PETROLEUM SYSTEM OF CENTRAL SUMATRA BASIN

Beberapa batuan yang bertindak sebagai reservoir terendapkan pada oligosen sampai pertengahan miosen. Reservoir yang paling produktif adalah pasir dari formasi menggala (fluvial) dan formasi bekasap (fluvial-marine, delta). Hidrokarbon juga diproduksi dari sumber reservoir lain yaitu dari basement fracture, lower red bed, upper red bed, dan formasi bangko.

RESERVOIR and SEAL

Sihapas Group

Sihapas group terdiri dari 5 formasi yaitu Menggala, Bangko, Bekasap, Duri, dan Telisa. Pada cekungan Sumatra tengah, hidrokarbon diproduksi oleh seluruh formasi dari grup ini, namun 85% produksi minyak dihasilkan oleh pasir Bekasap dan Menggala. Pasir Duri secara keseluruhan bersifat silty dan calcareous dan merupakan reservoir kualitas medium. Formasi bangko dan telisa mengandung lempung transgresi laut dan bertindak sebagai top seal yang efektif.

SOURCE ROCK, OIL, SOURCE TO OIL CORRELATION

SOURCE ROCK

Fasies lacustrine brown shale dari Pematang diketahui sebagai sumber dari minyak pada cekungan Sumatra tengah. Terdapat dua fasies organic yang teridentifikasi pada brown shale formation yaitu fasies algal-amorphous (tipe I, I-II) dan fasies karbonat (tipe III, II-III). Fasies algal-amorphous adalah oil prone dna hadir pada bagian atas dan tengah dari brown shale pada Aman, Balam, Rangau, dan Bengkalis. Fasies karbonat merupakan gas dan kondensat minor/light oil prone dan hadir pada Kiri dan basal dari brown shale pada Aman, Balam, dan Rangau.

Fasies algal-amorphous memiliki komposisi alginate dan fluorescent amorphous matter (tipe kerogen I dan I-II) dari alga dan bakteri. Rata-rata kelimpahan organic dari sampel brown shale yaitu 5% TOC.

Fasies karbonat memiliki komposisi dominat vitrinite (humic material and plant debris) dengan sedikit kutikula daun dan banyak tumbuhan dengan spora, polen, dan resin, inertinite (charcoal) dan non-fluorescent amorphous matter (degraded plant debris). Kelimpahan organic cukup bervariasi dari 1-43% TOC. Kualitas organic menunjukkan gas prone dengan kondensat minor/ light oil sebagai indikasi hirogen rendah dengan rasio karbon <0.85 dan hydrogen <300.

OIL

Komposisis unaltered oil yaitu 85% saturasi, 10% aromatic, dan 5% NSO dan aspal. Range gravitasi API yaitu 270-470 dan pour point dari 800-1200F. biodegradasi dan water washing telah mengubah komposisi sehingga API <27 dan pour point antara 40-65F. kandungan sulphur baik pada minyak ubahan atau tidak umunnya kurang dari 0.2%

Adanya perbedaan tipe minyak dipengaruhi oleh:

- Perbedaan fasies (lateral atau vertical) pada brown shale pada (trough-palung?) yang sama- Perbedaan fasies dari brown shale dari (trough-palung?) ke (trough-palung?)- Overprinting pada brown shale dengan perbedaan tingkat bitumen dari sistem reservoir

selam migragi- Kombinas 1,2,3

HYDROCARBON GENERATOON AND MIGRATION PATHWAYS

Asimetri dari pematang trough mengatur arah lateral dari migrasi primer ke arah batas hinge dari cekungan. Hal ini menggambarkan keseluruhan pola penemuan minyak yang terlihat pada reservoir pematang pada tengah cekungan dan reservoir sihapas (menggala, bekasap, dan telisa) sepanjang inversi struktur dekat dengan batas hinge. Panjang migrasi relative pendek dimana dikontrol oleh struktur dan rata-rata kurang dari 25 km. lempung dari formasi bangko dan telisa berperan sebagai seal untuk perangkap minyak dan gas bumi.

Focus migrasi structural sepanjang batas margin merupakan factor penting dari pergerakan lateral minyak pada Aman trough sebagai contoh bagi lapangan minas dan duri. Perkembangan sesar dan lipatan lokal muncul untuk mengalihkan minyak dari migrasi lateral normal menuju arah vertical sebagai contoh dari multiple pay fields. Secara umum, waktu transpersonal dan transtensional struktur dari pematang dan sihapas menghasilkan migrasi vertical pada generative pematang trough. Hal ini mengindikasikan bahwa sebagian besar minyak bermigrasi secara lateral memiliki sumber yang lebih muda dari kompresi F3.

Waktu pengembangan trap/seal dalam hubungannya dengan oil generation dan pengeluaran merupakan hal penting dalam mengontrol jumlah dan karakter dari minyak yang diakumulasikan.

Berdasarkan model maturity, diindikasikan bahwa brown shale mulai berkembang dan minyak mulai bermigrasi kira-kira pada 25 Ma. Lempung dari formasi bangko dan telisa bertindak sebagai ultimate seal, tetapi mereka tidak terendapkan sampai kira-kira 21 dan 17.5 Ma