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: [email protected], "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
