Jenis Mineral Lempung Endapan Kuarter Pantai Semarang Jawa Tengah dan Potensinya sebagai Lumpur Pemboran

Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik litologi endapan Kuater Pantai Semarang yang meliputi komposisi mineralogi, distribusi serta potensinya sebagai bahan lumpur bor. Komposisi mineralogi ditentukan dengan menggunakan scanning electron microscope (SEM). Untuk mengetahui potensi sebagai lumpur bor ditentukan berdasarkan uji rheology dan filtration loss. Dari hasil analisis menunjukkan sedimen Kuater Pantai Semarang didominasi oleh endapan lempung dengan sedikit lanau pasiran yang terbentuk oleh proses pengendapan secara suspensi. Secara mineralogis, jenis mineral lempung yang dijumpai di daerah telitian sangat bervariasi. Dari analisis SEM menunjukkan jenis mineral lempung yang dijumpai antara lain kaolinit, illit dan campuran montmorilonit- illit. Berdasarkan hasil uji rheology menunjukkan pembacaan deal reading 600 RPM nilai yang dominan = 4, harga viskositas plastis = 1, nilai yield point = 2 dan nilai gel strength 10 menit = 1. Berdasarkan uji filtration loss menunjukkan volume air yang keluar rata-rata 188 ml, tebal kerak lumpur rata-rata 0,65 cm dan pH = 8. Berdasarkan uji rheology dan filtration loss dapat disimpulkan bahwa mineral lempung di daerah telitian tidak memenuhi kualifikasi untuk dipergunakan sebagai lumpur pemboran.The objectives of this study are to identify lithological characteristics of the Quaternary Sediments in the Semarang Coast including mineralogical composition, distribution and its potency as drilling mud. Mineralogical composition is determined using scanning electron microscope (SEM). The potency as drilling mud is identified based on rheology and filtration loss tests. Based on this study shows that this sediment is predominantly composed of clay-size material with minor sandy silt-size grain deposited by suspension process. Mineralogically, there are some clay mineral type in the study area based on SEM analysis, they are kaolinite, illite and mixed montomorillonite-illite.Based on rheology test showed that the value of deal reading 600 RPM = 4, plastic viscosity = 1, yield point = 1 and gel strength at 10 minute = 1. Based on filtration loss showed the average volume expelled water = 188 ml, the average thickness of mud cake = 0.65 cm and pH = 8. Based on rheology and filtration loss tests can be concluded that clay sediment in the study area can not be used as mud drilling material

Potensi Shale Hydrocarcon Formasi Brown Shale, Cekungan Sumatra Tengah Berdasarkan Data Log Mekanik

Formasi Brown Shale merupakan batuan induk utama hidrokarbon di Cekungan Sumatra Tengah. Penelitian ini bertujuan mengevaluasi potensi formasi tersebut sebagai batuan induk hidrokarbon dan implikasinya dalam eksplorasi shale hydrocarbon berdasarkan data wireline log. Evaluasi yang dilakukan meliputi penentuan ona prospek (shale  play), evaluasi kandungan material organik (TOC) untuk mengetahui tingkat kekayaan batuan induk dan evaluasi tingkat kematangannya. Tiga sumur, Sumur Gamma, Jeta dan Kilo dievaluasi dengan menggunakan Metoda Passey (1990) dan Bowman (2010) . Log Gamma Ray, Resistivitas, Sonic, Netron dan Densitas digunakan dalam studi ini.Dari hasil analisis menunjukkan Formasi Brown Shale yang tertembus oleh ketiga sumur tersebut tersusun oleh perselingan batulempung dan batulanau yang mengindikasikan mempunyai prospek sebagai batuan induk dengan tingkat kekayaan material organik miskin sampai kaya dan telah mencapai tingkat kematangan hidrokarbon. Kandungan TOC pada Sumur Gamma berkisar antara 2-8%(kaya) dan tingkat kematangan minyak dicapai pada kedalaman 6550 ft. Kandungan TOC pada Sumur Jeta berkisar antara 0-7%(miskin-kaya) dan tingkat kematangan minyak dicapai pada kedalaman 8550 ft. Kandungan TOC pada Sumur Kilo berkisar antara 0-9%(miskin-kaya) dan tingkat kematangan minyak dicapai pada kedalaman 8100 ft.Berdasarkan hasil tersebut menunjukkan Formasi Brown Shale yang tertembus oleh ketiga sumur di daerah telitian mempunyai potensi yang baik sebagai batuan induk hidrokarbon dan shale hidrokarbon.The Brown Shale Formation is the main hydrocarbon sourcerock in the Central Sumatra Basin. This study aims to evaluate the potential of these formations as hydrocarbon bedrock and their implications in shale hydrocarbon exploration based on wireline log data. The evaluation includes determining the prospect of shale play, evaluating the total organic content (TOC) to determine the level of source rock wealth and evaluating its level of maturity. Three wells, Gamma Well, Jeta and Kilo were evaluated using the Passey (1990) and Bowman (2010) method. Gamma Ray, Resistivity, Sonic, Neutron and Density logs were used in this study. From the results of the analysis showed that the Brown Shale Formation penetrated by the three wells was composed by claystone and siltstone intervals which indicated having prospects as a source rock with poor organic to rich material levels. and has reached the level of hydrocarbon maturity. The TOC content in the Gamma Well ranges from 2-8% (rich) and the level of oil maturity is reached at a depth of 6550 ft. The TOC content in the Jeta Well ranges from 0-7% (poor-rich) and the level of oil maturity is reached at a depth of 8550 ft. The TOC content in the Kilo Well ranges from 0-9% (poor-rich) and the level of oil maturity is reached at a depth of 8100 ft. Based on these results shows the Brown Shale Formation penetrated by the three wells in the study area has good potential as a hydrocarbon host rock and hydrocarbon shale

Potensi Batuan Induk Hidrokarbon Serpih Gumai di Talang Padang, Kabupaten Tanggamus Propinsi Lampung

Identifikasi interval batuan yang mungkin berpotensi sebagai batuan induk merupakan langkah awal eksplorasi yang penting, oleh sebab itu perlu dilakukan penelitian tentang potensi batuan sedimen yang mengandung bahan organik dengan kadar tertentu, yang oleh panas dan waktu dapat menghasilkan hidrokarbon dalam bentuk minyak atau gas secara tepat. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi fasies dan potensi batuan induk hidrokarbon Formasi Gumai di Talang Padang, Cekungan Sumatra Selatan. Analisis geokimia guna mengetahui potensi dan kualitas batuan induk dilakukan pada serpih penyusun Formasi Gumai. Hasil analisis potensi dan kualitas Batuan Induk menunjukkan kandungan TOC 3,55 termasuk “sangat baik”. Rock-Eval menunjukkan bahwa serpih berpotensi “sedang” sebagai batuan induk hidrokarbon (S2 = 4,32 kg/ton). Angka Ro (<0,6) menunjukkan tingkat pematangan hidrokarbon belum tercapai. Nilai HI yang relatif tinggi mencerminkan bahwa batuan ini jika mencapai kematangan akan cenderung menghasilkan minyak. Nilai HI antara 456 mgHC/g umumnya berasal dari kerogen tipe II yang secara dominan mengandung unsur organisme laut dan darat.Rock Identification intervals that might be as potential source rocks is an important initial exploration step, therefore it is necessary to conduct research on the potential of sedimentary rocks containing certain levels of organic material, which by heat and time can produce hydrocarbons in the form of oil or gas appropriately. This study aims to identify the facies and potentials of the Gumai Formation hydrocarbon source rock in Talang Padang, South Sumatra Basin. Geochemical analysis to determine the potential and quality of the source rock is carried out on the Gumai Formation shale. The results of the analysis of the potential and quality of the Parent Rock showed that the TOC content of 3.55 was "very good". Rock-Eval shows that shale has the potential to be "medium" as a hydrocarbon source rock (S2 = 4.32 kg/ton). Ro (<0.6) indicates the level of hydrocarbon maturation has not been reached. The relatively high HI value reflects that if these rocks reach maturity they will tend to produce oil. HI values between 456 mgHC/g are generally derived from type II kerogen which predominantly contains marine and terrestrial organisms

PEMBENTUKAN RESERVOAR DAERAH KARST PEGUNUNGAN SEWU, PEGUNUNGAN SELATAN JAWA

Pada umumnya topografi karst di daerah Pegunungan Selatan Jawa yang dikenal sebagai Pegunungan Sewu lebih didominasi oleh bentang alam dengan relief positip daripada kenampakan relief negatip seperti sink hole, dolina dan sebagainya. Pembentukan karst Pegunungan Sewu sangat berkait dengan pengaruh curah hujan tinggi daerah beriklim tropis. Pengangkatan batuan karbonat yang terlitifikasi paling tidak telah mempengaruhi permukaan aliran air hujan (run-off) pada wilayah yang luas dan mengontrol perkembangan bentang alam karst yang berrelief positip. Pengangkatan juga akan menyebabkan pembentukan sesar maupun rekahan-rekahan yang lebih jauh akan mengontrol penyebaran bentang alam karst termasuk pula perkembangan porositas sekundernya yang berperan dalam pembentukan reservoir. Berdasarkan pada karakter reservoir daerah telitian dapat dibagi menjadi dua karakter reservoir yaitu reservoir dengan porositas rekahan di selatan dan reservoir dengan porositas matrik di utara

ANALISIS FASIES DAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN FORMASI TUBAN, JAWA TIMUR UTARA

The purpose of this study are understanding of the facies type, distribution and its environment. On the basis of the sedimentological characteristic, Tuban Formation can be devided into 5 major facies namely mudstone, wackstone, packstone, grainstone and bindstone.These facies will be described into detail so the each facies that different in characterictic such as texture and composition will have the different name. Environment interpretation from these facies reveals a restricted to open marine-shallow condition. According to reef facies sub-division this environment could be divided into lagoon, back reef, core reef, and fore reef. The presence and distribution of those facies were characterized the fringing reef

ANALISIS FASIES DAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN FORMASI TUBAN, JAWA TIMUR UTARA

The purpose of this study are understanding of the facies type, distribution and its environment. On the basis of the sedimentological characteristic, Tuban Formation can be devided into 5 major facies namely mudstone, wackstone, packstone, grainstone and bindstone.These facies will be described into detail so the each facies that different in characterictic such as texture and composition will have the different name. Environment interpretation from these facies reveals a restricted to open marine-shallow condition. According to reef facies sub-division this environment could be divided into lagoon, back reef, core reef, and fore reef. The presence and distribution of those facies were characterized the fringing reef

PEMETAAN DISTRIBUSI FASIES BATUPASIR “AR9”, FORMAS I DURI, LAPANGAN “CAPCIN”, CEKUNGAN SUMATERA TENGAH BERDASARKAN DATA LOG DAN DATA INTI BATUAN

Object of study is “Capcin” Field, Central Sumatera Basin, which one of PT. Chevron Pasific Indonesia’s field. “Capcin” Field is located approximately 50 km northwest of Duri Field in CPI Rokan Block. “AR9” sandstone is contained in Duri Formation which including of Sihapas Group at “Capcin” Field. Core data analysis resulted eigth lithofacies which associated with tidal channel, tidal bar, tidal sand flat, and transgressive lag. Associated facies interpretation data is calibration with well log before doing facies correlation. Based on lithofacies and associated facies interpretation getting depositional environment “AR9” sandstone is tide dominated estuary. Keywords : tidal channel, tidal bar, tidal sand flat, dan transgressive lag, tide dominated estuary

STUDI POTENSI BATUAN INDUK HIDROKARBON SATUAN BATULEMPUNG FORMASI RAMBATAN DAERAH WANGON SUB-CEKUNGAN BANYUMAS

Identifikasi interval batuan yang mungkin memiliki potensi sebagai batuan induk adalah langkah pertama yang penting dalam eksplorasi hidrokarbon, oleh karena itu perlu dilakukan penelitian tentang batuan sedimen yang mengandung bahan organik dengan tingkat pemanasan dan waktu tertentu dapat menghasilkan hidrokarbon dalam bentuk minyak atau gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi fasies batuan dan potensi batuan induk hidrokarbon dari Satuan Batulempung Formasi Rambatan di Wilayah Wangon, Sub-Basin Banyumas. Berdasarkan data singkapan menunjukkan bahwa Formasi Rambatan di daerah penelitian sebagian besar terdiri dari serpih dengan interkalasi tipis batupasir. Formasi ini diendapkan di lingkungan laut dalam oleh arus turbid. Analisis geokimia untuk menentukan potensi dan kualitas batuan induk dilakukan pada empat sampel (BMS-28, KLP-27, KLP-31 dan BMS-120) serpih Rambatan. Analisis kualitas potensial dan sumber batuan menunjukkan konten TOC bervariasi dari 1,21% - 23,45% menunjukkan kualitas "sangat baik". Analisis Rock-Eval menunjukkan bahwa serpih dari sampel BMS-28 dan BMS-120 buruk sebagai batuan sumber hidrokarbon (S2 <2,5 kg / ton), sedangkan serpih dari sampel KLP-27 dan KLP-31 memiliki potensi yang baik sebagai batuan induk hidrokarbon (S2> 5 kg / ton). Semua sampel yang diambil dari Serpih Rambatan menunjukkan Ro <0,6 menunjukkan tingkat pematangan hidrokarbon belum tercapai. Nilai rendah HI BMS-28 dan BMS-120 (HI <100 mg HC / g TOC), mencerminkan bahwa batuan ini dapat diklasifikasikan sebagai batuan non-sumber, sedangkan sampel KLP-27 dan KLP-31 memiliki nilai HI 152 mg HC / g TOC dan 294 mg HC / g TOC akan cenderung menghasilkan gas dan minyak jika mencapai tingkat kematangan. Nilai HI antara 100-300 mgHC / g umumnya berasal dari tipe III dan II kerogen yang sebagian besar mengandung organisme darat dan laut.Kata kunci: batuan induk, potensial, kualitas, dan kematanganABSTRACT                Identification of rock intervals that may have as a source rock potential is the important first step in hydrocarbon exploration, therefore it is necessary to conduct research on the sedimentary rock containing organic matter which with a certain level of heat and time can produce hydrocarbons in the form of oil or gas. The objective of this study is to identify lithofacies and hydrocarbon source rock potential of Claystone Unit of the Rambatan Formation in the Wangon Area, Banyumas Sub-Basin.  Based on outcrop data showed that Rambatan Formation in the study area predominantly composed of shale with thin intercalation of sandstones. This formation was deposited in the deep marine environment by turbidity current. Geochemical analysis in order to determine the potential and quality of source rock was performed on four samples (BMS-28, KLP-27, KLP-31 and BMS-120) of Rambatan shale. The analysis of potential and source rock quality showed TOC content varied from 1.21% - 23.45% indicating “very good” quality. Rock-Eval analisys show that the shale from sample BMS-28 and BMS-120 are poor as hydrocarbon source rock (S2<2.5 kg / ton), while shale from samples KLP-27 and KLP-31 have good potential as hydrocarbon source rock (S2>5 kg / ton). All samples taken from Rambatan shale showed Ro <0.6 indicate hydrocarbon maturation level has not been reached. The low values HI of BMS-28 and BMS-120 (HI<100 mg HC / g TOC), reflects that this rock can be classified as non-source rock, while samples KLP-27 and KLP-31 have HI values of 152 mg HC/g TOC and 294 mg HC/g TOC will tend to produce gas and oil if it reaches maturation level. The values of HI between 100-300 mgHC/g are generally derived from type III and II kerogen which predominantly contain terrestrial and marine organism.Keywords:  source rock, potential, quality, and maturit