Betul sekali apa yang diutarakan Pak Awang. Tidak hanya di onshore tetapi di offshore (Gulf of Thailand) misalnya Funan field, migrasi banyak dipengaruhi oleh adanya "transfer zone" yang ada.
Keberadaan transfer zone ini sendiri banyak yang mengikuti patahan-patahan yang sampai ke basement atau banyak orang yang menyebutnya pre-existing basement fabrics. Distribusi patahan-patahan yang relatif muda banyak dikontrol oleh keberadaan patahan-patahan yang tua yang terbentuk sebelumnya. Terima kasih atas sharing ilmunya Pak Awang. Semoga bisa tetap dilanjutkan. Salam, -doddy- -----Original Message----- From: Awang Satyana [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Thursday, 03 July, 2008 3:23 PM To: iagi-net@iagi.or.id; Geo Unpad; Forum HAGI Subject: RE: [iagi-net-l] Bertanya tentang konsep migrasi HC dalam Petroleum System Pak Doddy, Terima kasih atas informasinya. Melihat uraian Pak Doddy, saya ingin menyamakan Phitsanulok Basin dengan Sunda-Asri Basin di lepas pantai utara Jawa Barat, hanya dalam polaritas terbalik. Kalau Sunda-Asri melandai ke barat menuju Lampung High, Phitsanulok melandai ke timur menuju continental platform sebelum mendalam lagi ke Phet Chabun Basin. Akibat polaritas yang terbalik ini, border fault Sunda-Asri ada di timur, sedangkan border fault Phitsanulok ada di barat. Kedua basin ini pun dekat atau dilintasi sesar mendatar besar. Kalau Sunda-Asri dilintasi North Seribu Trough yang sebenarnya secara regional merupakan jalan penghubung antara Pamanukan-Cilacap menuju Lematang Fault, sementara Phitsanulok dipotong Uttraradit sinistral dan Mae Ping dextral. Memang ini sesar2 escape tectonics akibat benturan India. Namun, masalah charging berbeda jauh. Bisa dibilang bahwa charging HC Sunda-Asri 80 % terjadi ke sebelah barat ke tempat melandai (termasuk lapangan besar Intan-Widuri), sementara ke tempat ujung-ujung yang sejajar dengan sumbu panjangnya tak dominan, tetapi ada. Teman2 CNOOC dalam beberapa tahun terakhir mencoba mengebor struktur2 di ujung sumbu panjang elongated kitchen ini, hasilnya belum menggembirakan (misalnya Mega structure yang terletak di BD Asri kitchen - hampir sejajar sumbu panjangnya). Seperti posting saya, memang sesar sangat mempengaruhi pola charging. Di Salawati Basin, saya memodelkan migrasi dan efiensi sesarnya untuk mempercepat atau malahan menghalangi migrasi. Sesar yang tegak lurus terhadap arah charging cenderung menghambat migrasi dibandingkan sesar yang sejajar arah migrasi. Di samping itu, semakin intensif sesar semakin terbuka kemungkinan sealing regional rusak atau bocor. Sealing regional akan bertugas sebagai atap migrasi. Alur2 migrasi terjadi di intercept antara bagian paling atas carrier bed dan bagian paling bawah regional seal. Bila seal-nya bocor oleh sesar, migrasi tak akan pernah mencapai target. Melihat uraian Pak Doddy, dan mengingat publikasi2 Chris Morley di East African Rift Valley, saya percaya bahwa driving force utama untuk migrasi di Phitsanulok adalah "transfer zone", yaitu daerah tinggian yang diapit dua depresi graben/half graben. Dalam konsep migrasi menurut Pratsch (1983) area2 transfer zone akan menjadi fokus migrasi. Tinggian diantara dua patahan normal antitetik itu saya pikir sudah memenuhi syarat sebagai "transfer zone". Salam, awang --- On Thu, 7/3/08, Doddy Suryanto <[EMAIL PROTECTED]> wrote: From: Doddy Suryanto <[EMAIL PROTECTED]> Subject: RE: [iagi-net-l] Bertanya tentang konsep migrasi HC dalam Petroleum System To: iagi-net@iagi.or.id Date: Thursday, July 3, 2008, 2:11 PM Pak Awang yang selalu berbagi ilmu, Saya mempunyai sedikit pengalaman tentang migrasi HC di daerah saya (central Plains of Thailand) tepatnya di Phitsanulok basin. Basin ini termasuk salah satu contoh half graben dengan sumbu panjang relatif utara selatan dan berkembang di lingkungan pengendapan fluvio lacustrine. Basin ini juga mempunyai kemiringan yang landai di sebelah timur sedangkan di sebelah barat kemiringan relatif lebih curam. Empat sesar sangat mengontrol terbentuknya basin ini tetapi salah satu sesar yang berperan membentuk half graben adalah sesar normal yang ada di sebelah barat dari basin. Ketiga sesar lainnya lebih dominan bergerak mendatar akibat tumbukan bagian timurlaut India dengan Burma pada waktu Eosen-Oligosen (Morley, 2002). Pertama kali saya bekerja di daerah ini, saya mempercayai konsep Allen dan Allen bahwa migration akan lebih banyak terjadi sejajar sumbu pendek dari kitchen yang dalam hal ini berarah barat timur. Ternyata tidak sepenuhnya teori ini benar karena yang terjadi di daerah saya, charging malah banyak terjadi kearah selatan dimana total produksi sekitar 180 juta barrel berasal dari daerah ini sementara daerah yang ada di timur (tegak lurus sumbu panjang dari kitchen) hanya berproduksi sekitar 5 juta barrel. Daerah yang berproduksi sekitar 180 juta barrel ini sebenarnya adalah suatu tinggian diantara dua patahan normal antitetik. Diantara daerah yang berproduksi sangat besar ini dengan kitchen terdapat patahan normal yang memotong secara oblique. Sementara di daerah sebelah timur yang relatif landai kemiringannya terdapat beberapa conjugate faults yang berarah relative utara selatan dan menurut analisa saya berperan sebagai penghalang hidrokarbon untuk bermigrasi lebih jauh ke timur. Sedangkan di sebelah barat yang relative curam banyak berkembang alluvial fan yang mempunyai kualitas lebih jelek dibandingkan laminasi batu pasir dan lempung yang berkembang di daerah fluvial, delta, dan lacustine Berdasarkan pengamatan2 ini saya beranalisa bahwa migrasi tidak hanya dikontrol oleh konfigurasi dari kitchen tetapi jula pola struktur yang berkembang, terlebih-lebih yang memotong batuan induk dan basement sehingga dapat menghasilkan suatu tinggian di antara dua depresi atau penurunan. Bukan tidak mungkin bahwa patahan-patahan yang memotong batuan induk ini berfungsi juga sebagai jalan migrasi untuk hidrokarbon. Untuk daerah saya, saya setuju dengan pendapat bapak bahwa plunging nose adalah prospek yang mempunyai tingkat kesuksesan relative tinggi dibandingkan daerah yang terletak tegak lurus dengan sumbu panjang dari kitchen. -doddy- -----Original Message----- From: Awang Satyana [mailto:[EMAIL PROTECTED] Sent: Wednesday, 02 July, 2008 11:25 AM To: iagi-net@iagi.or.id; Geo Unpad; Forum HAGI; Eksplorasi BPMIGAS 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
