Herry,
Di bawah ada abstrak paper saya dkk (IPA 2007) untuk regional gas
geochemistry of Indonesia. Dalam paper itu, kami menggunakan berbagai
cross-plot genetic gas type termasuk dari Martin Schoell. Crossplot Schoell
(1983) tersebut kami gunakan secara intensif dengan alasan bahwa data paling
melimpah untuk isotop gas adalah isotop karbon-13 metana, dan data komposisinya
(C1, C2, dst). Tidak banyak company yang melakukan analisis gasnya untuk isotop
karbon-13 etana, propana, butana, dst., kebanyakan hanya isotop karbon-13
metana. Maka, cross plot Schoell (1983) yang dibangun sumbu karbon-13 metana
dan sumbu C2+ adalah yang paling sederhana untuk mengakomodasi keterbatasan
data gas geochemistry.
Menjawab pertanyaan Herry, bisa saya kemukakan hal-hal sebagai berikut :
Saat melakukan plotting gas-gas di Indonesia Barat (Sumatra, Jawa, Natuna,
Kalimantan) yang kita tahu banyak dikontribusi kerogen tipe III
(fluvio-deltaik), kami tak menemukan problem sehingga diperlukan validasi
khusus plotting Schoell (1983) tersebut. Hal ini diketahui ketika kami juga
melakukan plotting gas-gas tersebut menggunakan metode lain (misal James, 1983;
Whiticar et al., 1986; Loran et al., 1998) hasilnya mirip dengan plotting
menggunakan Schoell (1983). Maka, saya pikir determinasi genetic gas types
menggunakan metode Schoell (1983) dapat dipercaya. Lagipula, kebanyakan gas di
Indonesia adalah gas primer yang digenerasikan dari refractory kerogen yang gas
prone (kerogen tipe III), bukan dominant gas sekunder hasil oil cracking.
Semakin lengkap data isotopnya, maka semakin lengkap yang bisa kita ketahui.
Untuk membedakan gas biogenic dan termogenik cukup dengan crossplot Schoell
(1983) tersebut sebab isotop karbon-13 dari metana cukup tegas membedakannya,
apalagi digabung dengan data komposisi gasnya (C1, C2+). Tetapi untuk
membedakan gas biogenic hasil fermentasi (continental/darat) atau hasil reduksi
CO2 (marin) kita harus menggunakan crossplot Whiticar (1986) yang memerlukan
isotop deuterium. Untuk minyak, isotop deuterium cukup ampuh buat membedakan
oil hasil generasi carbonate source rock dan shale source rock. Tanpa isotop
deuterium, asal biogenic gas tak bisa dibuktikan secara tepat. Untuk membedakan
gas hasil primary generation dari cracking refractory kerogen atau dari
secondary oil cracking harus digunakan cross plot dari Lorant et al. (1998).
yang memerlukan perbedaan antara rasio karbon-13 dari etana dan karbon-13 dari
propana serta rasio komposisi C2/C3. Dari situ bisa dibedakan
mana gas primary cracking, mana gas cracking dari wet gas, mana gas craking
dari oil, mana gas cracking dari fraksi aspalthene. Sebuah kasus menarik,
gas-gas termogenik di Sumatra Tengah (misal Libo Field), gasnya bukan dari
craking oil meskipun cekungan ini sangat oil prone, tetapi dari primary
cracking kerogen tipe III (dominant) dan cracking dari asphaltene fraction.
Refererensi2 di atas :
Whiticar, M.J., Faber, E., and Schoell, M., 1986. Biogenic methane formation
in marine and freshwater environments: CO2 reduction vs. acetate fermentation
isotope evidence. Geochimica et Cosmochimica Acta, v. 50, p. 693-709.
James, A.T., 1983. Correlation of natural gas by use of carbon isotopic
distribution between hydrocarbon components. American Association of Petroleum
Geologists Bulletin, v. 67, p. 1176-1191.
Lorant, F., Prinzhofer, A., Behar, F., and Huc, A.Y., 1998. Carbon isotopic
and molecular constraints on the formation and the expulsion of thermogenic
hydrocarbon gases. Chemical Geology, v. 147, p. 249-264.
Geokimia gas maupun minyak sangat bergantung kepada data geokimia minyak dan
gas hasil analisis lab, semakin lengkap datanya akan semakin lengkap pula
pengetahuan yang bisa digali daripadanya. Petroleum system baru bisa ditemukan
bila data geokimia suatu cekungan lengkap.
Salam,
awang
The Thirty-First Annual IPA Convention & Exhibition
Jakarta Convention Centre, May 14-16, 2007
REGIONAL GAS GEOCHEMISTRY OF INDONESIA :
GENETIC CHARACTERIZATION AND HABITAT OF NATURAL GASES
Awang H. Satyana (BPMIGAS)
Lambok P. Marpaung (PetroChina)
Margaretha E.M. Purwaningsih (ConocoPhillips)
M. Kusuma Utama (BPMIGAS)
ABSTRACT
Strong growth of gas reserves in Indonesia as mature oil fields are depleted
will cause a continued shift from oil to gas production. Exploration during the
last ten years has resulted in discoveries of large gas fields widely
distributed across the Indonesian archipelago. Understanding the origin,
distribution, and habitat of natural gases is important for continued gas
exploration. This paper presents the first regional geochemistry study of
natural gases in Indonesian basins.
Based on molecular composition and isotope data, both thermogenic and
biogenic (bacterial) gas types can be recognized in Indonesia. Mixing between
the two types is also commonly observed. The thermogenic gases are
characterized by a normalized methane concentration of less than 95 % and
carbon isotope ratios (ä13CCH4) heavier (more positive) than -45 . The pure
biogenic gases have a methane component of 98% or more and ä13CCH4 values
lighter (more negative) than -60 . Mixed thermogenic and biogenic gases have
methane components of 95-98 % and ä13CCH4 values in the range -45 to -60 .
Thermogenic gases predominate in most gas provinces in Indonesia and can be
found in the basins of Sumatra, Natuna, Java, Kalimantan, Makassar Strait,
Sulawesi, Papua, and Timor-Arafura. The gases result from both primary gas
generation from gas-prone kerogen and from secondary gas generation from oil
cracking. The biogenic gases are found mainly in the fore-arc basins west of
Sumatra, in the East Java Basin, and in the foredeep area of the Sorong Fault
Zone in northern Papua.
High concentrations of CO2 mainly occur in North and South Sumatra, East
Natuna, and onshore Java. Based on the heavy values for ä13CCO2, most CO2
occurrences have an inorganic origin by either thermal destruction of
carbonates or volcanic de-gassing. H2S concentrations are moderate to high (500
to >10,000 ppm) in some gas fields in North Sumatra, South Sumatra, East Java,
East Sulawesi and Salawati Basins. All occurrences of high H2S relate to
thermo-chemical sulfate reduction of deep, hot carbonate sequences.
Indonesia is well known for its mid-Tertiary petroleum systems (Eocene to
Miocene) and the bulk of the nations gas resources have been generated from
and are found in rocks 40-5 My. However, there are also significant volumes of
natural gas found in Mesozoic and Plio-Pleistocene systems. Paleozoic systems
are not important yet but they may contribute to future gas discoveries in some
frontier basins in Eastern Indonesia.
Herry Maulana <[EMAIL PROTECTED]> wrote: IAGI-Netters,
Dalam klasifikasi genesa gas berdasarkan isotop karbon, Schoell plot sering
digunakan sebagai "baseline" untuk dasar pengkasifikasian, tetapi plot ini
adalah hasil empiris percobaan lab dengan berbagai macam tipe batuan induk.
1. Untuk "type III Kerogen" seperti umumnya di Indonesia (barat), apa ada
rekan-rekan yang yang mempunyai studi kasus untuk validasi Schoell Plot ini?
2. Apa ada alternatif lain untuk klasifikasi gas berdasarkan isotop karbon
sehingga genesa gas nya bisa diketahui (misal thermogenic vs. biogenic, primary
oil cracking vs. secondary cracking)?
Terima kasih,
Herry
__________________________________________________________
Sent from Yahoo! Mail.
A Smarter Email http://uk.docs.yahoo.com/nowyoucan.html
---------------------------------
Be a better friend, newshound, and know-it-all with Yahoo! Mobile. Try it now.
