TOC (Total Organic Carbon), pengujian Rock-Eval Pyrolisis (REP) maupun



analisa petrografi. Akan tetapi untuk menge-tahui indikasi awal batuan yang diperkirakan mengandung gas atau minyak secara megas-kopis dapat dilakukan pada saat pengambilan conto di lapangan.

Megaskopis

Pengambilan conto di lapangan akan san-gat menentukan terhadap temuan gas yang dihasilkan dari batuan tersebut. Oleh karena itu peranan yang cukup penting dan akan menen-tukan hasil yang optimal diantaranya adalah pangamatan secara megaskopis di lapangan, dan pengambilan conto yang layak untuk dianalisa. Secara megaskopis batuan yang diperkirakan mengandung gas atau minyak di daerah Waghete dan sekitarnya adalah serpih, batupasir karbonan hitam dan batulempung karbonan berwarna hitam.

Analisis Laboratorium

Conto batuan sebagai hasil inventarisasi lapa-ngan dipilih beberapa conto dan dilakukan analisa laboratorium seperti analisa, pengujian TOC (Total Organic Carbon), pengujian Rock-Eval Pyrolisis (REP) maupun analisa retorting dan analisa petrografi.

Analisis retorting dilakukan terhadap 9 conto batuan yang dianggap mewakili endapan serpih dan diduga mengandung gas, yaitu No. Conto W-03, W-07, W-08, W-09, W-10, W-11, W-12, W-13 dan W-14. Dari 9 conto yang diretort, 7 conto/lokasi mengandung minyak. Kandungan minyak yang dihasilkan dari conto tersebut di atas menunjukkan kisaran angka antara 2 liter/ton hingga 20 liter/ton. Sedangkan untuk pen-

gujian TOC (Total Organic Carbon) dan pengujian Rock-Eval Pyrolisis (REP) sebanyak 4 conto, yaitu No conto W-07, W-09, W-10 dan W-14.

Analisa Retorting

Hasil pengujian terhadap 9 conto batuan yang umumnya terdiri dari serpih dan batupasir kar-bonan yang diduga mengandung gas, hasilnya dapat dilihat seperti pada Tabel 5 dibawah ini.

Berdasarkan hasil analisa retorting diketa-hui bahwa di daerah inventarisasi batuan yang mengandung endapan bitumen padat terdapat pada Formasi Dakebo, yaitu pada lapisan f, g, h, i dan j.

Kandungan minyak yang dihasilkan tersebut berasal dari 7 conto lokasi yaitu pada lokasi W-08 dan W-14 (Lapisan e ), W-09 (Lapisan f), W-10 (Lapisan g) dan W-11 (Lapisan h) dan W-13 (Lapisan i). Kandungan minyak ke 7 conto tersebut menunjukkan kisaran angka antara 2 hingga 20 liter/ton atau rata-rata sekitar 10.7 liter/ton.

Analisa Petrografi

Analisa petrografi yang dilakukan adalah melalui sayatan poles dengan menggunakan Mikroskop sinar pantul. Dari Analisa petrografi ini paling tidak dapat berguna dalam 3 hal yaitu

• Diperlukan untuk mengetahui komposisi, variasi dan tekstur maseral.

• Dapat diketahui tingkat k e m a -tangan material organik dan generasi hidrokarbon melalui relflektan vutrinite.



• Membantu atau sebagai cross check terha-dap analisa retorting.

Berdasarkan analisis petrografi yang dilakukan terhadap 9 conto serpih di daerah penyelidikan, hasilnya dapat diuraikan sebagai berikut :

Berdasarkan hasil analisa petrografi terhadap conto batuan dari daerah penyelidikan (Tabel 6), umumnya merupakan batuan sedimen klastik halus yang terdiri dari batuan karbonat.

Berdasarkan analisa petrografi yang dilakukan terhadap 9 conto serpih didaerah penyelidikan, maka hasilnya dapat diuraikan sebagai berikut :

Vitrinite dijumpai dalam jumlah yang tinggi, kehadirannya antara < 0,1 % - 49,99%, Liptinite antara < 0,1 % - 1,99 %, Inertinite antara < 0,1 % - 1,99 % sedangkan Mineral Matter antara < 0,1 % - 9,99 %. Reflektansi Vitrinite rata-rata antara 0,28 –0,33 %. Apabila memperhatikan angka reflektan vitrinite yang dihasilkan tersebut, maka angka-angka terse-but menunjukan vitrinit berada pada tingkat kematangan rendah.

Pengujian Geokimia Hidrokarbon

Pengujian Rock-Eval Pyrolisis (REP)

Pengujian Rock-Eval Pyrolisis adalah ana-lisa pengujian terhadap senyawa hidrokarbon batuan induk dengan melakukan pemanasan bertahap terhadap conto batuan dalam kead-aan tanpa oksigen pada kondisi atmosfer inert dengan temperatur yang terprogram.

Pemanasan ini memisahkan komponen organik

bebas (bitumen) dan komponen organik yang masih terikat dalam batuan induk (kerogen) (Espitalie et al., 1977).

Analisis Rock-Eval Pyrolisis menghasil-kan 4 parameter penting yaitu S1, S2, S3 dan Tmax. Kombinasi parameter yang dihasilkan oleh Rock-Eval Pyrolisis dapat dipergunakan sebagai indikator jenis dan kualitas batuan induk serta menentukan tipe kerogen.

4.2.2 Interpretasi Analisis Laborato-rium

Pengujian Geokimia Hidrokarbon Batuan dilakukan terhadap 4 conto batuan (No conto W-07, W-09, W-10, dan W-14) yang terdiri dari analisis Total Karbon Organik, Pirolisis Rock Eval, Pirolisis GC, Ekstraksi dan Fraksinasi, Kromatografi Gas, GCMS Fraksi Saturat, GCMS Fraksi Aromatik. Hasil Pengujian tersebut dapat diuraikan sebagai berikut.

4.2.2.1 Potensi Batuan Sumber

Hasil analisis karbon organik dan pirolisis Rock Eval (Tabel 8 dan Gambar 6) menunjuk-kan bahwa conto batuan mengandung karbon organik dengan kualitas antara „sangat bagus° sampai „melimpah° (3.11 - 12.62%).

Jumlah hidrokarbon bebas yang terben-tuk insitu (indigeneous hydrocarbon) karena kematangan termal maupun karena adanya akumulasi hidrokarbon dari tempat lain (migrated hydrocarbon) dari ke 4 conto yang dia-nalisis menunjukan nilai yang sangat rendah yaitu antara 0.08 - 1.32 mg/g (Tabel 8).



Analisis pirolisis yang dilakukan pada ke 4 conto batuan di daerah penyelidikan (W-07, W-09, W-10 dan W-14) menghasilkan nilai S2 yang sangat rendah yaitu berkisar antara 1.0 – 1.65mg/g, nilai ini berada jauh dibawah ambang nilai komersial yaitu 4mg/g. Kandun-gan hidrokarbon yang dikategorikan sebagai „sangat bagus‟ ditunjukkan oleh conto no W-09 dan W-10 dengan nilai S2 masing-masing 10.68mg/g dan 16.52mg/g (Gambar 6)

S3 antara 7.67-29.16 mg/g, S3 menunjukkan jumlah kandungan CO2 yang hadir di dalam batuan yang dapat dikorelasikan dengan jumlah oksigen dalam kerogen karena menunjukkan tingkat oksidasi selama diagenesis.

Kematangan termal berdasarkan nilai Tmax (425 – 431oC) memberikan indikasi bahwa bat-uan di daerah penyelidikan berada pada tingkat kematangan yang rendah dalam kaitannya dengan pembentukan minyak bumi. Data Tmax dari ke-4 conto batuan menunjukkan kisaran nilai antara 401 sampai dengan 431oC yang memberikan indikasi bahwa material organik masih berada pada tingkat kematangan termal rendah sehingga belum mampu menghasilkan hidrokarbon (Gambar 7 dan 8).

Pada conto W-09 dan W-10 kandungan Hidrogen cukup tinggi yaitu berkisar antara 131 – 141mg/gTOC, hal ini menunjukan kualitas sebagai kerogen penghasil gas dan menunjukan kand-ungan material organik asal tumbuhan darat yang bersifat gas prone /Tipe III. (Gambar 9).

Sedangkan pada conto W-07 dan W-14 H indeks sangat rendah (<50 mg/g TOC), hal ini mengindikasikan bahwa Kerogen Inertinitik atau

teroksidasi (kerogen Tipe IV) sehingga tidak ber-potensi sebagai batuan sumber hidrokarbon (Gambar 9)

4.2.2.2 Pirolisis kromatografi gas

Hasil Pirolisis yang dilakukan pada conto W-09 dan W-10 memperlihatkan adanya kandungan Kerogen yang berpotensi menghasilkan gas (C1-C5) dan juga minyak (C6+). Tabel 9

Hasil Pirolisis pada conto W-09 menunjukkan potensi Kerogen sebagai penghasil gas dan sedikit minyak (Tabel 10), komposisinya adalah kandungan n-octene (25%), aromatic phenol dan m+p Xylene (75%). Pada Diagram segitiga (Gam-bar 10 ), conto W-09 memperlihatkan bahwa karakter kerogen vitrinitik sehingga berpotensi sebagai penghasil hidrokarbon gas, sedangkan conto W-10 lebih berkarakter inertinitik dan berpotensi rendah sebagai penghasil hidrokar-bon.

4.2.2.3 Analisis Kromatografi Gas (GC) dan Kromatografi Gas Spektro-metri Masa (GCMS

Hasil ekstraksi dari conto W-07 EOM sangat rendah (188ppm) dengan komposisi ekstrak yang menunjukkan senyawa-senyawa non-hidrokarbon sangat dominan (95.62%) Tabel 11.

Pada conto W-10 hasil ekstrak sangat tinggi (>5.000ppm) tetapi kandungan hidrokarbon (saturat+aromatik) sangat kecil bila dibanding-kan dengan senyawa-senyawa non-hidrokarbon (96.34%).

Komposisi ekstrak seperti ini menunjukkan



bahwa Kerogen terkandung pada ke-2 conto bat-uan belum mampu menghasilkan hidrokarbon karena masih berada pada tingkat kematan-gan termal rendah. Nilai karbon organik hasil ekstraksi (EOM) menunjukan bahwa conto batuan W-07 tidak berpotensi sebagai batuan sumber (Gambar 11). Pada conto W-10 men-unjukkan potensi EOM yang sangat bagus akan tetapi kandungan hidrokarbon sangat sedikit karena sebagian besar hasil ekstraksinya ter-diri dari senyawa-senyawa residual dalam porsi yang sangat dominan.

Data sidikjari diperoleh dari hasil analisis kro-matografi gas dan kromatografi gas spektrometri masa dengan fokus pada senyawa n-alkana, biomarker sterana dan triterpana. Pada conto ekstrak batuan (W-07 dan W-10) menunjukkan kromatogram gas dengan konfigurasi n-alkana yang sangat lemah (Gambar 12 dan 13). Pem-bentukan senyawa-senyawa n-alkana dan isoprenoida yang masih sangat rendah pada umumnya disebabkan oleh tingkat kematan-gan termal rendah dari bahan organik sumber sehingga tidak mampu untuk memecah kero-gen dan menghasilkan hidrokarbon secara optimal. Pada level ini tidak banyak informasi yang dapat diambil dari hasil analisis kro-matografi gas selain dari pada hasil analisis biomarkernya (GCMS).

Sterana (m/z 217)

Analisis GCMS fraksi saturat pada ekstrak bat-uan W-07 menunjukkan distribusi biomarker sterana dengan komposisi C27>C28<C29 (Gam-bar 14). Kehadiran C27 sterana yang dominan menunjukkan adanya kontribusi bahan organik asal ganggang. Senyawa-senyawa diasterana

yang dominan merupakan indikasi batuan sumber kaya akan mineral lempung. Plot data komposisi sterana (Gambar 15) menunjukkan asal bahan organik ekstrak batuan dari ling-kungan akuatik, kemungkinan adalah marin.

Triterpana (m/z 191)

Biomarker triterpana pada ekstrak batuan W-07 memperlihatkan senyawa-senyawa asal biologis yang masih terlihat jelas. Senyawa-senyawa tersebut terdeteksi sebagai ββ C27, ββ C29, ββ C30, ββ C31 dan ββ C32, yang men-unjukkan tingkat kematangan termal sangat rendah (Gambar16). Keberadaan senyawa 17α(H)-29, 30-Bisnorhopana hopana tumbu-han memberikan indikasi peran bakteri dalam proses degradasi bahan organik dan lingkungan pengendapan anoksik marin. Senyawa-senyawa asal tumbuhan darat terdeteksi sebagai kelom-pok tetrasiklik (X1, X2, X3 dan X4), Gambar 18.

4.2.2.4. Kematangan Terma

Tingkat kematangan termal dari ekstrak bat-uan conto no W-07 ditentukan dari parameter 20S/20R C29 sterana, moretana/hopana, dan metilfenantrena (Tabel 11). Kematangan termal rendah ditunjukkan oleh parameter-parameter tersebut dengan urutan parameter seperti dia-tas yang menunjukkan secara berturut-turut nilai-nilai 0.29, 0.75 dan 0.24 yang ekivalen dengan tingkatan belum matang terkait den-gan pembenukan minyak bumi (lihat Gambar 17 sampai 19). Kehadiran senyawa-senyawa ββ hopana yang merupakan tanda-tanda asal biologis sangat jelas menunjukkan kondisi kematangan termal yang sangat rendah dari bahan organik terkandung.



4.2.3 Sumber Daya Batuan Serpih

Perhitungan sumber daya dalam laporan Pen-dahuluan ini adalah perhitungan sumber daya Batuan serpih yang diindikasikan mengandung minyak/gas.

Dasar perhitungannya adalah penyebaran kearah lateral yang didapatkan dari kore-lasi beberapa singkapan yang diamati dengan beberapa pembatasan sebagai berikut :

• Penyebaran kearah jurus (Panjang) satu

lapisan adalah panjang lapisan yang dihitung berdasarkan singkapan yang dapat dikorelasi-kan dan dibatasi sejauh 500 m dari singkapan terakhir.

• Penyebaran kearah kemiringan (Lebar)

adalah lebar lapisan yang dibatasi sampai kedalaman 50 m dihitung tegaklurus dari per-mukaan singkapan.

Sumberdaya = { [Panjang (m) x Lebar (m) x Tebal (m)] x Berat jenis (gr/ton) }

4.2.4 Prospek dan Kendala Peman-faatan Bitumen Padat

Potensi kandungan gas di Kabupaten Dei-yai sampai saat ini belum pernah diketahui, untuk itu perlu dilakukan penyelidikan yang lebih intensif untuk mengetahui kemungkinan adanya potensi kandungan gas di Kabupaten Deiyai, terutama pada Formasi batuan yang berumur Tersier atau Pra Tersier.

Sementara itu pengolahan kandungan gas sebagai energi alternatif merupakan tantan-gan tersendiri, khususnya di daerah Kabupaten Deiyai karena memerlukan investasi yang besar dan teknologi yang rumit dan mahal sehingga masih diperlukan kajian dan penelitian yang lebih mendalam apabila potensi kandungan gas diproyeksikan akan digunakan sebagai salah satu energi alternatif.

5. KESIMPULAN

Formasi Dakebo diperkirakan bertindak seba-gai Formasi pembawa gas. Litologi Formasi Dakebo didominasi oleh batuan karbonat, sehingga sulit diharapkan terjadinya endapan serpih yang tebal.

Batuan reservoir terakumulasinya kandungan gas adalah serpih dan Batupasir Karbonan/bituminus.

Hasil Retort Extraction bitumen menunjukan kandungan minyak di daerah penyelidikan rata-rata sebesar 10.71 liter minyak/ton batuan.

Sumber Daya batuan serpih yang diperkirakan mengandung minyak/gas sebesar 4.629.224,17 Ton.

Hasil analisis karbon organik dan pirolisis Rock Eval menunjukkan bahwa conto batuan mengandung karbon organik sangat bagus - melimpah (3.11 - 12.62%).

Dari Analisis pirolisis menunjukan bahwa batuan di daerah penyelidikan memiliki kand-ungan hidrokarbon yang dikategorikan “sangat bagus” (conto no W-09 dan W-10) dengan nilai



S2 masing-masing 10.68mg/g dan 16.52mg/g akan tetapi tingkat kematangan termal ren-dah sehingga belum mampu menghasilkan hidrokarbon.

Kandungan Hidrogen yang tinggi yaitu antara 131 – 141mg/g TOC (W-09 dan W-10) mem-perlihatkan kualitas kerogen penghasil gas menunjukan kandungan bahan material organik yang bersifat gas prone/Tipe III asal tumbuhan darat. Sedangkan pada conto W-07 dan W-14 H indeks sangat rendah (<50 mg/g TOC), hal ini mengindikasikan bahwa Kerogen Inertinitik atau teroksidasi (kerogen Tipe IV) sehingga tidak ber-potensi sebagai batuan sumber hidrokarbon.

Hasil Pirolisis menunjukkan potensi Kero-gen sebagai penghasil gas dan sedikit minyak memperlihatkan karakter kerogen vitrinitik yang berpotensi sebagai penghasil hidrokarbon gas (conto W-09), sedangkan conto W-10 lebih berkarakter inertinitik dan berpotensi rendah sebagai penghasil hidrokarbon.

Data sidikjari hasil analisis kromatografi gas dan kromatografi gas spektrometri menunjukkan kromatogram gas dengan konfigurasi n-alkana yang sangat lemah. Pembentukan senyawa-senyawa n-alkana dan isoprenoida yang sangat rendah disebabkan oleh tingkat kematangan termal rendah dari bahan organik sumber sehingga tidak mampu untuk memecah kero-gen dan menghasilkan hidrokarbon secara optimal.

Kehadiran C27 sterana yang dominan menun-jukkan adanya kontribusi bahan organik asal ganggang. Senyawa-senyawa diasterana yang dominan merupakan indikasi batuan sumber

kaya akan mineral lempung. komposisi ster-ana menunjukkan asal bahan organik ekstrak batuan dari lingkungan akuatik, kemungkinan adalah marin.

DAFTAR PUSTAKA

1. Agus Subarnas., 2000, Laporan Survei Tinjau

Batubara Permian di daerah Timika, Kabupaten

Mimika, Provinsi Irian Jaya

2. Agus Subarnas., 2000, Laporan Inventarisasi

Bitumen Padat didaerah Teminibuan dan seki-

tarnya, Kabupaten Sorong Selatan, Provinsi

Papua

3. R.P. Koesoemadinata., 1989, Geologi Minyak dan

Gas Bumi

4. H. Pangabean ., C.J. Pigram pada tahun 1989.

Peta geologi lembar Waghete Irian Jaya

5. Vincelette, R.R., 1973, Reef exploration in Irian

Jaya, Indonesia, Indon. Petroleum Assoc. 2 nd

Ann. Conv. Procc., p. 234-278.

6. Yen, The Fu., and Chilingarian 1976, Oil Shale,

Development in Petroleum Science,5. Else-

vier Science Publishing Company, Amsterdam

– Oxford New York 1976 S., 1976, Oil Shale,

Developmensin Petroleum Science, Elsevier

Scientific Publishing Company.

7. Kelompok Sistem Hidrokarbon PPPTMGB

“LEMIGAS” Laporan No.: 04/09-2011 Geokimia

Hidrokarbon Batuan Permukaan, Formasi

Dakebo, Cekungan Akimeugah, Kabupaten Dei-

yai, Provinsi Papua.



Gambar 1. Peta indeks daerah PenyelidikanWaktu dan Pelaksana Kegiatan

Gambar 2. Mandala Geologi dan Tektonik Utama Papua Gambar 3. Peta Cekungan Sedimen Papua

(Badan Geologi, 2009)

Gambar 4. Geologi Daerah Penyelidikan(H. Pangabean & C.J. Pigram 1989)



Tabel 5. Hasil ”RETORT EXTRACTION” Serpih di daerah penyelidikan

No No Sampel FormasiMinyak yang dihasilkan

Air yang dihasilkan Specific Gravity

BatuanLiter/ton

1 W-03 Dakebo 3 40.7 2.33

2 W-07 Dakebo 0 50.0 2.14

3 W-08 Dakebo 2 40.8. 2.16

4 W-09 Dakebo 10 90.0 2.00

5 W-10 Dakebo 10 140. 1.77

6 W-11 Dakebo 20 80.0 2.00

7 W-12 Dakebo 0 70.0 1.54

8 W-13 Dakebo 20 50.0 2.16

9 W-14 Dakebo 10 70.0 2.00

Gambar 4. Geologi Daerah Penyelidikan (H. Pangabean & C.J. Pigram 1989)

Tabel 3. Stratigrafi Daerah Waghete dan seki-tarnya (Sumber : Peta Geologi lb Waghete, Irian Jaya H. Pangabean & Pigram, 1989)



Tabel 6. Hasil analisis Petrografi conto Serpih di daerah Penyelidikan

No Conto Jenis Batuan Rvmean

(%)V

(%)L

(%)I

(%)FeS2(%)

Fe2O3(%)

W-03 Batupasir gampingan, mengandung bitumen 0,28 < 0,1 < 0,1 < 0,1 < 0,1 0,1-

0,49

W-07 Batupasir gampingan, tidak mengandung bitumen - - - - < 0,1 0,1-

0,49

W-08 Batupasir gampingan, mengandung bitumen - < 0,1 < 0,1 - < 0,1 < 0,1

W-09 Batupasir gampingan, mengandung bitumen 0,31 10,00-

49,990,1-0,49

0,1-0,49

2,0-9,99


49,990,1-0,49

0,1-0,49

0,1-0,49

2,0-9,99

W-11 Batupasir gampingan, mengandung bitumen 0,31 2,0-9,99 0,5-

1,990,5-1,99 < 0,1 0,5-

1,99

W-12 Batupasir gampingan, tidak mengandung bitumen - - - - < 0,1 0,5-

1,99


49,990,1-0,49 < 0,1 0,5-

1,99

W-14 Batupasir gampingan, mengandung bitumen - < 0,1 0,1-

0,49 - - 0,1-0,49

Tabel 8. Rock Eval Pyrolysis and TOC Content

No Lithology TOCWt.%

mg/g rock TmaxoC

Oil Production Index (OPI)

Potential Yield

(S1+S2)

H index

O indexS1 S2 S3

W-07 Bitumenous Sst, blk 3.11 0.08 1.00 7.67 431 0.07 1.08 32 247

W-09 Carbonaceos Sh, dkgy/blk, sndy, brittle

7.59 1.32 10.68 9.90 401 0.11 12.00 141 130

W-10 Carbonaceos C ly s t , d k g y /blk, firm

12.62 1.00 16.52 29.16 406 0.06 17.52 131 231

W-14 Clyst,brn, slty, brittle 3.75 0.24 1.65 9.15 425 0.13 1.89 44 244



Gambar 6. Diagram TOC terhadap (S2) Gambar 7. Diagram T max - HI conto batuan di conto batuan di daerah Penyelidikan daerah Penyelidikan

Gambar 9. Diagram TOC-OI conto batuan di daerah Penyelidikan

Gambar 10. Diagram segitiga n-Octane, MP-Xylene dan Phenolekstrak conto W-09 dan W-10



Gambar 11. Ploting TOC-Ekstrak Batuan conto W-07 dan W-10

Gambar 12. Sidikjari Kromatogram Gas pada ekstrak Gambar 13. Sidikjari Kromatogram Gas conto W-07 pada ekstrak conto W-10

Gambar 14. Sidikjari ion Kromatogram sterana (m/z 217) Gambar 15. Diagram komposisi sterana

ekstrak conto W-07



Gambar 16. Sidikjari ion Kromatogram Tripterina (m/z 191) pada conto ekstrak W-07

Gambar 17. Sidikjari ion kromatrogram fenantrena (m/z 178) dan metilfenantrena (m/z 192) pada ektrak W-07

Gambar 18. Sidikjari ion kromatrogram triaromatik sterana (m/z 231) pada ektrak conto no W-07

Gambar 19. Parameter kematangan termal Metilfenantrena pada ekstrak conto W-07



Tabel 12. Sumber Daya Batuan Serpih mengandung minyak/gas Waghete dsk

Lapisan Kemiringan(o)

Panjang(m)

Lebar(m)

Tebal(m)

Berat Jenis

Sumber Daya(ton)

a 3 1000 955.36 2,00 - Tdk mengandung minyak/ gas

b 14 1000 206.67 1,00 2,33 481.541,10

c 14 1000 206.67 1,00 - Tdk mengandung minyak/ gas

d 30 1000 100,00 1,50 2,14 Tdk mengandung minyak/ gas

e 10 500 287.93 2,00 - Tdk mengandung minyak/ gas

f 8 700 359.26 1,40 2,16 760.481,57

g 3 1000 955.36 1,00 2,00 1.910.720,00

h 20 1000 146.19 1,00 1,77 258.756,3

i 20 1000 146.19 1,50 2,00 438.570,00

j 12 1000 240.48 1,50 2,16 779.155,20

Total Sumber Daya 4.629.224.17

penyelidikan pendahuluan kandungan gas dalam batuan serpih di

Documents