KABUPATEN DEIYAI PROVINSI PAPUA

I.30

BUKU 1 : BIDANG ENERGI

PENYELIDIKAN 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 diproyeksikan akan digunakan sebagai salah satu energi alternatif.

”

PROSIDING HASIL KEGIATAN PUSAT SUMBER DAYA GEOLOGI TAHUN 2011


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 berkandungan gas merupakan upaya untuk menghimpun data potensi gas dari beberapa tempat yang tersebar di seluruh wilayah Indonesia dalam rangka meningkatkan ketersediaan data terbaru dan akurat, selain itu kegiatan ini terkait dengan penyusunan neraca sumber daya energi fosil sehingga diharapkan terjadi peningkatan investasi di bidang eksplorasi gas alam. Berdasarkan hal tersebut maka dilakukan kegiatan penyelidikan pendahuluan serpih berkandungan gas yang dilakukan di kabupaten Deiyai. Secara khusus, penyelidikan serpih yang diduga mengandung gas pada lokasi ini dilakukan 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 mengandung gas, mendapatkan data kedudukan lapisan serpih tersebut terhadap formasi batuan lainnya, arah jurus dan kemiringan

I.30

lapisan, mengetahui karakteristik sebaran, ketebalan 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 memplotkannya 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 termasuk 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



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, daratan hasil tumbukan lempeng samudera dan lempeng benua dan Wilayah yang berasal dari lempeng benua Australia Penyelidik lainnya E.Rusmana dkk.,1995. membagi 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 bertindak 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 tersebut. 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 tumbukan lempeng samudera dan lempeng benua : dicirikan dengan gangguan struktur dan tektonik 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 mempunyai lapisan-lapisan penutup yang tebal dan memungkinkan untuk prospek minyak bumi. Berdasarkan Mandala Geologinya, Papua ter-


I.30


bagi atas 6 bagian yaitu Kerak Benua, Kerak Samudra, Jalur sesar naik Anjak Pegunungan Tengah, Jalur Ofiolit Papua, Cekungan Papua Utara dan Cekungan Wapoga (E. Rusmana 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 terbaru 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 cekungan ini berdasarkan data gaya berat. Apabila mengacu pada data terbaru Peta Cekungan Sedimen Indonesia tersebut, maka daerah penyelidikan termasuk kedalam Cekungan 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 adalah Kelompok Kembelangan berumur Jurasik - Paleosen dimana diendapkan Formasi Kopai yang berumur Jura Tengah – Jura Atas. Diatas Kelompok Kembelangan diendapkan Kelompok Paniai berumur antara Paleosen –

I.30

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 Kembelangan 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 terpisahkan (sulit dipisahkan ), batuannya terdiri atas kalkarenit, biokalkarenit, kalsilutit, kalkarenit 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 sekitarnya hanya dijumpai sebaran Formasi Waripi dan Batugamping Yawee.

2.2

Struktur Geologi

Cekungan Akimeugah bermula sebagai cekungan passive margin, yakni cekungan yang



terbentuk oleh rifting di tepi utara benua Australia 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 synrifting Paleozoikum dan Mesozoikum. Kemudian, saat bagian ini lepas dan menjauh dari Australia (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 foreland basin. Passive margin Paleozoikum-Neogen ditekuk masuk ke bawah jalur Banda dan Central Range. Kemudian di bagian depan tekukan itu (foredeep) diendapkan sedimen bersifat molassic yang merupakan erosional products dari tinggian di dekatnya. Penekukan dan penguburan oleh sedimen 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 forebulge-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 terbentuk 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 collision 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 penyelidikan tersebut, diantaranya melalui studi literatur. Berdasarkan hasil studi literatur yang diperoleh 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 berumur Miosen Atas-Pliosen (Neogen) dan Formasi Ekmai yang berumur Kapur (Mesozoikum). Perkiraan sementara ini diantaranya berdasarkan keterangan beberapa sumber yang menerangkan bahwa akibat tektonik yang terjadi selama penguburan oleh sedimen molase telah mematangkan batuan induk berumur Mesozoikum di daerah Waghete dan sekitarnya dan migrasi hidrokarbonnya dapat terakumulasi pada cekungan berumur Neogen yang terbentuk. Hasil dari seluruh kegiatan yang dilaksanakan diharapkan akan tersedianya data potensi sumber daya gas berserta kualitasnya di wilayah


I.30


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 kegiatan yang dilakukan diantaranya pemetaan geologi endapan serpih.

3.1.1. Pengumpulan Data Sekunder Kegiatan pengumpulan data sekunder pada daerah yang diselidiki dilakukan sebelum dimulai kegiatan lapangan. Pada tahap pengumpulan data sekunder kegiatan yang dilakukan diantaranya 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 masukan mengenai daerah yang akan dituju baik dari literatur maupun informasi lisan yang bersumber dari peneliti terdahulu.

I.30

3.1.2. Pengumpulan Data Primer Data primer diperoleh dari hasil kegiatan lapangan, yaitu dari hasil pemetaan geologi batuan serpih yang diduga mengandung gas. Kegiatan tersebut diantaranya: • Mencari lokasi singkapan-singkapan serpih,. 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 penting 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 serpih, 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 dilakukan 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 hipotetik 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 menggambarkan arah penyebaran endapan serpih didaerah tersebut. Walaupun penyelidikan ini merupakan penyelidikan pendahuluan, akan tetapi diharapkan menjadi sumber data yang dapat dikembangkan pada penyelidikan selanjutnya.

4.

HASIL PENYELIDIKAN

4.1

Geologi Daerah Penyelidikan

4.1.1 Morfologi

Sebagian besar daerah penyelidikan merupakan daerah yang berbukit-bukit dengan kemiringan lereng rata-rata antara 20° sampai 50° dan pada beberapa tempat seringkali mencapai 80°. Kenampakan morfologi tersebut didaerah penyelidikan terbentuk sebagian besar oleh batugamping, konglomerat, batupasir 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 permukaan laut. Pola aliran sungai yang berkembang didaerah 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 stadium 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


I.30


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 ukuran 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 rangkaian patahan Triassic dari Formasi Tipuma. Pigram dan Panggabean (1989) membagi unit Kembelangan 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.

m. karakter dari formasi piniya adalah laminasi hingga masiv mudstone-siltstone dengan interbedded berukuran halus, batu pasir kuarsa dengan pemilahan yang baik. Bioturbasi, ripplemarks, load cast, diobservasi di formasi ini. Formasi piniya di interpretasi terendapkan 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 Wonowogi

Kelompok Paniai

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. Formasi 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.

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

Batulumpur Piniya

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

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

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

I.30



Formasi Waripi Formasi Waripi litologinya terutama tersusun oleh karbonat dolomitik, dan Batupsir kuarsa diendapkan diendapkan selaras diatas Batupasir 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 berumur 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 penyelidikan adalah Formasi Dakebo (Qpd) yang berumur Piosen. Susunan litologinya tersusun atas Konglomerat, Batupasir, Serpih pasiran, Batulumpur dan Lignit. Formasi ini diendapkan pada umur Pliosen.

Daerah penyelidikan merupakan daerah yang cukup komplek, Struktur geologi yang terdapat didaerah penyelidikan umumnya berupa struktur 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, abuabu 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 coklathitam, 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.

4.13 Struktur Geologi


I.30


10, W-11, W-12, W-13 dan W-14 dapat dikorelasikan 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 akibat struktur lipatan sinklin dan antiklin yang terjadi. Pada beberapa lokasi, lapisan tersebut tersesarkan (lapisan a, b, dan f). Lapisan a Lapisan a diinterpretasikan berdasarkan singkapan 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 kearah 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 diperkirakan tidak mengandung hidrokarbon sehingga tidak dilakukan perhitungan sumber daya. Lapisan b Lapisan b diinterpretasikan berdasarkan singkapan 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. Lapisan b merupakan perlapisan bps abu2 dan blp pasiran, sisipan serpih tipis abu abu kehitaman dengan ketebalan singkapa > 1 m.

I.30

Lapisan c Lapisan c merupakan batulempung abu-abu kehitaman menyerpih yang diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-04. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pengukuran, 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 singkapan 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 perhitungan 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 diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-07. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pengukuran, 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 30 o kearah Timurlaut. Hasil pengujian retort pada conto W-04 tidak ditemukan adanya kandungan hidrokarbon sehingga tidak dilakukan perhitungan sumber daya.



Lapisan e

dengan kemiringan lapisan rata-rata 20o kearah Timurlaut.

Lapisan e merupakan batulempung abu-abu kehitaman menyerpih yang diinterpretasikan berdasarkan singkapan W-08 dan W-14. Panjang lapisan kearah lateral yang diyakini kontinuitasnya adalah sejauh 350 m relatif ke arah Utara dan 350 m kearah Selatan dari singkapan 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 diinterpretasikan 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 pengukuran, lapisan g merupakan sayap sinklin bagian Selatan yang menyebar secara lateral dengan arah Baratlaut-Tenggara. Panjang lapisan kearah lateral adalah 1.000 m

Lapisan h Lapisan h merupakan serpih karbonan, hitam, berlapis, mengandung sisa tumbuhan yang diinterpretasikan 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. Berdasarkan rekonstruksi geometrinya dan dari hasil pengukuran, lapisan j memanjang dengan arah Baratlaut tenggara. Panjang lapisan kearah 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 kemiringan lapisan rata-rata 12o kearah Baratdaya. Tebal lapisan rata-rata adalah 1,50 m.

4.2.1.2 Kualitas Serpih di daerah Penyelidikan 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


I.30


analisa petrografi. Akan tetapi untuk mengetahui indikasi awal batuan yang diperkirakan mengandung gas atau minyak secara megaskopis dapat dilakukan pada saat pengambilan conto di lapangan.

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.

Megaskopis

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

Pengambilan conto di lapangan akan sangat menentukan terhadap temuan gas yang dihasilkan dari batuan tersebut. Oleh karena itu peranan yang cukup penting dan akan menentukan 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 lapangan 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-

I.30

Analisa Retorting

Berdasarkan hasil analisa retorting diketahui 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 kematangan material organik dan generasi hidrokarbon melalui relflektan vutrinite.



• Membantu atau sebagai cross check terhadap 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 tersebut menunjukan vitrinit berada pada tingkat kematangan rendah. Pengujian Geokimia Hidrokarbon Pengujian Rock-Eval Pyrolisis (REP) Pengujian Rock-Eval Pyrolisis adalah analisa pengujian terhadap senyawa hidrokarbon batuan induk dengan melakukan pemanasan bertahap terhadap conto batuan dalam keadaan tanpa oksigen pada kondisi atmosfer inert dengan temperatur yang terprogram.

bebas (bitumen) dan komponen organik yang masih terikat dalam batuan induk (kerogen) (Espitalie et al., 1977). Analisis Rock-Eval Pyrolisis menghasilkan 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 Laboratorium 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) menunjukkan bahwa conto batuan mengandung karbon organik dengan kualitas antara „sangat bagus° sampai „melimpah° (3.11 - 12.62%). Jumlah hidrokarbon bebas yang terbentuk insitu (indigeneous hydrocarbon) karena kematangan termal maupun karena adanya akumulasi hidrokarbon dari tempat lain (migrated hydrocarbon) dari ke 4 conto yang dianalisis menunjukan nilai yang sangat rendah yaitu antara 0.08 - 1.32 mg/g (Tabel 8).

Pemanasan ini memisahkan komponen organik


I.30


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. Kandungan 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)

teroksidasi (kerogen Tipe IV) sehingga tidak berpotensi sebagai batuan sumber hidrokarbon (Gambar 9)

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.

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 (Gambar 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 hidrokarbon.

Kematangan termal berdasarkan nilai Tmax (425 – 431oC) memberikan indikasi bahwa batuan 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 431 oC 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 kandungan 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

I.30

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

4.2.2.3 Analisis Kromatografi Gas (GC) dan Kromatografi Gas Spektrometri Masa (GCMS Hasil ekstraksi dari conto W-07 EOM sangat rendah (188ppm) dengan komposisi ekstrak yang menunjukkan senyawa-senyawa nonhidrokarbon sangat dominan (95.62%) Tabel 11. Pada conto W-10 hasil ekstrak sangat tinggi (>5.000ppm) tetapi kandungan hidrokarbon (saturat+aromatik) sangat kecil bila dibandingkan dengan senyawa-senyawa non-hidrokarbon (96.34%). Komposisi ekstrak seperti ini menunjukkan



bahwa Kerogen terkandung pada ke-2 conto batuan belum mampu menghasilkan hidrokarbon karena masih berada pada tingkat kematangan 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 menunjukkan potensi EOM yang sangat bagus akan tetapi kandungan hidrokarbon sangat sedikit karena sebagian besar hasil ekstraksinya terdiri dari senyawa-senyawa residual dalam porsi yang sangat dominan. Data sidikjari diperoleh dari hasil analisis kromatografi 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). Pembentukan senyawa-senyawa n-alkana dan isoprenoida yang masih sangat rendah pada umumnya disebabkan oleh tingkat kematangan termal rendah dari bahan organik sumber sehingga tidak mampu untuk memecah kerogen dan menghasilkan hidrokarbon secara optimal. Pada level ini tidak banyak informasi yang dapat diambil dari hasil analisis kromatografi gas selain dari pada hasil analisis biomarkernya (GCMS). Sterana (m/z 217) Analisis GCMS fraksi saturat pada ekstrak batuan W-07 menunjukkan distribusi biomarker sterana dengan komposisi C27>C28
yang dominan merupakan indikasi batuan sumber kaya akan mineral lempung. Plot data komposisi sterana (Gambar 15) menunjukkan asal bahan organik ekstrak batuan dari lingkungan akuatik, kemungkinan adalah marin. Triterpana (m/z 191) Biomarker triterpana pada ekstrak batuan W-07 memperlihatkan senyawa-senyawa asal biologis yang masih terlihat jelas. Senyawasenyawa tersebut terdeteksi sebagai ββ C27, ββ C29, ββ C30, ββ C31 dan ββ C32, yang menunjukkan tingkat kematangan termal sangat rendah (Gambar16). Keberadaan senyawa 17α(H)-29, 30-Bisnorhopana hopana tumbuhan memberikan indikasi peran bakteri dalam proses degradasi bahan organik dan lingkungan pengendapan anoksik marin. Senyawa-senyawa asal tumbuhan darat terdeteksi sebagai kelompok tetrasiklik (X1, X2, X3 dan X4), Gambar 18.

4.2.2.4. Kematangan Terma Tingkat kematangan termal dari ekstrak batuan 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 diatas yang menunjukkan secara berturut-turut nilai-nilai 0.29, 0.75 dan 0.24 yang ekivalen dengan tingkatan belum matang terkait dengan 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.


I.30


4.2.3 Sumber Daya Batuan Serpih Perhitungan sumber daya dalam laporan Pendahuluan ini adalah perhitungan sumber daya Batuan serpih yang diindikasikan mengandung minyak/gas. Dasar perhitungannya adalah penyebaran kearah lateral yang didapatkan dari korelasi beberapa singkapan yang diamati dengan beberapa pembatasan sebagai berikut : • Penyebaran kearah jurus (Panjang) satu lapisan adalah panjang lapisan yang dihitung berdasarkan singkapan yang dapat dikorelasikan dan dibatasi sejauh 500 m dari singkapan terakhir. • Penyebaran kearah kemiringan (Lebar) adalah lebar lapisan yang dibatasi sampai kedalaman 50 m dihitung tegaklurus dari permukaan singkapan. Sumberdaya = { [Panjang (m) x Lebar (m) x Tebal (m)] x Berat jenis (gr/ton) }

4.2.4 Prospek dan Kendala Pemanfaatan Bitumen Padat Potensi kandungan gas di Kabupaten Deiyai 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.

I.30

Sementara itu 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 diproyeksikan akan digunakan sebagai salah satu energi alternatif.

5. KESIMPULAN Formasi Dakebo diperkirakan bertindak sebagai 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 ratarata 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 kandungan 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 rendah sehingga belum mampu menghasilkan hidrokarbon.

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

Kandungan Hidrogen yang tinggi yaitu antara 131 – 141mg/g TOC (W-09 dan W-10) memperlihatkan 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 berpotensi sebagai batuan sumber hidrokarbon.

DAFTAR PUSTAKA

Hasil Pirolisis menunjukkan potensi Kerogen 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.

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

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 sekitarnya, Kabupaten Sorong Selatan, Provinsi Papua

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

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

Ann. Conv. Procc., p. 234-278. 6. Yen, The Fu., and Chilingarian 1976, Oil Shale, Development in Petroleum Science,5. Elsevier 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

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

Hidrokarbon Batuan Permukaan, Formasi Dakebo, Cekungan Akimeugah, Kabupaten Deiyai, Provinsi Papua.


I.30


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)

I.30



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

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

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

No

No Sampel

Minyak yang dihasilkan

Formasi

Air yang dihasilkan

Liter/ton

Specific Gravity Batuan

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


I.30


Tabel 6. Hasil analisis Petrografi conto Serpih di daerah Penyelidikan No Conto

Jenis Batuan

Rvmean (%)

V (%)

L (%)

I (%)

FeS2 (%)

Fe2O3 (%)

0,28

< 0,1

< 0,1

< 0,1

< 0,1

0,10,49

W-03

Batupasir gampingan, mengandung bitumen

W-07

Batupasir gampingan, tidak mengandung bitumen

-

-

-

-

< 0,1

0,10,49

W-08


-

< 0,1

< 0,1

-

< 0,1

< 0,1

W-09


0,31

10,0049,99

0,10,49

0,10,49

2,09,99

W-10


0,31

10,0049,99

0,10,49

0,10,49

0,10,49

2,09,99

W-11


0,31

2,0-9,99

0,51,99

0,51,99

< 0,1

0,51,99

W-12

Batupasir gampingan, tidak mengandung bitumen

-

-

-

-

< 0,1

0,51,99

W-13


0,33

10,0049,99

0,10,49

< 0,1

0,51,99

W-14


-

< 0,1

-

-

0,10,49

0,10,49

Tabel 8. Rock Eval Pyrolysis and TOC Content

I.30

mg/g rock S3

Tmax o C

Oil Production Index (OPI)

Potential Yield (S1+S2)

H index

O index

1.00

7.67

431

0.07

1.08

32

247

1.32

10.68

9.90

401

0.11

12.00

141

130

12.62

1.00

16.52

29.16

406

0.06

17.52

131

231

3.75

0.24

1.65

9.15

425

0.13

1.89

44

244

Lithology

TOC Wt.%

S1

S2

W-07

Bitumenous Sst, blk

3.11

0.08

W-09

Carbonaceos Sh, dkgy/blk, sndy, brittle

7.59

W-10

Carbonaceos C ly st , d kg y / blk, firm

W-14

Clyst,brn, slty, brittle

No



Gambar 6. Diagram TOC terhadap (S2) conto batuan di daerah Penyelidikan

Gambar 7. Diagram T max - HI conto batuan di daerah Penyelidikan

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

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


I.30


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

I.30

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

Gambar 14. Sidikjari ion Kromatogram sterana (m/z 217) ekstrak conto W-07

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

Gambar 15. Diagram komposisi sterana



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


I.30


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

Kemiringan (o)

Panjang (m)

Lebar (m)

Tebal (m)

Berat Jenis

a

3

1000

955.36

2,00

-

b

14

1000

206.67

1,00

2,33

c

14

1000

206.67

1,00

-

Tdk mengandung minyak/ gas

d

30

1000

100,00

1,50

2,14


e

10

500

287.93

2,00

-


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

I.30

Sumber Daya (ton) Tdk mengandung minyak/ gas 481.541,10

4.629.224.17


KABUPATEN DEIYAI PROVINSI PAPUA

Recommend Documents