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
LEMBAR PENGESAHAN
TUGAS AKHIR KARAKTERISASI DAN KORELASI GEOKIMIA BATUAN INDUK DAN MINYAK DI BLOK JABUNG, SUB-CEKUNGAN JAMBI, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN 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
i
KARAKTERISASI DAN KORELASI GEOKIMIA BATUAN INDUK DAN MINYAK DI BLOK JABUNG, SUB-CEKUNGAN JAMBI, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
Oleh: Dian Larasati (12007004) Pembimbing: Prof. Dr. Ir. Eddy A. Subroto
ABSTRAK
Blok Jabung, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan merupakan bagian dari daerah operasi PetroChina International Jabung, Ltd. Wilayah ini berada pada koordinat 103000’-104000’BT dan 103’-1017’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 sumursumur 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 ii
GEOCHEMICAL CHARACTERIZATION AND OIL-SOURCE ROCK CORRELATION IN JABUNG BLOCK, JAMBI SUBBASIN, SOUTH SUMATRA BASIN
By: Dian Larasati (12007004) Advisor: Prof. Dr. Ir. Eddy A. Subroto
ABSTRACT
Jabung Block, Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin is a part of PetroChina International Jabung, Ltd. operation area, located at 103000’-104000’E dan 103’1017’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 iii
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.
iv
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
v
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
BAB II
1.6
Peneliti Terdahulu.......................................................................... 6
1.5
Sistematika Pembahasan................................................................ 6
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 vi
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 BAB V
Korelasi Minyak-Batuan Induk ................................................... 72
KESIMPULAN ...................................................................................... 82
DAFTAR PUSTAKA .............................................................................................. 83 LAMPIRAN ............................................................................................................. 86
vii
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 RockEval (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
viii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1. Lokasi penelitian yang berada di wilayah Blok Jabung, SubCekungan 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 Geragai2 (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 ix
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 x
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 Gambar 4.18. Diagram segitiga yang menunjukkan hubungan antara sterana C27, C28, dan C29 yang menunjukkan lingkungan pengendapan dari 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 δ13C saturat dan δ13C 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 Betara4........ ................................................................................................... 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 Gambar 4.23. Diagram segitiga yang menunjukkan hubungan antara sterana C 27, C28, dan C29 yang menunjukkan lingkungan pengendapan dari sampel batuan induk dan minyak pada sejumlah sumur menurut xi
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
xii
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 δ13C saturat dan δ13C aromatik pada sampel minyak.... ......................................................................................... 120 Lampiran 11. Tabel identifikasi puncak untuk kromatogram dari analisis GCMS, terpana (m/z 191)... .................................................................. 121 Lampiran 12. Tabel identifikasi puncak untuk kromatogram dari analisis GCMS, 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
xiii
