APLIKASIKONSEPSIKUENSTRATIGRAFIDANPENGARUHNYATERHADAPKANDUNGANTOCPADASERPIHFORMASIBELUMAIDANBAONGBAWAHSEBAGAIPOTENSIBATUANINDUKDILAPANGANDEWICEKUNGANSUMATERAUTARA

See discussions, stats, and author profiles for this publication at: https://www.researchgate.net/publication/319184471
APLIKASI KONSEP SIKUEN STRATIGRAFI DAN PENGARUHNYA TERHADAP
KANDUNGAN TOTAL ORGANIC CARBON (TOC) PADA SERPIH FORMASI
BELUMAI DAN BAONG BAWAH SEBAGAI POTENSI BATUAN INDUK DI LAPAN....
Conference Paper · September 2017
CITATIONS
READS
0
2,154
4 authors, including:
Riko Susetia Yuda
PT. Waskita Beton Precast
5 PUBLICATIONS 0 CITATIONS
SEE PROFILE
Some of the authors of this publication are also working on these related projects:
Long Ranger Compass, Solusi Akuisisi Data Geologi Lapangan secara Efektif dan Efisien View project
All content following this page was uploaded by Riko Susetia Yuda on 05 October 2017.
The user has requested enhancement of the downloaded file.
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
APLIKASI KONSEP SIKUEN STRATIGRAFI DAN PENGARUHNYA TERHADAP
KANDUNGAN TOTAL ORGANIC CARBON (TOC) PADA SERPIH FORMASI BELUMAI DAN
BAONG BAWAH SEBAGAI POTENSI BATUAN INDUK DI LAPANGAN “DEWI”,
CEKUNGAN SUMATERA UTARA
Riko Susetia Yuda1*
Ferian Anggara1
Gema Wahyudi Purnama2
Murthala Hatta2
1
Departemen Teknik Geologi, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada
2
PERTAMINA Hulu Energi MNK Sumatera Utara
*corresponding author: [email protected]
ABSTRAK
Cekungan Sumatera Utara merupakan cekungan belakang busur dengan hidrokarbon yang melimpah.
Formasi yang berpotensi sebagai batuan induk selain Formasi Bampo adalah Formasi Belumai dan Baong
Bawah (Pertamina BPPKA, 1995). Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui aplikasi konsep sikuen
stratigrafi dan pengaruhnya terhadap kandungan total organic carbon (TOC) pada serpih Formasi Belumai
dan Baong Bawah. Penelitian dilakukan berdasarkan data sumur, biostratigrafi, seismik dan geokimia yang
dimiliki oleh PT. PERTAMINA Hulu Energi. Terdapat 12 sumur yang digunakan yaitu sumur WWP-1,
DNC-1, RSY-1, TB-1, TB-2, TB-3, TB-4, BOP-1, BOP-2, MDN-1, DW-1, dan TP-1. Data sumur
digunakan untuk menentukan fasies pengendapan dan pola penumpukan vertikal kemudian dikombinasikan
dengan biostratigrafi untuk dilakukan korelasi kronostratigrafi. Data geokimia yang digunakan adalah TOC.
Hasil yang didapatkan adalah Formasi Belumai terbentuk ketika fase muka air laut relatif konstan yang
dicirikan oleh keterdapatan highstand system tract (HST) pada lingkungan paparan-lereng benua dan
memiliki kandungan TOC 0,66-3,64% (rerata 1,66%). Formasi Baong Bawah terbentuk ketika fase
transgresi yang dapat diidentifikasi oleh keterdapatan transgressive system tract (TST) pada lingkungan
laguna, paparan-lereng benua dan memiliki kandungan TOC 0,6-3,85% (rerata 1,72%). Fasies serpih
Belumai dan Baong Bawah didominasi oleh komposisi karbonatan dan menempati urutan ketiga dari
pengelompokan litofasies (Slatt dkk., 2011) dengan kandungan material organik tergolong cukup. Hasil
tersebut menunjukkan kandungan TOC semakin meningkat saat transgresi yang membentuk TST dengan
karakteristik TOC cenderung merata. Berdasarkan hasil tersebut, disimpulkan bahwa aplikasi konsep sikuen
stratigrafi dapat menentukan kandungan TOC yang paling optimal pada batuan induk yaitu ketika fase
transgresi hingga mencapai maksimum yang dapat diidentifikasi oleh keterdapatan TST.
Kata kunci: sikuen stratigrafi, total organic carbon, batuan induk, Formasi Belumai, Formasi Baong
Bawah
merupakan salah satu cekungan yang matang
dengan potensi hidrokarbon yang besar (Pertamina
BPPKA, 1995). Terdapat tiga batuan induk utama
dari sistem petroleum-nya yaitu Formasi Bampo,
Belumai, dan Baong Bawah (Pertamina BPPKA,
1995). Formasi Bampo umumnya memiliki letak
yang sangat dalam, sedangkan Formasi Belumai
dan Baong Bawah letaknya lebih dangkal. Formasi
Belumai dan Baong terdiri atas serpih dari
lingkungan laut dengan potensi Total Organic
Carbon (TOC) sebesar 1% (Pertamina BPPKA,
I. PENDAHULUAN
Indonesia merupakan negara yang memiliki potensi
shale hydrocarbon yang sangat besar yaitu 349,7
trillion cubic feet (tcf) untuk jenis gas dan 242,3
miliar barrel untuk jenis minyak (EIA, 2015). Shale
hydrocarbon atau hidrokarbon serpih merupakan
istilah untuk menyatakan hidrokarbon nonkonvensional yang terkandung di dalam serpih.
Serpih ini selain sebagai reservoar, juga berperan
sebagai batuan induk. Cekungan Sumatera Utara
1
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
1995). Formasi Baong Bawah sendiri memiliki
kandungan TOC berkisar 0,8–3,5% dengan tipe
kerogen II/III (mixed oil/gas-prone) (Bahesti dkk.,
2013). Tipe kerogen berdasarkan hasil penelitian
terdahulu tersebut berpotensi menghasilkan gas
serpih karena banyak reservoar penghasil gas serpih
berasal dari batuan induk overmature oil-prone
(Passey dkk., 2010). Penelitian ini bertujuan untuk
mengetahui aplikasi konsep stratigrafi dan
pengaruhnya terhadap kandungan total organic
carbon pada serpih Formasi Baong Bawah yang
memiliki potensi sebagai batuan induk.
Reyeu Hinge merupakan tektonik batuan dasar dan
batas paleofisiografi pada Tersier yang terletak di
sebelah timur cekungan dan sebelah barat paparan
Malaka. Rayeu Hinge hanya terdapat sepanjang
zona lemah batuan dasar dan merupakan lekukan
sederhana, bukan zona sesar.
2.2. Tektonik dan Stratigrafi Regional
Menurut Barber, dkk. (2005), evolusi Cekungan
Sumatera Utara dapat dibagi menjadi beberapa
tahap (Gambar 1), yaitu:
A. Pre-Rift (Eosen Akhir); periode ini mencakup
seluruh perisitiwa geologi pada awal Tersier
yang berupa peregangan (rifting) batuan dasar
sebagai fase awal pembentukan cekungan. Saat
itu, area Cekungan Sumatera Utara sudah
merupakan paparan karbonat dan deltaik. Fase
ini menghasilkan Formasi Tampur dan
Meucampli yang terdiri dari batupasir,
batugamping dan konglomerat polimik.
B. Syn-rift atau horst and graben stage (Oligosen
Awal-Akhir); merupakan fase peregangan yang
dimulai dengan sedimentasi klastik kontinen
yang sangat dominan dengan sedimen berasal
dari baratlaut dan timur kemudian dilanjutkan
dengan sedimentasi endapan laut dan darat
bersamaan dengan transgresi. Akhir dari
peregangan diikuti dengan pengangkatan termal
yang menghasilkan ketidakselarasan post-rift
regional dan sedimentasi klastik laut mulai
dominan dengan lingkungan pengendapan
berupa laut tertutup. Saat itu pula terjadi
pembedaan antara Bukit Barisan, cekungan
belakang busur dan cekungan depan busur. Fase
ini menghasilkan Formasi Bruksah/Parapat
(batupasir kasar dan konglomerat di bagian
bawah, serta sisipan serpih yang diendapkan
secara tidak selaras) dan Bampo (serpih hitam
dan tidak berlapis, umumnya berasosiasi dengan
pirit dan gamping).
C. Post-rift transgresi; merupakan tahapan saat
terjadi transgresi regional yang menghasilkan
endapan deltaik dan karbonat berkembang di
struktur tinggian yang telah ada sebelumnya. Hal
ini kemudian menghasilkan Formasi Peutu
(batupasir dengan sisipan batubara), Belumai
(batupasir glaukonit dengan perselingan serpih
dan batugamping) dan Arun (batupasir
kalkarenit dan kalsilutit dengan selingan serpih).
II. TATAAN GEOLOGI
2.1. Struktur Geologi Regional
Struktur geologi cekungan Sumatera Utara dapat
diklasifikasikan menjadi lima kategori yaitu batuan
dasar tersesarkan normal, struktur inversi,
pengangkatan Bukit Barisan, struktur detached dan
Rayeu hinge (Reed, 1995 dalam Pertamina BPPKA,
1995:34). Batuan dasar tersesarkan normal
terbentuk akibat gaya ekstensi pada fase regangan
(syn-rift). Gaya ekstensional inilah yang
menghasilkan half-graben dan full-graben dengan
asosiasi horst, blok sesar termiringkan, ramp
regions, antiklin roll-over dan zona hinge, serta
antiklin pada zona transfer (Pertamina BPPKA,
1995:34).
Struktur inversi dihasilkan selama ekstensi
berlangsung. Struktur ini terdapat pada zona
transfer TL-BD dengan trend lokal timurlaut.
Pembentukan area lokal kompresi pada zona
transfer ini dihasilkan oleh antiklin berarah baratlut
akibat inversi graben pull-apart kecil (Pertamina
BPPKA, 1995:35).
Pengangkatan Bukit Barisan terjadi akibat kompresi
arcuate sepanjang restraining bend pada sistem
Sesar Sumatera. Bukit Barisan tersusun oleh
struktur individual yang umumnya dibatasi oleh
sesar naik sepanjang sisi utaranya dan oleh zona
sesar sobek kompleks di sepanjang sisi timurnya.
Sesar naik sepanjang sisi utara ini umumnya
membentuk lipatan fault-propagation pada sedimen
Pliosen (Pertamina BPPKA, 1995:35).
Struktur Detached dihasilkan oleh kompresi
regional yang sama dengan Bukit Barisan. Struktur
ini secara lokal berasosiasi dengan sesar naik yang
melibatkan batuan dasar yang juga membatasi Bukit
Barisan. Sistem sesar detached akibat gravitasi
hadir di sebelah utara Bukit Barisan dan di sebelah
selatan Cekungan Sumatera Utara.
2
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Saat transgresi maksimum terjadi, endapan
menjadi dominan berbutir halus dengan sedikit
interkalasi butiran klastik yang lebih kasar. Hal
ini kemudian menghasilkan Formasi Baong
Bawah yang terdiri atas serpih laut dengan
sedikit sisipan batupasir.
D. Post-rift regresi; merupakan tahapan saat regresi
terjadi yang menghasilkan dominasi endapan
klastik berbutir kasar (pasir) akibat dari
pengangkatan Bukit Barisan dan peristiwa
volkanisme. Fase ini menghasilkan Formasi
Baong Atas (serpih dengan selingan batupasir
yang lebih banyak), Keutapan (perselingan
antara serpih, batulempung, beberapa sisipan
batugampingan dan batupasir), Seurula
(batupasir, serpih, dominan batulempung,
batubara dan fragmen batuan volkanik) dan Julu
Rayeu (batupasir halus sampai kasar, serpih
dengan fragmen batuan volkanik, batulempung).
Saat volkanisme, diendapkan satuan volkanik
Toba yang dilanjutkan dengan pengendapan
alluvial kuarter.
menunjukkan tipe kerogen batuan
merupakan tipe III atau gas-prone.
induknya
III. METODE PENELITIAN
Lokasi tujuan penelitian adalah Lapangan “Dewi”
yang termasuk dalam Cekungan Sumatera Utara.
Lapangan “Dewi” berada di sebelah tenggara
provinsi Sumatera Utara (Gambar 2). Objek
penelitian secara khusus adalah serpih Formasi
Baong Bawah.
Penelitian ini menggunakan data yang disediakan
oleh PT. Pertamina Hulu Energi Unconventional
Hydrocarbon yang terdiri atas dua belas sumur yang
digunakan yaitu sumur WWP-1, DNC-1, RSY-1,
TB-1, TB-2, TB-3, TB-4, BOP-1, BOP-2, MDN-1,
DW-1, dan TP-1. Data tersebut meliputi data log
sumur, geokimia laboratorium dan biostratigrafi.
Analisis log sumur dilakukan berdasarkan pola log
gamma ray, resistivity, log pemboran (mudlog), dan
laporan sumur sehingga dapat diketahui fasies
litologi, lingkungan pengendapan, dan sikuen
stratigrafi yang bekerja pada target formasi. Sikuen
stratigrafi tersebut ditentukan bagian top dan
bottom-nya
lalu
dicocokkan
umur
dan
paleobathimetrinya berdasarkan data biostratigrafi
agar dapat dilakukan korelasi kronostratigrafi antar
sumur. Kemudian hasil korelasi diikatkan ke seismik
(well seismic tie). Hasil akhir pengolahan data
seismik berupa peta struktur kedalaman dan isopach
sehingga dapat diketahui kondisi dan ketebalan
sikuen stratigrafi di bawah permukaan. Data sumur,
seismik dan biostratigrafi digunakan dalam
penyusunan paleogeografi.
Analisis geokimia yang dilakukan pada serbuk
pemboran (cutting) dan batuinti terdiri atas analisis
kuantitas material organik. Analisis kuantitas
material organik didasarkan pada data Rock-Eval
pyrolysis yang berguna untuk mengetahui TOC.
Data TOC ini kemudian digunakan untuk
mengkalibrasi analisis DLogR guna mengkalkulasi
TOC pada kedalaman tertentu yang tidak terdapat
data geokimianya. Adapun data geokimia Rock-Eval
Pyrolisis dapat dilihat pada Tabel 1. dan Tabel 2.
2.3. Sistem Petroleum
Menurut Barber dkk., (2005), terdapat dua sistem
petroleum yang paling terkenal yaitu sistem
Bampo-Peutu di bagian utara dan sistem BaongBelumai-Keutapang di sebelah tenggara. Sistem
Bampo-Peutu terdiri dari Bampo sebagai batuan
induknya yang mengekspulsikan hidrokarbon ke
reservoar batugamping Arun yang mana sebagai
bagian dari Formasi Peutu dan disekat oleh serpih
overpressure Formasi Baong. Sistem BaongBelumai-Keutapang terdiri dari Formasi Baong
Bawah-Belumai sebagai batuan induk untuk
minyak ringan dan kondensat, Keutapang-Baong
Atas sebagai batuan reservoar dan penyekatnya.
Kirby, dkk. (1993) dalam Barber, dkk. (2005), yang
melakukan studi di bagian tengah cekungan
menemukan bahwa Formasi Baong memiliki TOC
sekitar 0,5%. Adapun Formasi Belumai memiliki
TOC sekitar 0,2-4,8% dan material organiknya
berasal dari laut, sedangkan Formasi Bampo sekitar
0,27-3,84%. Menurut Sjahbuddin, dkk. (1993),
Formasi Baong memiliki kerogen yang terdiri dari
dua tipe. Tipe kerogen II/III atau mixed oil/gasprone dan tipe III atau gas-prone. Analisis juga
dilakukan
pada
Formasi
Belumai
yang
IV. HASIL DAN DISKUSI
4.1. Penentuan Sikuen Stratigrafi
Analisis log sumur dilakukan berdasarkan pola log
gamma ray (GR), resistivity, log pemboran
(mudlog), dan data laporan sumur sehingga dapat
diketahui sikuen stratigrafi pada target formasi.
3
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Sikuen stratigrafi tersebut ditentukan bagian top dan
bottom-nya untuk dilakukan korelasi antar sumur
(well to well correlation).
Awalnya, dilakukan penentuan fasies litologi
berdasarkan log GR dan data mudlog. Kemudian
ditentukan formasi target dan top-bottomnya dari
karakteristik litologinya yang dicocokkan dengan
data laporan sumur dan mudlog. Selanjutnya adalah
ditentukan
lingkungan
pengendapannya
berdasarkan model fasies. Kemudian ditentukan
parasikuennya berdasarkan pola defleksi GR yang
besar dan resistivity yang rendah utamanya deep
resistivity seperti Induction Lateralog Deep (ILD)
atau (Lateralog Deep) LLD yang mencirikan
flooding surface. Kumpulan parasikuen tersebut
membentuk sikuen dan ditentukan system tract-nya
berdasarkan karakteristiknya (Gambar 3).
Berdasarkan penentuan tersebut, menunjukkan
bahwa Formasi Baong Bawah terbentuk ketika fase
transgresi yang dicirikan oleh pola mendalam ke
atas atau menghalus ke atas hingga maksimum
sehingga membentuk transgressive system tract
(TST). Formasi Belumai terbentuk ketika muka air
laut relatif stabil yang dicirikan oleh pola
mendangkal ke atas atau mengkasar ke atas
sehingga membentuk highstand system tract (HST).
Setelah penentuan parasikuen dan system tract
selesai dilakukan, ditariklah maximum flooding
surface (MFS) sebagai datum untuk korelasi
kronostratigrafi antar sumur. Penarikan datum MFS
berguna untuk mengetahui mana arah cekungan
(basinward) yang dicirikan oleh semakin tebalnya
serpih. Korelasi dilakukan pada dua belas sumur
yaitu WWP-1, DNC-1, RSY-1, BOP-1, TB-1, TB2, TB-3, TB-4, BOP-1, DW-1, MDN-1, dan TP-1.
Korelasi dilakukan dari tenggara ke baratlaut yang
menunjukkan bahwa arah cekungan berada di
sebelah baratlaut. Hal ini dicirikan oleh semakin
tebalnya serpih (Gambar 4). Kemudian hasil
korelasi diikatkan ke seismik (well seismic tie).
Hasil akhir pengolahan data seismik berupa peta
struktur kedalaman (Gambar 5) dan isopach
(Gambar 6) sehingga dapat diketahui kondisi dan
ketebalan sikuen stratigrafi di bawah permukaan.
Data sumur, isopach dan biostratigrafi digunakan
dalam penyusunan peta paleogeografi (Gambar 7
dan Gambar 8).
Formasi Baong Bawah. Kedalaman yang tidak
memiliki nilai TOC, menggunakan metode DLogR
Passey dkk. (1990) seperti yang terlihat pada
Gambar 9. Hasil analisis data kemudian dicocokan
dengan klasifikasi dari McCarthy dkk. (2011).
Berdasarkan Tabel 1 dan Gambar 8 menunjukkan
bahwa pada HST Formasi Belumai memiliki nilai
rerata TOC 1,66% (cukup) dengan kisaran nilai
0,66-3,64% (buruk-baik). Distribusi TOC yang
dibuat berdasarkan nilai yang ada kemudian
diinterpolasikan secara konvergen dengan bantuan
software Petrel 2013 (Gambar 10). Hasil yang
didapat menunjukkan bahwa nilai TOC terbesar
berada di sebelah selatan daerah penelitian,
sedangkan semakin ke arah utara maka akan
semakin kecil. Nilai TOC tersebut ternyata tidak
sebanding
dengan
ketebalan
sedimennya,
kemungkinan karena pengaruh sedimentasi klastika
yang lebih besar di daerah lereng sehingga
mempengaruhi kandungan material organik.
Hasil analisis data berdasarkan Tabel 2 dan
Gambar 9 pada TST Formasi Baong Bawah
menunjukkan bahwa nilai rerata TOC 1,72%
(cukup) dengan kisaran nilai 0,6-3,85% (burukbaik). Distribusi TOC yang dibuat berdasarkan nilai
yang ada kemudian diinterpolasikan secara
konvergen (Gambar 11) menunjukkan bahwa nilai
TOC besar berada di sebelah selatan dan utara
daerah penelitian, sedangkan semakin ke arah
tengah nilainya akan semakin kecil. Nilai TOC
tersebut ternyata sebanding dengan ketebalan
sedimennya yang menunjukkan bahwa semakin
tebal sedimen maka semakin besar TOC-nya.
4.3. Penentuan Fasies Serpih
Penentuan fasies serpih dilakukan dengan
menggunakan kombinasi data serbuk bor (cutting)
dan log sumur (Gambar 12). Fasies serpih pada
HST Formasi Belumai diidentifikasi pada sumur
RSY-1 (kedalaman 2630-3065 m), TB-1
(kedalaman 2390-2560 m), MDN-1 (2560-2680 m),
dan TP-1 (kedalaman 1740- 1950 m). Fasies serpih
tersebut terdiri dari tiga fasies (Tabel 3) yaitu serpih
abuabu dengan sisipan batulanau abu-abu dan
batupasir laminasi dengan ketebalan 435 m dan TOC
0,93%, serpih cokelat-hitam karbonatan dengan
sisipan batupasir & batugamping yang memiliki
ketebalan 170-210 m dan TOC 1,08-2,24%, serta
perselingan serpih abu-abu dan serpih lanauan
dengan ketebalan 120 m dan TOC 0,76%. Fasies
serpih pada TST Formasi Baong Bawah
4.2. Kuantitas Material Organik (TOC)
Kuantitas batuan induk hidrokarbon serpih terbagi
menjadi dua target yaitu Formasi Belumai dan
4
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
diidentifikasi pada sumur RSY-1 (kedalaman 20152486 m), TB-1 (kedalaman 1901-2360 m), TB-2
(kedalaman 1961 -2400 m), TB-3 (kedalaman 1961
-2300 m), BOP-2 (kedalaman 2061-2131 m), MDN1 (2140-2410 m), dan TP-1 (kedalaman 1490-1740
m). Fasies serpih tersebut terdiri dari tiga fasies
(Tabel 3) yaitu serpih cokelat dan abu-abu dengan
ketebalan 471 m dan TOC 1,48%, perselingan serpih
cokelat-hitam karbonatan dengan batupasir yang
memiliki ketebalan 150 m dan TOC 1,47%, serta
serpih cokelat & abu-abu karbonatan dengan sisipan
batupasir dan batulanau yang memiliki ketebalan
70-439 m dan TOC 0,64-3,21%.
Menurut Slatt dkk. (2011), tiap jenis litofasies serpih
tertentu dapat berpengaruh terhadap kandungan
material organik yang ada di dalamnya (Gambar
13). Hal ini disebabkan oleh perubahan kondisi
lingkungan laut yang membentuk serpih tersebut.
Kondisi tersebut adalah fluktuasi muka air laut
relatif, yang mana kenaikan muka air laut
menyebabkan perubahan lingkungan oksik menjadi
anoksik sehingga terjadi perubahan komposisi dari
serpih dan peningkatan kandungan material organik
di dalamnya. Begitupun sebaliknya, penurunan
muka air laut relatif menyebabkan perubahan
komposisi dari serpih tersebut dan penurunan
kandungan material organik di dalamnya. Fasies
serpih Formasi Baong Bawah dan Belumai yang
didominasi oleh komposisi karbonatan menempati
urutan ke tiga dari pengelompokan litofasies dengan
tingkatan kandungan material organiknya. Hal ini
sebanding dengan kuantitas TOC dari ke dua
Formasi tersebut yaitu 0,64-3,21% (buruk-baik).
rentang 0.66-3,64% (buruk-baik). Saat transgresi
hingga mencapai maksimum dan menghasilkan
Formasi Baong Bawah dengan keterdapatan
Transgressive System Tract, memiliki nilai rerata
TOC 1,72% (cukup) dengan rentang 0,6-3,85%
(buruk-baik). Hal ini menunjukkan bahwa
kandungan TOC pada saat transgresi (TST) lebih
besar daripada saat fase muka air laut relatif stabil,
dalam artian penambahan ruang akomodasinya lebih
kecil daripada kecepatan suplai sedimennya
sehingga membentuk HST. Perbandingan distribusi
TOC terhadap kedalaman dapat dilihat pada
Gambar 14.
V. KESIMPULAN
Berdasarkan hasil penelitian tersebut, dapat
disimpulkan bahwa aplikasi konsep sikuen
stratigrafi dapat menentukan kandungan TOC yang
paling optimal pada batuan induk yaitu ketika fase
transgresi hingga mencapai maksimum yang dapat
diidentifikasi oleh keterdapatan TST.
IV. UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis menyampaikan ucapan terima kasih kepada
PT. PERTAMINA Hulu Energi Unconventional
Hydrocarbon yang telah menyediakan data untuk
keperluan penelitian. Penulis juga menyampaikan
terima kasih kepada Dr. Ferian Anggara, S.T.,
M.Eng. selaku dosen pembimbing yang telah
memberikan
bimbingan
hingga
selesainya
penelitian tersebut.
DAFTAR PUSTAKA
4.4. Pengaruh Aplikasi Sikuen Stratigrafi terhadap
Kandungan TOC
Aplikasi konsep sikuen stratigrafi dapat menentukan
kandungan TOC yang paling optimal pada batuan
induk. Hal ini sama seperti penelitian dari Slatt dkk.
(2011) yang mana perubahan kondisi lingkungan
laut dapat mempengaruhi kandungan material
organik di dalamnya. Kondisi tersebut adalah
fluktuasi muka air laut relatif, yang mana kenaikan
muka air laut menyebabkan perubahan lingkungan
oksik menjadi anoksik sehingga terjadi perubahan
komposisi dari serpih dan peningkatan kandungan
material organik di dalamnya, begitupun sebaliknya.
Saat fase muka air laut relatif stabil, yang
menghasilkan
Formasi
Belumai
dengan
keterdapatan Highstand System Tract, memiliki
kandungan nilai rerata TOC 1,66% (cukup) dengan
Bahesti, F., Eddy A. S., Nanang A. M., Wuryadi S.,
Mohammad W., dan F. Nuri. 2013. Integrated
Geochemical, Geomechanical and Geological
(3G) Study of Lower Baong shale Formation
for Preliminary Shale Gas Prospectivity in the
North Sumatra Basin. SPE Conference Paper,
SPE Journal. Texas: Society of Petroleum
Engineers.
Barber, A.J. and De Smet, M.E.M. 2005. Chapter 7:
Tertiary stratigraphy. In: Barber, A.J., Crow,
M.J., & Milsom, J.S., eds, Sumatra: Geology,
Resources and Tectonic Evolution, Geological
Society, London, Memoirs, p86-97.
McCarthy, K., Katherine R., Martin N., Daniel P.,
Kenneth P., dan Artur S.. 2011. Basic
Petroleum Geochemistry for Source Rock
5
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Evaluation. Oilfield Review Summer 2011: 23,
No. 2.
Passey, O.R., Moretti, F.U., Stroud, J.D.. 1990. A
practical model for organic richness from
porosity and resistivity logs. AAPG Bulletin
74, 1777–1794.
Passey, Q.R., Bohacs, K. M., Esch, W.L.,
Klimentidis, R., Sinha, S. 2010. From
oil prone source rock to gas producing shale
reservoir
geologic
and
petrophysical
characterization
of
unconventional shale gas reservoir, CPS/SPE
international Oil and Gas conference
Exhibition in China, Beijing.
Pepper, A.S. dan Corvi, P.J.. 1995b. Simple Kinetic
Models of Petroleum Formation. Part III:
Modelling an open system: Marine and
Petroleum Geology, v. 12, no. 4, p. 417-452.
Pertamina BPPKA. 1995. Petroleum Geology of
Indonesian Basins: Principles, Methods, and
Application, Vol. I North Sumatra Basin.
Jakarta: Pertamina.
Sjahbuddin, E. dan Ramli D.. 1993. Hydrocarbon
Source Rock Characteristics and the
Implications for Hydrocarbon Maturation in
the North Sumatra Basin. Proceedings
Indonesian Petroleum Association, 93, p. 509.
Slatt, R.M., Philp, R.P., O'Brien, N.R.,
Abousleiman, Y., Singh, P., Eslinger, E.V.,
Perez, R., Portas, R., Baruch, E., Marfurt, K.J.,
dan Madrid-Arroyo, S.. 2011. Pore-toregional-scale integrated characterization
workflow for unconventional gas shales.
dalam: J. Breyer, ed., Shale reservoir-Giant
resources for the 21 st century: AAPG Memoir
97, p. 1-24.
6
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Gambar 1. Stratigrafi regional Cekungan Sumatera Utara (Barber dkk., 2005)
Gambar 2. Lokasi penelitian
7
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
/TS
Gambar 3. Penentuan parasikuen dan system tract berdasarkan karakteristik log GR dan resistivity
8
Gambar 4. Korelasi antar sumur pada datum MFS yang menunjukkan cekungan berada di sebelah baratlaut daerah penelitian (tanda tanya menunjukkan korelasi yang
dilakukan dengan bantuan horizon seismik karena keterbatasan data sumur)
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
9
Gambar 5. Interpretasi seismik dan pembuatan peta struktur kedalaman
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
10
Gambar 6. Peta isopach Formasi Belumai dan Baong Bawah
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
11
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Gambar 7. Paleogeografi HST Formasi Belumai
Gambar 8. Paleogeografi TST Formasi Baong Bawah
12
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
a
DLogR (Passey dkk., 1990)
b
c
Gambar 9. (a.) TOC kalkulasi menggunakan metode DLogR (Passey dkk., 1990) pada sumur RSY-1; (b)
Penentuan Level of Maturity dan hasil dari TOC kalkulasi pada HST Formai Belumai dari sumur
yang tidak memiliki data TOC laboratorium; (c.) Penentuan Level of Maturity dan hasil dari TOC
kalkulasi pada TST Formasi Baong Bawah dari sumur yang tidak memiliki data TOC laboratorium
13
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Gambar 10. Peta distribusi TOC pada HST Formasi Belumai
Gambar 11. Peta distribusi TOC pada TST Formasi Baong Bawah
14
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Gambar 12. Contoh penentuan fasies serpih Formasi Belumai dan Baong Bawah dari data serbuk bor dan log
sumur
Gambar 13. Hubungan litofasies serpih dengan kandungan material organik (Slatt dkk., 2011)
15
Gambar 14. TOC vs Kedalaman dari tiap sumur kunci
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
16
Tabel 1. Data Rock-Eval Pyrolysis tiap sumur pada HST Formasi Belumai
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
17
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Tabel 2. Data Rock-Eval Pyrolysis tiap sumur pada TST Formasi Baong Bawah
18
PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-10
PERAN PENELITIAN ILMU KEBUMIAN DALAM PEMBANGUNAN INFRASTRUKTUR DI INDONESIA
13 – 14 SEPTEMBER 2017; GRHA SABHA PRAMANA
Tabel 3. Ringkasan fasies serpih Formasi Belumai dan Baong Bawah
HST Formasi Belumai
Sumur
Kedalaman
(m)
RSY-1
2630-3065
TB-1
2390-2560
MDN-1
2560-2680
TP-1
1740-1950
Fasies
Serpih abu-abu dengan sisipan batulanau
abu-abu & batupasir laminasi
Serpih cokelat-hitam karbonatan dengan
sisipan batupasir
Perselingan serpih abu-abu dengan
serpih lanauan
Serpih cokelat-hitam karbonatan dengan
sisipan batupasir & batugamping
Ketebalan
(m)
TOC
(%)
435
0,93
170
1,08
120
0,76
210
2,24
Ketebalan
(m)
471
279
TOC
(%)
1,48
1,08
150
1,47
TST Formasi Baong Bawah
RSY-1
Kedalaman
(m)
2015-2486
TB-1
1901-2180
TB-1
2210-2360
Serpih cokelat & abu-abu
Perselingan serpih cokelat & abu-abu
karbonatan dengan batulanau
Perselingan serpih cokelat-hitam
karbonatan dengan batupasir
TB-2
1961-2400
Serpih cokelat & abu-abu karbonatan
439
2,19
TB-3
1961-2300
Serpih cokelat & abu-abu karbonatan
339
3,21
BOP-2
2061-2131
Serpih cokelat & abu-abu karbonatan
70
0,64
MDN-1
2140-2410
270
1,75
TP-1
1490-1740
Serpih cokelat & abu-abu karbonatan
dengan sisipan batupasir dan batulanau
Serpih cokelat & abu-abu karbonatan
dengan sisipan batupasir dan batulanau
250
1,49
Sumur
Fasies
19
View publication stats