program studi teknik geologi fakultas ilmu · pdf filejabung block, jambi sub-basin, south...

KARAKTERISASI DAN KORELASI GEOKIMIA BATUAN

INDUK DAN MINYAK DI BLOK JABUNG, SUB-CEKUNGAN

JAMBI, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN

TUGAS AKHIR

Disusun untuk memenuhi syarat menyelesaikan sarjana S1

Program Studi Teknik Geologi

Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian

Institut Teknologi Bandung

Oleh:

DIAN LARASATI

12007004

PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI

FAKULTAS ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

2011

i

LEMBAR PENGESAHAN

TUGAS AKHIR




Disusun untuk memenuhi syarat menyelesaikan sarjana S1

Program Studi Teknik Geologi

Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian

Institut Teknologi Bandung

Mahasiswa Pengusul,

Dian Larasati

NIM. 12007004

Menyetujui,

Dosen Pembimbing,

Prof. Dr. Ir. Eddy A. Subroto

NIP. 19540616 198102 1 001

ii




Oleh: Dian Larasati (12007004)

Pembimbing:


ABSTRAK

Blok Jabung, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan merupakan

bagian dari daerah operasi PetroChina International Jabung, Ltd. Wilayah ini berada

pada koordinat 103000’-104

000’BT dan 1

03’-1

017’LS.

Analisis stratigrafi daerah penelitian dilakukan berdasarkan data log sinar gamma

dan resistivitas dengan data deskripsi serbuk bor dan inti batuan samping dari Sumur

Panen Utara-1, Kajen-1, dan N Geragai-2. Berdasarkan korelasi terhadap sumur-

sumur tersebut, didapatkan bahwa daerah penelitian terdiri dari Formasi Talang Akar

Bawah, Talang Akar Atas, Baturaja, Gumai, Air Benakat, Muara Enim, dan Kasai.

Ditinjau dari segi struktur geologi, daerah penelitian yang diwakili oleh

penampang seismik yang melalui Sumur Panen Utara-1, Ripah-3, Kajen-1, dan N

Geragai-2 memiliki sesar normal yang mengontrol pengendapan batuan sedimen di

wilayah penelitian dengan sejumlah antiklin yang terbentuk akibat reaktivasi sesar

normal.

Analisis geokimia menunjukkan bahwa batuan yang berpotensi menjadi batuan

induk berasal dari Formasi Talang Akar Atas dan Talang Akar Bawah, yang

berkorelasi positif dengan sampel minyak yang tersusun atas material organik

campuran alga dan tumbuhan darat di lingkungan pengendapan transisi, namun

korelasi ini dinilai tidak terlalu tajam karena disebabkan oleh pengaruh paleogeografi

Blok Jabung pada saat pengendapan sampel batuan induk di daerah penelitian.

Kata kunci: Blok Jabung, geokimia, biomarker, korelasi minyak-batuan induk

iii

GEOCHEMICAL CHARACTERIZATION AND OIL-SOURCE

ROCK CORRELATION IN JABUNG BLOCK, JAMBI SUB-

BASIN, SOUTH SUMATRA BASIN

By: Dian Larasati (12007004)

Advisor:


ABSTRACT

Jabung Block, Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin is a part of PetroChina

International Jabung, Ltd. operation area, located at 103000’-104

000’E dan 1

03’-

1017’S.

Stratigraphy analyses in the research area are conducted based on gamma ray and

resistivity log and description of cutting and side-wall core samples from Panen

Utara-1, Kajen-1, and N Geragai-2 Well. Based on the well correlation, the research

area consists of Lower Talang Akar, Upper Talang Akar, Baturaja, Gumai, Air

Benakat, Muara Enim, and Kasai Formation.

The structural geology of the research area is represented by seismic cross

section through the Panen Utara-1, Ripah-3, Kajen-1, and N Geragai-2 Well. The

research area have normal faults that controlled the deposition of sedimentary rocks

with several anticlines were formed due to the reactivation of normal faults.

Geochemical analyses show that the source rocks come from Lower Talang Akar

and Upper Talang Akar Formation, which have positive correlation with oil samples.

The source rocks and oil samples composed of a mixture of algae and land plants,

but the oil to source rocks correlation is judged to be not too sharp because it is

caused by the influence of Jabung Block palaeogeography at the time of source rock

deposition in the study area.

Key words: Jabung Block, geochemistry, biomarker, oil to source rock correlation

iv

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah SWT atas segala rahmat dan

karunia-Nya sehingga penyusunan tugas akhir ini dapat terselesaikan sesuai dengan

yang direncanakan. Tugas akhir ini disusun dalam rangka memenuhi syarat kelulusan

sarjana strata satu dari Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi

Kebumian, Institut Teknologi Bandung.

Tugas akhir ini diberi judul “Karakterisasi dan Korelasi Geokimia Batuan

Induk dan Minyak di Blok Jabung, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan Sumatra

Selatan”. Sesuai dengan judul tersebut, penulis berharap dapat menambah wawasan

dan pengetahuan keilmuan geologi baru seputar penelitian yang telah dilakukan.

Terselesainya makalah ini tidak lepas dari peran serta semua pihak yang turut

membantu. Untuk itu, rasa terima kasih yang mendalam, penulis sampaikan kepada:

1. Kedua orang tua atas semua doa dan dukungan yang diberikan.

2. Bapak Eddy Ariyono Subroto atas bimbingan, diskusi, dan waktu yang

diberikan kepada penulis dalam menyelesaikan tugas akhir ini.

3. Ibu Niniek Rina Herdianita atas bimbingan dan masukan kepada penulis.

4. Bapak Imam Achmad Sadisun, Bapak Eddy Sucipta, Ibu Emmy Suparka,

Bapak Nurcahyo Indro Basuki, dan Bapak Prihadi Soemintadiredja atas

kesempatan yang diberikan dalam membuat tugas akhir ini menjadi lebih baik.

5. Staf akademik dan non-akademik Program Studi Teknik Geologi dan Fakultas

Ilmu dan Teknologi Kebumian.

6. Bapak I Nyoman Suta, Bapak Agus H. P. dan Bapak Beiruny Syam atas

bimbingan, diskusi, dan waktu yang diberikan kepada penulis selama proses

penelitian berlangsung di PetroChina International Jabung, Ltd.

7. Rekan-rekan di PetroChina International Jabung, Ltd., lantai 19 atas bantuan

dan dukungannya.

v

8. Puti Karina Puar, Maria Sekar Proborukmi, Astyka Pamumpuni, Andhika Eky

Saputra, Dewi Prihatini, Resti Samyati, Hardika Nugraha, Abdurrahman Fajar,

Wildan Mussofan, Intan Nurhidayatin, Nadiah Himayatillah, Dwi Rachmawati,

Albert Julian, dan teman-teman Teknik Geologi ITB 2007 yang tidak dapat

disebutkan satu persatu.

9. Imaniar Dwi Rahayu, Dara Ayu, Rizka Puspitasari, Licha Permata, dan Maria

Anindita yang selalu memberikan motivasi dan semangat kepada penulis.

10. Semua pihak yang turut membantu terlaksananya makalah tugas akhir ini.

Bandung, Juni 2011

Dian Larasati

12007004

vi

DAFTAR ISI

LEMBAR PENGESAHAN ........................................................................................ i

ABSTRAK ................................................................................................................. ii

ABSTRACT .............................................................................................................. iii

KATA PENGANTAR…………… .......................................................................... iv

DAFTAR ISI ............................................................................................................. vi

DAFTAR TABEL ................................................................................................... viii

DAFTAR GAMBAR ................................................................................................ ix

DAFTAR LAMPIRAN ........................................................................................... xiii

BAB I PENDAHULUAN.................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang ............................................................................... 1

1.2 Lokasi Penelitian ........................................................................... 2

1.3 Maksud dan Tujuan Penelitian ...................................................... 3

1.4 Batasan Masalah ............................................................................ 3

1.5 Metode Penelitian .......................................................................... 4

1.5.1. Tahap Pengumpulan Data .................................................... 4

1.5.2. Tahap Pengolahan Data dan Analisis .................................. 4

1.5.3. Tahap Penyusunan Laporan................................................. 5

1.6 Peneliti Terdahulu.......................................................................... 6

1.5 Sistematika Pembahasan................................................................ 6

BAB II LANDASAN TEORI ............................................................................... 8

2.1 Batuan Induk ...................................................................................... 8

2.1.1. Kuantitas Material Organik .................................................... 9

2.1.2. Tipe Material Organik .......................................................... 10

2.1.3. Kematangan Material Organik ............................................. 13

2.2 Minyak Bumi dan Ekstrak ............................................................... 14

2.2.1. Biomarker Umum ................................................................. 15

2.2.3. Biomarker Penunjuk Lingkungan Pengendapan dan Asal

Material Organik .................................................................. 16

2.2.2. Biomarker Penunjuk Kematangan ........................................ 18

vii

2.2.4. Teknik Korelasi .................................................................... 19

BAB III GEOLOGI UMUM ................................................................................ 21

3.1 Geologi Regional ............................................................................. 21

3.1.1. Kerangka Tektonik ............................................................... 23

3.1.2. Stratigrafi .............................................................................. 25

3.1.3. Struktur Geologi ................................................................... 29

3.2 Geologi Daerah Penelitian ............................................................... 32

3.2.1. Stratigrafi .............................................................................. 33

3.2.2. Struktur Geologi ................................................................... 35

3.2.3. Sintesis Geologi .................................................................... 36

BAB IV GEOKIMIA PETROLEUM DAERAH PENELITIAN ........................ 39

4.1 Analisis Data .................................................................................... 39

4.2 Evaluasi Batuan Induk ..................................................................... 39

4.2.1. Potensi Batuan Induk ............................................................ 39

4.2.2. Kematangan .......................................................................... 47

4.3 Analisis Tipe Material Organik dan Lingkungan Pengendapan .. 56

4.3.1. Analisis Batuan Induk .......................................................... 56

4.3.2. Analisis Minyak Bumi .......................................................... 63

4.4 Korelasi Minyak-Batuan Induk ................................................... 72

BAB V KESIMPULAN ...................................................................................... 82

DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................. 83

LAMPIRAN ............................................................................................................. 86

viii

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1. Kategori batuan induk menurut Waples (1985) ....................................... 8

Tabel 2.2. Metode untuk menentukan potensi batuan induk (Law, 1999) ................ 9

Tabel 2.3. Indikasi potensi batuan induk berdasarkan TOC (Waples, 1985) ............ 9

Tabel 2.4. Empat tipe dasar kerogen (Law, 1999) .................................................. 12

Tabel 2.5. Komposisi kerogen (Waples, 1985) ....................................................... 10

Tabel 2.6. Indikasi kematangan hidrokarbon berdasarkan Tmaks pirolisis Rock-

Eval (Tissot et al., 1987 dalam Law, 1999) ........................................... 14

Tabel 2.7. Korelasi antara tiga parameter kematangan (Waples, 1985 dalam Law,

1999). ..................................................................................................... 14

Tabel 2.8. Kelas penting dari biomarker dan prazatnya (Waples, 1985) ................ 16

Tabel 4.1. Kandungan TOC pada setiap formasi. ................................................... 41

Tabel 4.2. Tabel yang menunjukkan tahap kematangan berdasarkan nilai

reflektansi vitrinit dari analisis sumur pada Formasi Air Benakat,

Gumai, Baturaja, Talang Akar Atas, dan Talang Akar Bawah. ............. 51

ix

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1. Lokasi penelitian yang berada di wilayah Blok Jabung, Sub-

Cekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (PetroChina, 2005

dalam Sapiie dkk., 2008). ...................................................................... 2

Gambar 1.2. Diagram alir penelitian .......................................................................... 5

Gambar 2.1. Diagram skematik Rock Eval (Waples, 1985). ................................... 10

Gambar 2.1. Diagram Van Krevelen (Tissot dan Welte, 1984 dalam Law, 1999) .. 12

Gambar 2.2. Berbagai macam bentuk distribusi alkana normal akibat adanya

perbedaan asal material organik, yaitu (A) distribusi alkana normal

asal material darat, (B) distribusi alkana normal asal material darat

dan alga laut, (C) dan (D) distribusi alkana normal asal material

alga laut. (Waples, 1985). .................................................................... 15

Gambar 2.3. Struktur dari isoprenoid pristana dan fitana (Waples, 1985). .............. 17

Gambar 2.4. Pola terpana trisiklik yang menunjukkan asal material organik

(Price dkk., 1987). ............................................................................... 18

Gambar 2.5. Diagram segitiga yang menunjukkan ketergantungan lingkungan

dari komposisi sterol dalam organism (Waples dan Machihara,

1991). ................................................................................................... 20

Gambar 3.1. Tatanan tektonik Cekungan Sumatra Selatan (Pertamina BPPKA,

1997 dalam Sapiie dkk., 2008) ............................................................ 21

Gambar 3.2. Peta geologi regional Cekungan Sumatera Selatan, Lembar

Muarabungo (Simandjuntak dkk., 1994) dan Lembar Jambi

(Mangga dkk., 1993). .......................................................................... 24

Gambar 3.3. Stratigrafi umum Blok Jabung, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan

Sumatra Selatan (PetroChina, 1998 dalam Saifuddin dkk., 2001).. .... 26

Gambar 3.4. Elemen struktur utama pada Cekungan Sumatra Selatan yang

berumur Eosen-Oligosen (orientasi NE-SW) serta struktur inversi

yang berumur Plio-Pleistosen (Ginger dan Fielding, 2005).. .............. 31

Gambar 3.5. Peta lokasi Sumur Panen Utara-1, Ripah-3, Kajen-1, dan N Geragai-

2 (PetroChina, 2005 dalam Sapiie dkk., 2008). ................................... 32

Gambar 3.6. Lokasi sumur pada peta geologi regional Lembar Muarabungo

(Simandjuntak dkk., 1994) dan Lembar Jambi (Mangga dkk.,

1993).. .................................................................................................. 33

Gambar 3.7. Stratigrafi daerah penelitian. ................................................................ 35

x

Gambar 3.8. Struktur geologi pada daerah penelitian.. ............................................ 37

Gambar 4.1. Lokasi keterdapatan sampel batuan (PetroChina, 2005 dalam Sapiie

dkk., 2008).. ......................................................................................... 40

Gambar 4.2. Plot antara nilai TOC (%) dengan HI (mg hidrokarbon/g TOC) pada

(a) Formasi Gumai, (b) Formasi Baturaja, (c) Formasi Talang Akar

Atas, dan (d) Formasi Talang Akar Bawah yang menunjukkan

implikasi batuan induk......................................................................... 48

Gambar 4.3. Plot antara Tmaks (0C) dengan HI (mg hidrokarbon/g TOC) yang

menunjukkan gambaran tahap kematangan dan tipe kerogen pada

(a) Formasi Gumai, (b) Formasi Baturaja, (c) Formasi Talang Akar

Atas, dan (d) Formasi Talang Akar Bawah. ........................................ 50

Gambar 4.4. Tahap kematangan batuan induk yang dinilai dari reflektansi vitrinit

pada Sumur Kabul-1, SW Betara-1, NE Betara-1, NE Betara-5, N

Geragai-2, Ripah-1, dan Ripah-2. ........................................................ 55

Gambar 4.5. Grafik antara Ph/nC18 dan Pr/nC17 yang menunjukkan kondisi

oksisitas dan tipe material organik dari sejumlah sampel batuan

dalam Sumur N Geragai-2 menurut klasifikasi Connan dan Casou

(1980) dalam Bissada dkk. (1992).... ................................................... 57

Gambar 4.6. Grafik yang menunjukkan lingkungan pengendapan, asal material

organik, dan kondisi oksisitas batuan induk yang dianalisis dari

Sumur Kabul-1, SW Betara-1, NE Betara-1, NE Betara-5, dan N

Geragai-2 berdasarkan plot antara Pr/Ph dan Pr/nC17 menurut

klasifikasi Davis (1998) dalam Mardianza (2007)... ........................... 58

Gambar 4.7. Distribusi alkana normal pada Sumur N Geragai-2 (kedalaman

7700-7800 kaki dalam Formasi Talang Akar Atas... ........................... 59

Gambar 4.8. Distribusi alkana normal pada Sumur N Geragai-2 (kedalaman

9700-9800 kaki) dalam Formasi Talang Akar Bawah.. ....................... 60

Gambar 4.9. Grafik hubungan antara rasio pristana dan fitana (Pr/Ph) serta rasio

hopana dan sterana yang menunjukkan gambaran lingkungan

pengendapan dan kondisi oksisitas dari sampel batuan induk.... ........ 61

Gambar 4.10. Distribusi terpana (m/z 191) pada Sumur N Geragai-2 pada (a)

kedalaman 770-7800 kaki dari Formasi Talang Akar Atas dan (b)

kedalaman 9700-9800 kaki dari Formasi Talang Akar Bawah.. ......... 62

Gambar 4.11. Diagram segitiga yang menunjukkan hubungan antara sterana C27,

C28, dan C29 yang menunjukkan lingkungan pengendapan dari

sampel batuan induk pada sejumlah sumur menurut klasifikasi

Huang dan Meinschein (1979) dalam Waples dan Machihara

(1991)................................................................................................... 63

xi

Gambar 4.12. Lokasi keterdapatan sampel minyak (PetroChina, 2005 dalam

Sapiie dkk., 2008..... ............................................................................ 64

Gambar 4.13. Grafik antara Ph/nC18 dan Pr/nC17 yang menunjukkan kondisi

oksisitas dan tipe material organik dari sejumlah sampel minyak

menurut klasifikasi Connan dan Casou (1980) dalam Bissada dkk.

(1992)................................................................................................... 65

Gambar 4.14. Grafik yang menunjukkan lingkungan pengendapan, asal material

organik, dan kondisi oksisitas dari sampel minyak yang dianalisis

pada sejumlah sumur menurut klasifikasi Davis (1998) dalam

Mardianza (2007)...... .......................................................................... 66

Gambar 4.15. Distribusi alkana normal dan isoprenoid pada Sumur W Betara-4

(kedalaman 6210-6220 kaki)...... ......................................................... 67

Gambar 4.16. Grafik hubungan antara rasio pristana dan fitana (Pr/Ph) serta rasio

hopana dan sterana yang menunjukkan gambaran lingkungan

pengendapan dan kondisi oksisitas dari sampel minyak..... ................ 68

Gambar 4.17. Analisis terpana (m/z 191) pada sampel minyak dari Sumur NE

Betara-30.... ......................................................................................... 70



sampel minyak pada sejumlah sumur menurut klasifikasi Huang

dan Meinschein (1979) dalam Waples dan Machihara (1991).... ........ 71

Gambar 4.19. Grafik yang menunjukkan hubungan antara δ13

C saturat dan δ13

C

aromatik untuk analisis tipe material organik dari sampel minyak

menurut klasifikasi Sofer (1984) dalam Bissada dkk. (1992)...... ....... 72

Gambar 4.20. Alkana normal dan isoprenoid pada (a) sampel batuan induk dari

Sumur N Geragai-2 dan (b) sampel minyak dari Sumur W Betara-

4........ ................................................................................................... 73

Gambar 4.21. Kromatogram massa terpana (m/z 191) yang dianalisis dari (a)

sampel batuan induk Sumur N Geragai-2 (kedalaman 8680-8690

kaki) pada Formasi Talang Akar Atas dan (b) sampel minyak

Sumur Ripah-6 (kedalaman 5735-5738 kaki).... ................................. 75

Gambar 4.22. Kromatogram massa terpana (m/z 191) yang dianalisis dari (a)

sampel batuan induk Sumur N Geragai-2 (kedalaman 9700-9800

kaki) dan (b) sampel minyak Sumur NE Betara-30 pada Formasi

Talang Akar Bawah.... ......................................................................... 76



sampel batuan induk dan minyak pada sejumlah sumur menurut

xii

klasifikasi Huang dan Meinschein (1979) dalam Waples dan

Machihara (1991)...... .......................................................................... 77

Gambar 4.24. Korelasi sampel batuan induk (a) terhadap sampel minyak dan

kondensat (b) dengan menggunakan analisis diagram laba-laba

terhadap distribusi triterpana (m/z 191) dan sterana (m/z 217)...... ..... 78

Gambar 4.25. Paleogeografi Blok Jabung pada tahap pengendapan Formasi

Talang Akar Bawah saat Oligosen Akhir (PetroChina, 2001)........ .... 79

Gambar 4.26. Sistem petroleum wilayah Blok Jabung (Marpaung dkk.,

2005)......... ........................................................................................... 80

Gambar 4.27. Sketsa migrasi pada penampang A-B........ ........................................ 81

xiii

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1. Data Indeks Hidrogen (HI) dan Tmaks pada sampel batuan.. ........... 87

Lampiran 2. Rasio biomarker dari hasil analisis GC pada sampel batuan induk. .. 91

Lampiran 3. Distribusi alkana normal pada sampel batuan induk dari Sumur N

Geragai-2. .......................................................................................... 92

Lampiran 4. Distribusi terpana (m/z 191) pada Sumur N Geragai-2 dari Formasi

Talang Akar Atas.. ............................................................................. 94

Lampiran 5. Fragmentogram sterana (m/z 217) untuk sampel batuan induk.. ....... 95

Lampiran 6. Rasio biomarker dari hasil analisis GC pada sampel minyak.. .......... 97

Lampiran 7. Distribusi alkana normal dan isoprenoid pada sampel minyak... ...... 99

Lampiran 8. Analisis terpana (m/z 191) pada sampel minyak dan kondensat... .. 106

Lampiran 9. Fragmentogram sterana (m/z 217) untuk sampel minyak... ............ 114

Lampiran 10. Data komposisi δ13

C saturat dan δ13

C aromatik pada sampel

minyak.... ......................................................................................... 120

Lampiran 11. Tabel identifikasi puncak untuk kromatogram dari analisis GC-

MS, terpana (m/z 191)... .................................................................. 121

Lampiran 12. Tabel identifikasi puncak untuk kromatogram dari analisis GC-

MS, terpana (m/z 217).. ................................................................... 122

Lampiran A. Stratigrafi Daerah Penelitian; Korelasi Sumur Panen Utara-1,

Kajen-1, dan N Geragai-2

Lampiran B. Stratigrafi Daerah Penelitian; Sumur Panen Utara-1

Lampiran C. Stratigrafi Daerah Penelitian; Sumur Kajen-1

Lampiran D. Stratigrafi Daerah Penelitian; Sumur N Geragai-2

Lampiran E. Penampang A-B, Blok Jabung, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan

Sumatera Selatan

program studi teknik geologi fakultas ilmu · pdf filejabung block, jambi sub-basin, south...

Documents