Pemodelan Cekungan 1D pada Dalaman Ritan Tengah, Cekungan Kutai Atas, Kalimantan Timur

DEDY YUSUFIANSYAH, Dr. Donatus Hendra Amijaya, S.T., M.T.

2016 | Skripsi | S1 TEKNIK GEOLOGI

Cekungan Kutai merupakan salah satu Cekungan dengan penghasil hidrokarbon yang baik. Sebagai bagian dari Cekungan Kutai, Cekungan Kutai Atas menjadi kurang menarik untuk diteliti lebih lanjut dikarenakan potensi hidrokarbon yang kurang baik. Dalaman Ritan Tengah yang merupakan bagian dari Cekungan Kutai Atas mempunyai batuan induk dengan umur Tersier dan mempunyai indikasi kematangan yang cukup untuk menghasilkan hidrokarbon. Penilitian dilakukan dengan menggunakan data dari 5 sumur eksplorasi. Sumur-D dan Sumur-Y yang berada di Dalaman Ritan Tengah, dan Sumur-O, Sumur-X, dan Sumur-I yang berada di luar Dalaman Ritan Tengah. Sumur-D terdiri dari sedimen yang berumur Eosen Akhir hingga Miosen Tengah. Data geomikia pada Sumur-D menunjukkan nilai TOC 0-50,32%, HI 0-206 mgHC/g TOC, Tmaks 358-442°C, dan Ro 0,27-0,74%. Sumur-Y terdiri dari sedimen berumur Oligosen dengan data geokimia yang menunjukkan nilai TOC 0,01-0,69%, HI 0-7 mgHC/g TOC, Tmaks 302-556°C, dan Ro 1,13-3,75%. Sumur-O terdiri dari sedimen yang berumur Eosen Akhir hingga Oligosen Akhir dengan data geokimia TOC 0,08-72,78%, HI 144-306 mgHC/g TOC, Tmaks 435-449°C, dan Ro 0,48-3.61%. Sumur-X terdiri dari sedimen yang berumur Oligosen Akhir hingga Pleistosen dengan data geokimia TOC 0,02-60,77%, HI 0-168 mgHC/g TOC, Tmaks 300-525°C, dan Ro 0,26-2,41% . Sumur-I terdiri dari sedimen yang berumur Eosen Tengah dengan data geokimia TOC 0,69-34,54%, HI 14-462 mgHC/g TOC, Tmaks 443-459°C, dan Ro 0,57-0,84%. Analisis lebih lanjut berupa pemodelan cekungan 1D dilakukan untuk mengetahui sejarah pengendapan pada Dalaman Ritan tengah dan mengetahui tingkat kematangan batuan induk serta waktu generasi hidrokarbon pada daerah penelitian. Analisis geokimia menujukkan batuan yang berpotensi sebagai batuan induk terdapat pada Formasi Atan, Formasi Klinjau, Formasi Marah, Formasi Ujoh Bilang bawah, Formasi Beriun, Formasi Kutei Lake, dan Unit I. Analisis lebih lanjut menggunakan pemodelan kematangan menunjukkan batuan induk yang matang dan dapat menggenerasikan hidrokarbon hanya terdapat pada Formasi Atan, Formasi Klinjau, dan Formasi Beriun.

Kutai Basin becomes one of the most productive basin of its hydrocarbon in Indonesia. As a part of Kutai Basin, Upper Kutai Basin is not well interested to be explored because of its lacking hydrocarbon potential. Central Ritan Low which is part of Upper Kutai Basin eventually consist of Tertiary Sediments with high prospect of potential source rock. The data of this research is collected from 5 exploration well. Well-D and Well-Y is located in the Central Ritan Low, while the other 3 well which is Well-O, Well-X, and Well-I are located outside the Central Ritan Low. Well-D consist of Upper Eocene to Middle Miocene sediments. Geochemical data of Well-D shows TOC Value 0-50,32%, HI 0-206 mgHC/g TOC, Tmax 358-442 C, and Ro 0,27-0,74%. Well-Y consists of Oligocene sediments. Geochemical data of Well-Y shows value of TOC 0,01-0,69%, HI 0-7 mgHC/g TOC, Tmax 302-556°C, dan Ro 1,13-3,75%. Well-O consists of Upper Eocene to Upper Oligocene sediments. Geochemical data of Well-O shows value of TOC 0,08-72,78%, HI 144-306 mgHC/g TOC, Tmax 435-449°C, and Ro 0,48-3.61%. Well-X consists of Upper Oligocene to Pleistocene sediments. Geochemical data of Well-X shows value of TOC 0,02-60,77%, HI 0-168 mgHC/g TOC, Tmax 300-525°C, and Ro 0,26-2,41%. Well-I consists of Upper Eocene Sediments. Geochemical data of Well-I shows value of TOC 0,69-34,54%, HI 14-462 mgHC/g TOC, Tmax 443-459°C, and Ro 0,57-0,84%. Geochemical data from those five wells are used to determine the potential source rock. Further analysis using 1D modelling is required to acknowledge the burial history and source rock maturity of Central Ritan Low. Analysis based on geochemical data shows the formations that are potential as a source rock are Atan Formation, Klinjau Formation, Marah Formation, Lower Ujoh Bilang Formation, Beriun Formation, Kutei Lake Formation, and Unit I. Further Analysis by 1D modelling shows the formation that consists of mature source rocks and enable to generate hydrocarbon are Atan Formation, Klinjau Formation, and Beriun Formation.

Kata Kunci : Upper Kutai Basin,Source rock maturity,1D modelling