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


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


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)


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.


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.


(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.


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


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


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


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


Gambar 9. Diagram Dipa -1


Gambar 10. Diagram Dipa -5


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).

Tugas Geokimia Hidrokarbon

Documents

Transcript of Tugas Geokimia Hidrokarbon