BAB I PENDAHULUAN. Gambar 1.1 Segitiga Energi (Aguilera, 2013)

Transkripsi

1 BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Konsep migas non konvensional merupakan sumber energi masa depan dunia (Gambar 1.1) karena sumberdayanya yang masih melimpah dan masih dalam tahap pengembangan (Aguilera, 2013). Menurut Permen ESDM No.5 Th. 2012, migas non konvesional dibagi menjadi Shale Oil, Shale Gas, Tight Sand Gas, Gas Metan Batubara (GBM) dan Methane Hydrate. Gambar 1.1 Segitiga Energi (Aguilera, 2013) Salah satu yang sedang dikembangkan di Indonesia adalah Hidrokarbon serpih, dimana Shale (batuserpih) yang merupakan batuan induk juga berfungsi sebagai reservoir atau dapat menyimpan hidrokarbon (Anastasia, 2012). Di Indonesia sendiri potensi Gas Serpih sangat besar, diperkirakan mencapai sekitar 570 TCF (Petromindo, 2011). Perkembangan Gas Serpih di Indonesia dimulai sekitar tahun 2007, dengan diawali studi tentang potensi serpih pada cekungan-cekungan migas aktif di Indonesia yang dilanjutkan dengan penelitian dan studi Geology and Geophysics (GNG). Hingga saat ini perkembangan hidrokarbon serpih di Indonesia 1

2 masih terbatas pada penelitian atau studi GNG, dan belum dilakukan pengeboran sumur ekplorasi. Indonesia sendiri memiliki banyak cekungan migas yang terbukti aktif menghasilkan minyak dan gas, salah satunya adalah Cekungan Jawa Timur Utara. Secara konsep migas konvensional, sistem petroleum aktif di cekungan ini adalah Formasi Ngimbang sebagai batuan induk (Todd dkk, 1997 dalam Doust dan Nouble, 2008). Formasi Ngimbang, Ngrayong dan Kujung sebagai reservoar dan Formasi Tuban sebagai batuan tudung (Howes dan Tisnawijaya, 1995 dalam Doust dan Nouble, 2008). Dengan konsep migas non konvensional, Formasi Tuban yang berfungsi sebagai batuan tudung akan dianalisis fungsinya sebagai batuan induk sekaligus reservoar untuk sumberdaya Hidrokarbon Serpih. Penerapan konsep non konvensional hidrokarbon pada Formasi Tuban, dimana fungsinya sebagai batuan tudung menjadi batuan induk berdasarkan ciri litologi dan parameter TOC nya. Litologi Formasi Tuban yang berupa batulempung, napal dan serpih dan secara umum diendapkan pada lingkungan transisi hingga laut dalam (Hartono dan Suharsono, 1997) mendukung terkandungnya material organik yang cukup baik (Ahmad, 2014). Selain itu, pada beberapa sumur minyak yang berada di Cekungan Jawa Timur Utara, seperti sumur ELG-1 dan PKT-1 menunjukan nilai TOC yang cukup tinggi pada interval Formasi Tuban yaitu %. Dalam penentuan sumberdaya hidrokarbon serpih perlu dilakukan pemahaman parameter geologi seperti stratigrafi, petrografi, paleontologi, mineralogi, geomekanik dan geokimia (Bahesty dkk, 2013), pada penelitian ini akan difokuskan kepada analisis litofasies, lingkungan pengendapan, geokimia dan mineralogi karena aspek tersebut merupakan dasar dan awal studi untuk hidrokarbon serpih. 1.2 Maksud dan Tujuan Penelitian Maksud dari penelitian adalah melakukan evaluasi geologi dan geokimia pada serpih Formasi Tuban dengan menggunakan data geologi permukaan untuk mengetahui karakteristik dan potensi serpih Formasi Tuban untuk sumberdaya migas non-konvensional. 2

3 Tujuan dari penelitian ini adalah untuk : 1. Mengetahui pembagian litofasies dan identifikasi lingkungan pengendapan dari Formasi Tuban 2. Mengetahui dan menganalisis komposisi mineralogi dari serpih Formasi Tuban untuk mengetahui nilai Brittleness Index 3. Mengetahui porositas mikro serpih dari Formasi Tuban sebagai parameter reservoar hidrokarbon 4. Menganalisis geokimia batuan serpih Formasi Tuban, meliputi kandungan organik karbon serta tingkat kematangan hidrokarbon. 1.3 Batasan Masalah Masalah yang akan dibahas pada penelitian ini terfokus pada analisis serta evaluasi geologi, geokimia dan mineralogi berdasarkan data geologi permukaan meliputi analisis lingkungan pengendapan dan litofasies serpih, kekayaan dan kematangan serpih sebagai batuan induk, karakter reservoar serpih dan indeks kekerasan yang terkait dengan kandungan mineral sebagai zona fracturing. 1.4 Manfaat Penelitian Manfaat dari penelitian ini adalah menunjukan potensi serpih pada Formasi Tuban sebagai reservoar migas non-konvensional ditinjau dari aspek geologi meliputi identifikasi fasies dan lingkungan pengendapan yang berkaitan dengan aspek geokimia meliputi kekayaan dan kematangan hidrokarbon serta aspek petrofisika meliputi properti reservoar. Konsep pada penelitian ini dapat digunakan sebagai metode awal dalam ekplorasi migas non-konvensional, khususnya hidrokarbon serpih. 1.5 Peneliti Terdahulu Terdapat beberapa peneliti terdahulu yang mempunyai keterkaitan dengan penelitian, sebagai berikut : 1) Bahesty, dkk (2014) dalam penelitiannya menjelaskan tentang metode dalam evaluasi geologi, geokimia dan geomekanik untuk penetuan sweetspot atau area 3

4 prospek gas serpih pada Formasi Lower Baong. Kesimpulannya adalah pembagian fasies serpih berdasarkan kekayaan material organik serta kematangan, ketebalan serpih, modulus young dan poisson ratio untuk geomekanik. Hasil penelitian ini dapat menjadi tambahan referensi dalam analisis litofasies dan kandungan organik. 2) Naslin (2013) dalam penelitiannya menjelaskan tentang hubungan TOC dan kandungan mineral dalam serpih hasil analisis dari XRD dengan properti mekanika batuan. Hasil perhitungan dan perbandingan di uji dengan triaxial test sehingga dapat ditentukan indeks brittleness serta gaya yang dibutuhkan dalam tahap fracturing. Hasil penelitian ini dapat menjadi referensi dalam analisis mineralogi dalam kaitanya dengan indeks brittleness. 3) Wirawan (2013) dalam penelitiannya menjelaskan tentang satuan batulempung Formasi Tuban yang berpotensi sebagai bahan baku semen. Penelitian ini berdasarkan data geologi permukaan meliputi pembuatan profil sedimen, petrografi, paleontologi dan struktur geologi. Kesimpulan penelitian ini menunjukan bahwa batulempung Formasi Tuban tersusun atas batulempung dengan sisispan batulempung karbonatan, batulempung pasiran, batupasir karbonatan, batupasir lempungan yang diendapakan dilingkungan neritik luar batial atas pada umur Miosen Awal. Hasil penelitian ini dapat menjadi tambahan referensi dalam analisis litofasies dan lingkungan pengendapan. 4) Anastasia, dkk (2012) dalam penelitiannya menjelaskan tentang potensi Shale gas play di Cekungan Ombilin Sumatera Selatan, dimana mengaplikasikan parameter geologi dan stratigrafi dan geokimia. Paramaeter geokimia di tinjau berdasarkan TOC dan kematangan kerogennya. Parameter tersebut di bandingkan dengan beberapa cekungan plays gas serpih di Amerika dan hasilnya, potensi gas serpih di Cekungan Ombilin cukup baik dan berpotensi. 5) Rahmalia (2012) dalam penelitiannya menjelaskan tentang potensi gas serpih di beberapa cekungan di Indonesia. Penelitian berdasarkan data literatur dan data analisis XRD, mineralogi serta geokimia dari core di beberapa sumur di cekungan yang berbeda. Kesimpulan dari penelitian adalah potensi gas serpih 4

5 dari cekungan-cekungan migas di Indonesia barat khususnya Gumai dan Serpih Baong serta cekungan di Indonesia timur seperti Serpih Masela Jurassic. Beberapa penelitian terdahulu telah menunjukan bahwa formasi formasi pembawa lapisan serpih di cekungan migas Indonesia memiliki potensi sebagai migas non konvensional hidrokarbon serpih seperti Formasi Baong, Formasi Lahat, Formasi Talang Akar dan Formasi Tanjung, dimana formasi formasi tersebut juga merupakan batuan induk yang terbukti aktif. Penelitian - peneiltian tersebut sedikit banyak mengacu pada metode studi hidrokarbon serpih di Amerika Serikat yang telah sukses mengembangkannya. Metode yang telah digunakan seperti analisis dan pembagian litofasies serpih, analisis mineralogi, analisis struktur mikro dan porositas mikro, analisis geomekanik dan evaluasi geokimia batuan induk dengan data primer seperti sampel batuan dan batuan inti dan data sekunder seperti data wireline log dan seismik. Penelitian ini tetap menggunakan beberapa metode tersebut seperti analisis litofasies, analisis mineralogi, analisis porositas mikro dan evaluasi geokimia batuan induk pada serpih Formasi Tuban dengan data primer berupa sampel batuan di permukaan. Hal ini diharapkan menjadi kebaruan dalam studi hidrokarbon serpih di Indonesia, dimana Formasi Tuban yang merupakan batuan tudung regional di sistem petroleum Jawa Timur Utara menjadi batuan induk yang potensial. Perkiraan tersebut berdasarkan kandungan TOC yang cukup tinggi pada beberapa hasil sumur migas di Jawa Timur Utara. Sejauh ini belum pernah dilakukan evaluasi geokimia batuan induk, analisis mineralogi, litofasies dan potensinya sebagai migas non konvensional untuk Formasi Tuban Tempat dan Waktu Penelitian Secara administratif daerah penelitian berada di daerah Tuban Propinsi Jawa Timur dengan koordinant Lintang : dan Bujur : dengan luas sekitar 57.6 km 2 (Gambar 1.2). Penelitian ini diawali dengan studi pustaka sejak bulan September 2015, selanjutnya dilakukan penyelesaian birokrasi dan perijinan untuk perolehan data. pada bulan Januari hingga April 2016 dilakukan pengambilan data geologi 5

6 permukaan. Setelah itu dilakukan analisis laboratorium dan pengolahan data pada bulan Mei 2016 yang diteruskan dengan penulisan laporan penelitian hingga bulan Juli 2016 (Tabel 3.1). Gambar 1.2 Lokasi Penelitian (Google Earth, 2015) 1.7 Lingkup Penelitian Dalam penelitian ini menggunakan data permukaan. Data permukaan dilakukan dengan survey geologi permukaan meliputi pengukuran stratigrafi terukur dan pengambilan sampel batuan. Kemudian dilakukan analisis laboratorium dari sampel serpih 6