Abstrak Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Cover Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Bab 1 Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Bab 2 Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Bab 3 Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Bab 4 Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Bab 5 Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi Daftar Pustaka Reza 22008012.pdf
PUBLIC Dedi Rosadi
Sub-cekungan Aman Utara merupakan salah satu lapangan aktif PT CPI, dengan
latar belakang untuk menaikan produksi dan mencari kemungkinan sistem
hidrokarbon yang baru maka studi geokimia dan analisis karakteristik minyak
dilakukan untuk mengetahui batuan yang dapat menjadi batuan induk di daerah
penelitian, mengetahui karakteristik minyak bumi, pengelompokan minyak dan
korelasi antara batuan induk terhadap minyak.
Jenis data yang diproses antara lain hasil analisis geokimia contoh minyak
kondensat dengan data fisik dan data molekularnya. Pemilahan data contoh
minyak difokuskan ada ketersediaan molekul biomarker, data minyak bumi akan
diuji berdasarkan ketersediaan data alkana normal, data sterana, data triterpana
dan isotop karbon. Data biomarker yang digunakan dalam studi ini dibatasi pada
ion massa sterana dan triterpana. Contoh batuan sedimen berasal dari sumursumur eksplorasi, contoh batuan tersebut digunakan untuk analisis TOC, evaluasi
pirolisis batuan dan reflektansi vitrinit (Ro). Data-data geologi dan geofisika
digunakan sebagai analisis terhadap kondisi geologi yang berkembang di daerah
penelitian dikorelasikan dengan hasil analisis geokimia. Input data berupa data
stratigrafi seperti top formasi (kedalaman), ketebalan formasi dan data temperatur
akan diproses dalam perangkat lunak PetroMod 1D.
Analisis yang dilakukan dalam evaluasi batuan induk meliputi potensi batuan
induk, tipe material organik dan kematangan, analisis ini dilakukan pada lima
sumur eksplorasi, yaitu: sumur SR-CAN, SR-KEL, SR-GUL, SR-PET dan SRSID. Analisis karakteristik minyak dilakukan pada sepuluh sumur produksi yaitu
sumur P1 Formasi Duri, sumur D1 Formasi Bangko, sumur D2 Formasi
Menggala, sumur V1 Formasi Bangko, sumur R1 Formasi Bekasap, sumur U1
dan U2 Formasi Upper Sihapas, sumur Q1 Formasi Bekasap, sumur Q2 Formasi
Duri dan sumur S1 Formasi Menggala.
Formasi yang dapat berperan menjadi batuan induk daerah penelitian selain
Formasi Brown Shale adalah Formasi Lower Red Bed, hal tersebut terbukti
dengan analisis batuan induk dengan parameter potensi, tipe material organik dan
kematangan pada formasi ini menunjukkan kualitas yang cukup baik. Analisis
karakteristik minyak untuk parameter lingkungan pengendapan dengan metode
sebaran sterana menunjukkan satu contoh minyak yaitu Q2 berasal dari batuan
induk Formasi Lower Red Bed. Arah migrasi hidrokarbon daerah penelitian
dikontrol oleh struktur geologi berupa patahan, dan perangkap reservoar juga
dikontrol oleh struktur geologi berupa antiklin hasil dari mekanisme pembalikan
(inversi). Hasil analisis sejarah pemendaman dan gradien termal pada sumur SRSID menunjukkan bahwa kematangan termal batuan induk berawal pada Formasi
Brown Shale di umur Paleogen di kedalaman 1700 m dan kematangan maksimum
terjadi pada umur Neogen di kedalaman 2600 m.