GENESIS DAN KARAKTERISASI GEOKIMIA DI LAPANGAN SUBAN, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN TESIS MAGISTER OLEH MOHAMMAD KUSUMA UTAMA NIM: 22006022 BIDANG KHUSUS MIGAS PROGRAM STUDI MAGISTER GEOLOGI PROGRAM PASCA SARJANA INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009
Lembar Pengesahan GENESIS DAN KARAKTERISASI GEOKIMIA DI LAPANGAN SUBAN, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN Nama : Mohammad Kusuma Utama NIM : 22006022 PEMBIMBING I: PEMBIMBING II: (Dr. Ir. Eddy A Subroto) (Dr. Ir. Dardji N) 2009 i
Sesungguhnya setelah kesulitan itu Ada kemudahan (Alam Nashrah: 6) Ku persembahkan untuk Istriku tercinta Siti Nur aini Dan anak-anakku tersayang Gavarni & Ja far... ii
SARI Pertumbuhan cadangan gas di Indonesia memperlihatkan adanya pergeseran produksi dari minyak ke gas sebagai akibat mulai menurunnya lapangan-lapangan minyak yang ada saat ini. Kegiatan eksplorasi selama sepuluh tahun terakhir telah memberikan hasil berupa penemuan-penemuan penting dan besar untuk lapangan gas raksasa di seluruh Indonesia. Pengetahuan tentang asal mula, distribusi, dan habitat gas alam sangat penting untuk memfokuskan eksplorasi gas. Pengetahuan regional geokimia gas akan menghasilkan strategi eksplorasi gas yang efisien. Contoh batuan yang dianalisis pada sumur SBU-1 memperlihatkan bahwa kandungan karbon organik total (TOC) berkisar antara rendah sampai cukup berpotensi. Formasi Telisa mempunyai nilai TOC berkisar antara 0.75 and 1.22%, Formasi (equivalen) Baturaja berkisar antara 0,44 and 1,36% sedangkan Formasi Talangakar berkisar antara 1,23 and 1,66%. Hasil plot data Rock-Eval pada diagram modifikasi van Krevelen memperlihatkan bahwa mayoritas contoh batuan yang dianalisis merupakan kerogen Tipe III (gas prone). Interpretasi kematangan mengindikasikan bahwa tingkat kematangan awal terjadi pada kedalaman 2600m dan mulai menghasilkan hidrokarbon pada kedalaman dibawah ini. Analisis komposisi gas secara terperinci telah dilakukan atas 7 (tujuh) contoh gas yang diambil dari sumur Durian Mabok-2, Suban-3, Suban-4, Suban-5, Suban-6, Suban-7, Suban-9, SBB-1, SBB-2 dan SBU-1. Komposisi gas-gas ini umumnya serupa dan hanya didominasi oleh komponen-komponen hidrokarbon dengan nilai antara 84,56% mol dan 98,13% mol. Gas metana (CH 4 ) merupakan komponen yang paling melimpah dengan nilai antara 75,98% mol dan 89,83% mol sedangkan kandungan gas basah (C 2 -C 5 ) yang cukup tinggi (5,88-22,57%), iii
mengindikasikan bahwa gas-gas murni ini kemungkinan termogenik pada awalnya. Metode plot-silang geokimia metana δ 13 C CH4 terhadap pembentukan hidrokarbon menunjukkan bahwa gas yang berada di Lapangan Suban terbagi menjadi dua tipe gas yaitu gas termogenik dan gas biogenik. Hal ini diperkuat oleh hasil plot-silang δ 13 C CH4 terhadap konsentrasi C 2+ yang menunjukkan bahwa di daerah penelitian terdapat dua tipe gas yang berbeda asalnya. Komposisi isotop karbon yang stabil dari komponen CO 2 yang ditemukan di daerah penelitian menunjukkan nilai yang bervariasi antara -0,28% dan -14,15%. Hasil plot-silang menunjukkan bahwa CO 2 berasal dari dua sumber yaitu sebagai aktivitas mantel atau volkanik serta sumber biogenetik. iv
ABSTRACT There has been a strength of growth of gas reserves in Indonesia which will cause a continued shift from oil to gas production as mature oil fields are depleted. Exploration efforts during the last ten years have been awarded by discoveries of significant and large to giant gas fields distributed all over Indonesia. Therefore, a knowledge of the origin, distribution, and habitat of natural gases are important for focusing gas exploration. Regional knowledge of gas geochemistry will result in more efficient gas exploration strategy. Rock samples analyzed in the well SBU-1 shows that the total organic carbon content (TOC) ranges from low to sufficient potential. Telisa Formation has TOC values ranging between 0.75 and 1.22%, Formation (equivalent) Baturaja between 0.44 and 1.36% while Talangakar Formation ranges from 1.23 and 1.66%. The results of the Rock-Eval data plot on the modification van Krevelen diagram shows that the majority of the analyzed rock sample is Type III kerogen (gas prone). Interpretation of maturity indicates that the level of early maturity occurs at a depth of 2600 m and begin to produce hydrocarbons below this depth. Analysis of gas composition in detail has been carried out on 7 (seven) gas samples taken from wells Durian Mabok-2, Suban-3, Suban-4, Suban-5, Suban-6, Suban-7, Suban-9, SBB-1, SBB-2 and SBU-1. The composition of these gases are generally similar and dominated by the hydrocarbon components with a value of between 84.56% mole and 98.13% mole. Gas methane (CH 4 ) is the most abundant component with values between 75.98% mole and 89.83% mole while the content of the wet gas (C 2 -C 5 ) is quite high (5.88 to 22.57%), indicating that the pure gases are thermogenic on the first possibility. Cross-plot method of methane δ 13 C CH4 geochemistry of hydrocarbon formation indicates that gas in the Field Suban divided into two types of gas and v
thermogenic gas is biogenic gas. This was confirmed by the results of cross-plot δ 13 C CH4 against the concentration of C 2+ which shows that in the research area there are two different types of gas origin. The composition of stable carbon isotopes of CO 2 components found in the research area indicates that the value varies between -0.28% and -14.15%. The results of the cross-plot shows that the CO 2 comes from two sources include mantle activity or volcanic and biogenetic sources. vi
KATA PENGANTAR Assalamu alaikum warohmatullahi wabarokatuh, Alhamdulillahirobbil aalamiin, penulis panjatkan ke hadirat Allah SWT atas selesainya tesis magister ini yang merupakan syarat untuk menempuh ujian magister di Departemen Teknik Geologi, FITB ITB. Pertama-tama penulis mengucapkan terima kasih kepada Dr. Ir. Eddy A Subroto selaku pembimbing tesis pertama dan kepada Dr. Ir. Dardji N selaku pembimbing tesis kedua, yang telah memberikan petunjuk, saran dan bimbingan sehingga tesis magister ini dapat diselesaikan. Ucapan terima kasih juga penulis sampaikan kepada: 1. Istriku tercinta Siti Nur aini dan kedua anakku tersayang Gavarni dan Ja far yang senantiasa berdoa dan memberikan dukungan moril serta materil selama penulis menempuh pendidikan S2 maupun selama menyelesaikan tesis ini. 2. Ibu dan bapak (almarhum), kakak-kakakku yang telah memberikan dukungan dan doa. 3. Bapak Didiek Sumasdi dan segenap pimpinan maupun karyawan ConocoPhillips Indonesia yang telah memberikan kesempatan kepada penulis untuk melakukan penelitian tesis di Lapangan Gas Suban. 4. Bapak Hendarsyah dan segenap pimpinan maupun karyawan PT. Pertamina EP yang telah memberikan dukungan kepada penulis untuk menyelesaikan tesis ini. 5. Pimpinan dan para dosen Departemen Teknik Geologi FITB ITB, yang telah banyak memberikan pengetahuan dan bekal ilmu selama penulis menyelesaikan program magister. 6. Pimpinan dan karyawan Divisi Eksplorasi BPMIGAS atas dukungan dan doanya. 7. Teman-teman sesama mahasiswa program magister geologi minyak dan gas bumi angkatan tahun 2006. vii
Penulis berharap semoga tesis magister ini dapat bermanfaat bagi seluruh pembaca dan para peneliti selanjutnya. Wassalamu alaikum warohmatullahi wabarokatuh. Bekasi, 9 September 2009 Mohammad Kusuma Utama viii
DAFTAR ISI HALAMAN PERSETUJUAN... i SARI...... ii KATA PENGANTAR... vii DAFTAR ISI... ix DAFTAR LAMPIRAN... xi DAFTAR GAMBAR... xii DAFTAR TABEL... xii Bab I Pendahuluan... 1 I.1 Lokasi, Subjek dan Objek Penelitian... 1 I.2 Masalah Penelitian... 1 I.3 Hipotesis... 3 I.4 Metodologi dan Tahapan Penelitian... 3 I.5 Asumsi... 4 Bab II Geologi Regional Dan Sistem Petroleum... 6 II.1 Struktur dan Tektonik... 6 II.2 Stratigrafi... 10 II.3 Tinjauan Sistem Petroleum... 14 II.3.1 Batuan Induk... 14 II.3.2 Migrasi... 14 II.3.3 Reservoir... 14 II.3.4 Batuan Penyekat... 15 II.3.5 Perangkap Hidrokarbon... 15 Bab III Interpretasi Data Geokimia... 16 III.1 Umum... 16 III.2 Kuantitas Material Organik... 17 III.3 Tipe Kerogen... 20 III.4 Kematangan Material Organik... 27 III.5 Interpretasi Data Komposisi Gas... 31 III.6 Interpretasi Data Isotop... 32 III.7 Interpretasi Asal Mula Karbon Dioksida (CO 2 )... 41 ix
Bab IV Kesimpulan... 43 Daftar Pustaka... 46 x
DAFTAR LAMPIRAN Lampiran A Peta lokasi sumur-sumur di Lapangan Suban... 49 Lampiran B Penampang skematik struktur di Lapangan Suban... 50 Lampiran C Data jumlah kandungan organik (TOC) dan pirolisis Rock-Eval yang dianalisis dari serbuk bor di sumur SBU-1TW... 51 Lampiran D Data kematangan berdasarkan nilai reflektansi vitrinit (Ro)... 52 Lampiran E Tabulasi data komposisi gas di Lapangan Suban... 53 Lampiran F Tabulasi data normalisasi gas di Lapangan Suban... 54 Lampiran G Model Korelasi Sumur... 55 xi
DAFTAR GAMBAR Gambar I.1 Peta lokasi daerah penelitian......2 Gambar I.2 Diagram alir metode penelitian... 5 Gambar II.1 Peta tektonik regional Pulau Sumatera... 6 Gambar II.2 Lokasi daerah penelitian dalam kerangka struktur regional... 8 Gambar II.3 Peta geologi dan struktur Pulau Sumatera (Sumber: Crow and Barber, 2005)... 9 Gambar II.4 Kolom stratigrafi daerah penelitian... 12 Gambar III.1 Transformasi material organik dalam sedimen dan batuan sedimen (diambil dari Waples, 1985)... 21 Gambar III.2 Pengeplotan nilai indeks hidrogen (HI) terhadap indeks oksigen (OI) dengan menggunakan modifikasi diagram van Krevelen untuk menunjukkan jalur evolusi kerogen... 23 Gambar III.3 Pengeplotan nilai S2 terhadap TOC... 25 Gambar III.4 Pengeplotan nilai HI terhadap TOC... 26 Gambar III.5 Pengeplotan nilai Ro terhadap kedalaman... 30 Gambar III.6 Hasil plot-silang geokimia antara isotop karbon (metana) δ 13 C CH4 terhadap konsentrasi C 2+... 37 Gambar III.7 Kombinasi data isotop metana δ 13 C dan etana δ 13 C dilakukan untuk mengevaluasi hubungan ko-genetik antara komponen-komponen tertentu ini dalam gas-gas murni... 38 Gambar III.8 Hubungan antara metana δ 13 D dan metana δ 13 C menunjukkan kehadiran gas termogenik yang matang... 39 Gambar III.9 Hubungan antara etana δ 13 C dan propana δ 13 C menunjukkan kehadiran gas termogenik yang matang dan campuran gas biogenik...40 Gambar III.10 Hubungan antara δ 13 C CH4 dan δ 13 C CO2 menunjukkan asal mula gas CO 2 di daerah penelitian (Studi Internal ConocoPhillips, 2003 dan Studi Internal Pertamina, 2004).... 42 xii
DAFTAR TABEL Tabel III.1 Indikasi potensi batuan induk berdasarkan TOC (Waples, 1985)... 18 Tabel III.2 Tabel III.2 Komposisi kerogen (diambil dari Waples, 1985).... 21 Tabel III.3 Tipe kerogen yang dapat menghasilkan bermacam produk hidrokarbon pada puncak kematangannya (Peters dan Cassa, 1994)... 24 Tabel III.4. Parameter sederhana yang digunakan untuk menentukan potensi hidrokarbon dari batuan induk yang belum matang (Peters dan Cassa, 1994)... 27 Tabel III.5 Parameter sederhana untuk menentukan kematangan bahang dalam kaitannya untuk pembentukan minyak (Peters dan Cassa, 1991) 29 Tabel III.6 Hasil analisis isotop karbon stabil dan deuterium di Lapangan Suban... 34 xiii