Pak Rovicky, Internet baru nyambung lagi...Tidak seperti di oil to SR correlation yang baik oil maupun expected source-nya dianalisis biomarker dan isotopnya kemudian dilakukan analisis matching-nya, di gas to SR correlation tidak umum dilakukan molecular composition maupun stable isotope ratios. Continuous gas composition dilakukan di cutting sumur dan bisa dilakukan cross plot untuk menentukan genetic types of gases, tetapi ini bukan dimaksudkan untuk gas to SR correlation. Gas mud logging itu hanya untuk mngetahui secara dini potensi HC di well site. Untuk gas to source correlation kita hanya mengandalkan metode "geochemical inversion", yaitu memperkirakan source dari karakter minyak/gas tanpa pengecekan analisis source. Ini ditunjang dengan pengetahuan geologic setting, petroleum system, dan oil geochemistry kalau gas itu associated. Yang associated ya source oil source gas juga. East Natuna (Basin) memang tepi barat Luconia Platform, kelihatannya ada kesinambungan geologi regional walau agak beda secara lokal dengan Central Luconia. East Natuna terumbu yang bikin supergiant gas (in place 222 TCF dengan 71 % CO2) tumbuh di tinggian yang berasosiasi dengan Natuna Arch. Arch ini membatasi Luconia di barat. Di badan platform Luconia memang tumbuh banyak terumbu Miosen seperti di East Natuna itu. Hanya, yang di Central Luconia ini sering disebutkan bahwa sourcenya marine carbonate, sementara di East Natuna deltaic shale, di West Natuna lacustrine shale. Mungkin ini yang mengontrol kapan oil/gas prone walau ini belum dipahami dengan baik. Contohnya, source marine carbonate di Central Luconia rasanya agak anomali kalau menghasilkan justru gas dan kondensat. Semua marine carbonate source di Indonesia Timur menghasilkan medium-gravity oil dengan sulfur yang tinggi. Paleogene section saya juga percaya muncul di Luconia dan berupa synrift sequence sebab di counterpartnya di Reed Bank atau Palawan pun muncul Eocene synrift sequence ini. Hanya kalau saya percaya bahwa sekuen ini terbentuk sebelum microplates ini drifted ke NW Kalimantan. Mereka mungkin terbentuk sebagai continental rifting sebelum SCS spreading di 32 Ma. Kalau terbentuk saat drifting biasanya adalah post-rift atau sagging sequence yang dalam hal ini diwakili oleh karbonat Miosen yang tebal. Sekuens rift-drift di Indonesia Timur buat microplates yang detached dari Gondwanaland pun umumnya begitu tektonostratigrafi-nya. Di Kalimantan memang teori/konsep coal sebagai a liquid source bisa dibuktikan dengan baik. Untuk coal Eosen Tanjung di Barito saya pernah mengevaluasinya (dipublikasi di Berita sedimentologi tahun lalu edisi coal sedimentology) dan ada korelasi positif dari segi geokimianya. Untuk Kutei dan delta2 besar seperti balingian dan Baram pun saya pikir bisa terbukti dengan baik. Salam, Awang
[EMAIL PROTECTED] wrote: Trims Pak Awang nanya lagi ... apakah 1)molecular composition, dan (2) stable isotope ratios itu dilakukan juga utk source rocknya ? Maksud saya sebuah pendekatan gas to source correlation ? atau statistics saja. Saya sedang bermain-main disekitar East Natuna, yang aku heran kenapa yang sebelah timurnya (Sarawak) dan baratnya (West Natuna) banyak sekali minyak dan gas, sedangkan di East natuna cuma satu tapi "guedhe" menyendiri sampai seolah blok ini di"anak tiri"kan. Kayaknya juga ngga masuk sebagai blok yg ditawarkan kemaren. Adakah kesamaan atau kesinambungan geologi antara East Natuna dengan Luconia ? Mungkin "Paleogene"nya sectionnya ? Di Luconia reserviornya juga karbonat serta isinya mostly gas tetapi di Luconia ini banyak "condensate"nya. Yang menarik buatku ttg Luconia ini kemungkinan adanya Oligocene (?eocene) synrift yg mungkin berisi oil-source. Karena hingga saat ini "coal as an oil source" yg cukup kontroversi itu masih dipercaya disini. Luconia ini merupakan sebuah "microplate" yg mengalami rift-drift setelah "lepas" dari induknya. Nah, pada saat rift-drift ini yg aku duga merupakan saat terendapkannya source rock. Aku cuman ngga nyangka kalau Balingian Province ini mempunyai struktur yg sangat kompleks, sampek bikin mumeth. RDP Awang Satyana 03/25/2004 01:25 PM Please respond to iagi-net To: [EMAIL PROTECTED] cc: Subject: Re: [iagi-net-l] East Natuna Geochemistry -> tanya Ini tentang gas geochemistry yang risetnya di seluruh dunia pun ketinggalan jauh dibanding oil geochemistry. Sementara kita tahu banyak tentang oil geochemistry, maka sangat sedikit yang kita ketahui tentang gas geochemistry, akhirnya sangat sedikit pula metode yang tersedia untuk bidang gas geochemistry termasuk untuk gas-gas correlation apalagi gas-source correlation. Bukan hanya karena risetnya yang minim, sifat molekul gas pun sangat simpel dibanding minyak, sehingga praktis hanya sedikit informasi yang bisa digali untuk melacak source dan semua proses yang telah dialami sebuah sampel gas. Kalau di minyak kita bisa bermain dengan berbagai biomarker yang sekian banyak, di gas tidak mungkin seperti itu. Tetapi, paling tidak ada dua metode untuk mengkarakterisasi source gas, yaitu (1)molecular composition, dan (2) stable isotope ratios. Dengan molecular composition dan berbagai rasio-nya kita bisa menentukan ini biogenic/bacterial gas atau thermogenic gas, seberapa kering/basah, biodegraded atau tidak dsb. Source-nya ? Kalau ternyata biogenic, maka source tak akan jauh dari reservoirnya (mungkin malahan interbedded), bisa juga dari bawahnya dengan catatan temperatur yang dianggap source tak lebih dari sekitar 80 derajat celsius sebab di atas sekitar temperatur itu bakteri mati. Kuncinya ada di GG di daerah itu. Bisa saja bacterial gas ditemukan di ribuan meter asal di very cool basin. Kalau dari molecular composition ternyata thermogenic/wet gas (fraksi etan plus lebih dari 2 %) maka source-nya ya dari tempat-tempat dalam, nah di sini bermain pengetahuan geologic setting versus thermal modeling dan kerogen type (ini bisa bercampur ke bidang oil geochemistry). Yang sekarang banyak dikembangkan adalah dengan gas fingerprinting menggunakan stable isotope ratios dari unsur C, S, atau H. Juga non-hydrocarbon gas seperti CO2, N2, H2S, He, dan Rn (radon) sering membantu pemikiran apa source gas. Berbagai crossplot canggih dari isotop2 ini telah tersedia. Asal analisis laboratorium untuk isotop lengkap dan detail sampai ke fraksi-fraksi terkecilnya, ditambah pengetahuan geologic setting akumulasi gas tersebut, juga pengetahuan tentang oil geochemistry di tempat yang sama (kalau ada), maka source gas bisa diperkirakan lebih baik...mudah-mudahan (dalam biomarker pun untuk menentukan apa oil source saya belum pernah dapat yang 100 % match). Alasan utamanya adalah sebab oil datang dari kitchen sementara source yang kita analisis di lab adalah dari posisi sumur yang tak pernah di kitchen, jadi bagaimana bisa 100 % match. Lebih spesifik lagi, dari pengetahuan sementara yang ada, source gas Natuna D- Alpha adalah Barat shale yang Oligo-Miocene. Data geokimianya belum pernah dipublikasi, kalau ada yang punya data molecular composition dan stable isotope ratios-nya termasuk isotop C dari CO2nya yang tinggi itu maka pengetahuan kita akan jauh lebih baik dari mana source gas, dan dari mana source CO2 setinggi itu, apa dari breakdown reservoir karbonat atau reservoir kena intrusi, semuanya bisa ditaksir dengan data isotop karbon CO2. Salam, Awang [EMAIL PROTECTED] wrote: Identifikasi source rock, mana yg menjadi sumber (charging), dari suatu lapangan minyak, biasanya dicari dengan biomarker. Namun kalau utk gas biasanya biomarker sulit dipakai, juga kadang-kadang biomarker utk high maturity oilnyapun sudah rusak (cracked) karena suhu tinggi (rantai panjangnya ngga ada). Lantas, bagaimana menentukan source rock type utk gas (condensates/high maturity oil) ? bagaimana melakukan gas to source correlation ? More specific ... source rocknya Natuna D-Alpha apaan sih ? Trims RDP --------------------------------- Do you Yahoo!? Yahoo! Finance Tax Center - File online. File on time. --------------------------------- Do you Yahoo!? Yahoo! Finance Tax Center - File online. File on time.
