Pak Awang YTH.,
Terimakasih sekali atas pencerahan nya pak, sangat-sangat bermanfaat...
Best Regards
Sigit Ari Prabowo
----- Original Message ----
From: Awang Satyana <[EMAIL PROTECTED]>
To: iagi-net@iagi.or.id; Geo Unpad <[EMAIL PROTECTED]>; Forum HAGI <[EMAIL
PROTECTED]>; Eksplorasi BPMIGAS <[EMAIL PROTECTED]>
Sent: Wednesday, July 2, 2008 11:25:14 AM
Subject: Re: [iagi-net-l] Bertanya tentang konsep migrasi HC dalam Petroleum
System
Sigit dan rekan netters lainnya,
Yang dimaksud Allen dan Allen (1990) atau Allen dan Allen (2005, edisi
ke-2-nya) adalah "elongated kitchen" bukan "elongated basin". Harus dibedakan
antara elongated kitchen dengan elongated basin. Elongated basin adalah pure
basin seperti yang dimaksudkan oleh Selley (1985). Dalam konteks pertanyaan2
Sigit tentang migrasi yang dimaksud adalah elongated kitchen, yaitu kitchen
petroleum yang punya sumbu panjang dan sumbu pendek berbeda.
Allen dan Allen (1990, 2005) menulis bahwa poor charge akan terjadi sejajar
dengan sumbu panjang elongated kitchen, sementara good charge akan terjadi
sejajar dengan sumbu pendek (atau tegak lurus terhadap sumbu panjang elongated
kitchen). Apakah ini benar terjadi ? Jawaban saya adalah : benar terjadi.
Paling tidak itu berdasarkan studi2 migrasi yang pernah saya lakukan di Barito
Basin, Salawati Basin, Arabian-Zagros area, Central Deep di East Java Basin,
Sunda dan Asri Basin. Studi terkait dengan migrasi di Barito Basin pernah saya
publikasi di pertemuan IAGI 1993 (Satyana and Silitonga, 1993), IPA 1994
(Satyana and Silitonga, 1994) dan 1995 (Satyana, 1995), di Salawati Basin
pernah saya publikasi di IPA 2000 (Satyana et al.., 2000), yang di East Java
Basin di IAGI 2002 (Satyana and Purwaningsih, 2002), IPA 2003 (Satyana and
Purwaningsih, 2003).
Mengapa good charging terjadi ke arah tegak lurus terhadap sumbu panjang
elongated kitchen ? Karena, pada arah ini terdapat carrier bed dan sealing beds
terbaik, di samping itu secara regional dip ia lebih landai dan jarang
terganggu oleh struktur yang kompleks yang akan memperumit alur-alur migrasi.
Saya tak yakin bahwa reservoir di ujung sumbu sejajar elongated kitchen
kualitasnya masih baik. Itu banyak dibuktikan baik untuk batuan silisiklastik
maupun karbonat di Barito, Sunda-Asri dan Salawati.
Plunging nose dari wilayah updip yang menunjam downdip masuk ke kitchen adalah
nose yang sangat baik untuk konsentrasi migrasi. Kita harus mencari noses
semacam ini. Kalau ada prospek berkembang di updip nose tersebut, akan sangat
berposisi baik untuk menerima HC charge. Publikasi saya di IPA 2000 itu,
mengidentifikasi sekitar tujuh regional nose di Salawati Basin. Dan, di
Salawati Basin bisa dibilang bahwa 90 % migrasi terjadi di sepanjang regional
noses-nya. Struktur2 yang ada di sinklinorium di antara regional noses hampir
seluruhnya kering. Sumur2 itu dibor sebelum ada konsep regional nose. Bagaimana
bila ada regional nose sejajar sumbu panjang apakah akan berpeluang baik untuk
menerima migrasi. Akan lebih baik daripada tidak ada nose, tetapi harus
diperiksa dulu kualitas carrier bed dan sealing beds di wilayah ini, juga
regional dip-nya.
Apapun jenis basin-nya, misalnya seperti yang dipublikasi oleh Allen dan Allen
(1990, 2005) yang Sigit kutip, maupun dari penulis lain (Kingston, 1983;
Selley, 1985; Bally and Snelson, 1979; dll.) prinsip-prinsip migrasi tak
berubah : migrasi terjadi ke wilayah lower pressure di subsurface. Lower
pressure di subsurface akan berlokasi di wilayah punggungan-punggungan struktur
dan lereng-lerengnya yang menuju punggungan struktur. Migrasi tidak akan
terjadi di wilayah sinklin atau lembah-lembah di subsurface (bandingkan, ia
terbalik dengan pola keberadaan sungai di permukaan yang menghindari punggungan
tetapi berkumpul di lembah).
Dalam konsep "bed parallel focused migration" Pratsch (1983) disebutkan
hubungan antara kemiringan regional carrier bed dengan laju migrasi atau lebih
tepat wilayah yang lebih disukai untuk migrasi. Dari konsep itu : semakin curam
kemiringan carrier bed semakin cepat atau semakin sering terjadi migrasi.
Secara mekanika fluida, konsep ini bisa dipahami bila kita mengacu kepada
publikasi mekanika migrasi dari Schowalter (1976). Semakin curam kemiringan itu
semakin besar gradien differential pore pressure antara titik awal migrasi
dengan titik ujung migrasi. Hanya, konsep Pratsch (1983) ini dalam pengalaman
saya tak bisa langsung diaplikasi begitu saja, terutama kalau kita berhubungan
dengan migrasi di suatu half graben atau asymmetric basin (contoh klasiknya :
Central Deep, Sunda, Asri, Barito, Salawati). Di cekungan2 ini bisa dibilang
bahwa 80 % migrasi justru ke arah lereng updip yang lebih landai. Mengapa
menyalahi kaidah Pratsch (1983). Sebab, di
lereng curam terjadi struktur yang sangat kompleks dengan berbagai sesar dan
mollasic sediments yang bukan merupakan carrier beds yang baik, dan di wilayah
curam karena strukturnya kompleks maka banyak sealing beds yang rusak. Harus
diingat bahwa sealing beds adalah "roof of migration". Dalam kasus2 di atas
justru di lereng curam akan banyak terjadi migration loss, bukan di lereng yang
landai. Konsep Pratsch (1983) harus diterapkan hati-hati di wilayah carrier
beds yang kontinyu tanpa disrupsi struktur.
Semakin besar perbedaan buoyancy antara fluida migrasi (antara air dan minyak,
antara air dan gas, antara minyak dan gas) akan semakin cepat laju migrasi.
Semakin besar perbedaan pore pressure lereng migrasi (awal dan ujung) semakin
cepat laju migrasi. Semakin besar capillary pressure (semakin kecil pore throat
sealing beds) maka semakin baik sealing beds berperan sebagai roof of
migration. Capillary pressure akan mencegah migrasi bocor melalui sealing beds.
Dalam hal ini, capillary pressure harus > buoyancy pressure. Dalam kasus
tersebut, migrasi lateral akan lebih sering terjadi dibandingkan migrasi
vertikal.
Menghitung volume hidrokarbon yang digenerasi di suatu kitchen kemudian berapa
yang akhirnya terperangkap banyak metodenya. Saya suka menggunakan metode
Moshier dan Waples (1985) karena cukup simpel dan logis serta beberapa
exercises yang saya aplikasikan di beberapa cekungan mendekati kebenaran.
Tetapi harus diwaspadai bahwa yang namanya volumetrik selalu ada nilai-nilai
asumsi yang dimasukkan ke dalam itu, maka jangan terlalu percaya hasil
perhitungan, tetapi juga jangan mengabaikannya.
Source rock yield yang Sigit maksudkan adalah total volume HC per satuan volume
(biasanya cubic mile) yang bisa dihasilkan (satuannya : MMBO/cu mi source rock
atau BCFG/ cu mi source rock). Dalam metode Mohhier dan Waples, formula SR
yield ini adalah : volume of HC = (k) (TOC) (HI) (f). TOC dalam persen berat,
HI (hydrogen index) dalam mg HC/g TOC, f adalah index kematangan antara 0
(immature) dan 1 (fully mature), k adalah konstanta konversi. Bila kita
menginginkan satuan SR yield adalah MMBO/cu mi (misalnya bila SR kita shales
dengan densitas 2.3 g/cc, maka k = 0.7). Silakan baca Moshier dan Waples (1985,
AAPG Bull v. 69, p. 161-172) untuk konstanta f dan k secara lebih detail.
Setelah SR yield diketahui, maka tinggal dikalikan dengan volume total SR
(dalam cubic mile) di wilayah yang telah diteliti (gunakan konsep fetch area
dalam hal ini, jangan menghitung kitchen secara total area tetapi bagi-bagi
menjadi wilayah drainage/fetch area, ini akan lebih tepat). Inilah yang kita
sebut sebgai petroleum generated (total HC volume).
Tahap selanjutnya adalah mengalikan total HC volume dengan berbagai efisiensi :
ekspulsi, migrasi, trapping, dan prerservation. Waples (1985) menggabungkan
efisiensi ekspulsi dan migrasi menjadi satu (sebab ekspulsi = primary
migration) yaitu 5-10 % untuk rich source rocks (kalau sendiri2 : ekspulsi = 50
%.. migrasi 5-30 %). Efisiensi migration dan trapping (accumulation) juga sudah
disatukan oleh Waples (1985) menjadi 10-20 %. Faktor preservation bisa di
antara 0 - 1 (0 = total destruction, 1 = no destruction at all). Dalam
pengalaman saya, praktisnya : hitung total HC volume kemudian kalikan dengan 15
%, itu adalah jumlah total volume HC yang siap terperangkap (setelah melalui
discounts oleh : ekspulsi, migrasi dan pemerangkapan). Kemudian, gunakan
metode perhitungan probabilistik, jangan deterministik.
Riset geokimia belakangan ini banyak dilakukan untuk mendekatkan efisiensi2 di
atas dengan kenyataannya, salah satunya adalah dengan cross check total HC
volume, oil in place di semua struktur di wilayah itu, dan cummulative
productions dari lapangan-lapangan yang ada.
Demikian, semoga cukup mudah dipahami dan berguna, terima kasih atas
pertanyaannya.
salam,
awang
--- On Tue, 7/1/08, sigit prabowo <[EMAIL PROTECTED]> wrote:
From: sigit prabowo <[EMAIL PROTECTED]>
Subject: [iagi-net-l] Bertanya tentang konsep migrasi HC dalam Petroleum System
To: iagi-net@iagi.or.id, "awang satyana" <[EMAIL PROTECTED]>
Date: Tuesday, July 1, 2008, 3:16 PM
Pak Awang dan para IAGI Netters YTH.,
Saya pernah membaca dalam suatu literature, bila dalam migrasi HC, dari suatu
cekungan ke arah reservoir, dalam hal ini bentuk cekungan nya adalah
'elongated', ....area di ujung sepanjang sumbu dari 'kitchen',
akan relative tidak terlalu bagus untuk HC charging nya...
Apakah hal ini selalu hampir terjadi di tiap cekungan yang 'elongated'
pak...
...ataukah reservoir di ujung sumbu basin nya tersebut masih bagus
'charging' nya bila ada structure seperti 'plunging nose' dari
basin ke arah reservoir nya...
Kemudian juga, bila melihat Allen & Allen, 1990; bahwa pembagian basin
berdasarkan :
1. Divergent setting, terdiri dari terestrial rift valley, proto-oceanic rift
trough
2. Intraplate setting, terdiri dari continental rises and terraces, continental
embayment, intracratonic basin, active ocean basin, dormant ocean basin, trench
slope basin, fore-arc basin, intra-arc basin, back-arc basin, retro-arc basin,
remnant basin, peripheral foreland basin, piggy-back basin, foreland
intermontane basin.
3. Transform setting, terdiri dari transtensional basin, transpressional basin,
dan transrotational basin
4. Hybrid setting, terdiri dari intracontinental wrench basin, impactogens, dan
successor basin.
...tentu sangat dimungkinkan, dari sekian banyak tipe basin tersebut yang tidak
selalu berbentuk 'elongated', nah bila ada, bagaimanakah konsep migrasi
HC nya pak...
Dalam kenampakan 'seismic section', sering kita lihat adanya bentuk
kemiringan relief yang mempunyai sudut tertentu dari pusat basin nya ke arah
reservoir di atas nya, bila ada perubahan besaran sudut, misal dari sudut
tinggi (curam), ke arah sudut yang lebih kecil (topografi landai), bisakah si
HC yang sedang bermigrasi ini mengalami 'loss energy', mengingat faktor
pendorong HC bermigrasi adalah buoyancy (disebabkan perbedaan oil atau gas
dengan 'pore waters' di 'carrier bed' nya, dan pore pressure
gradien), sehingga HC volume yang akan ter 'trap' menjadi lebih sedikit
dari seharus nya...
Apakah ada semacam korelasi antara besaran sudut, buoyancy, pore pressure
gradien, perbandingan cappilary pressure dengan driving force, dsb; dengan
jumlah HC yang akan ter 'trap' di reservoir nya...
Saya pernah membaca juga untuk menghitung HC (dalam hal ini oil) volume dari
suatu cekungan dengan memakai rumus :
Oil volume=area*thickness*source rock yield*expulsion effisiensi*migration and
trap effisiensi
...hanya saja, saya masih belum begitu jelas, bagaimana kah cara mendapatkan
angka untuk parameter source rock yield, expulsion efisiensi, dan migration and
trap effisiensi..., apakah dari pemodelan basin yang di cross check dengan total
reserve dari si 'HC' yang dipercaya dari cekungan tersebut atau
bagaimana...
Atau malah mungkin ada rumus lain nya ya...
Mohon pencerahan nya pak...
Terimakasih
Best Regards
Sigit Ari Prabowo
