Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gunung Pancar merupakan daerah yang memiliki potensi panas bumi yang terletak di Kabupaten Bogor, Jawa Barat. Potensi panas bumi pada daerah tersebut dibuktikan dengan keberadaan manifestasi permukaan seperti mata air panas dan batuan alterasi. Hal tersebut merupakan indikasi adanya suatu aktivitas panas bumi aktif pada daerah tersebut yang menarik untuk diteliti. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui sistem panas bumi Gunung Pancar dengan menggunakan metode analisis geokimia air manifestasi berupa analisis anion, kation, isotop, survei geologi berupa data struktur geologi, litologi, dan geomorfologi serta data pendukung geofisika berupa data MT dan gravity, sehingga didapat gambaran umum sistem panas bumi yang utuh direpresentasikan melalui model konseptual. Gunung Pancar tersusun atas Formasi Jatiluhur berumur Miosen Awal didominasi oleh batuan lanau hingga lempung kemudian terdapat batuan yang lebih muda berumur Miosen Tengah yaitu berupa batuan andesit hasil aktivitas vulkanisme Gunung Pancar. Gunung Pancar memiliki ketinggian 850 mdpl termasuk ke dalam sistem panas bumi relief tinggi. Terdapat tiga titik manifestasi berupa mata air panas yaitu Kawah Merah, Kawah Hitam dan Kawah Putih, keberadaan manifestasi tersebut dikontrol oleh adanya struktur patahan berupa sesar mendatar dengan arah N 195oE/77o dan ditemukan manifestasi berupa alterasi batuan tipe argilik. Kawah Merah memilki tipe air klorida-sulfat, temperatur air 67oC, pH 7,0. Pada Kawah Hitam tipe air merupakan tipe sulfat, temperatur air sebesar 51,8 oC, pH 7,04-8,0. Tipe air pada Kawah Putih adalah tipe air sulfat, temperatur permukaan sebesar 49 oC. Ketiga manifestasi tersebut berada pada zona outflow sistem panas bumi Gunung Pancar. Hasil perhitungan geotermometer silika didapatkan temperatur reservoir berkisar antara 113,5 oC hingga 118,4 oC. Dikategorikan sebagai sistem panas bumi temperatur rendah. Analisis isotop stabil 18O dan 2D menunjukkan sumber air sistem panas bumi Gunung Pancar berasal dari air meteorik.

---

Gunung Pancar is located in Bogor Regency, West Java and with potential geothermal prospect. Geothermal potential in the area is proven by the presence of surface manifestations such as hot springs and surface alteration. The purpose of this study is to determine the Gunung Pancar geothermal system by integrating 3G data (water geochemical analysis-anion, cation, and isotope analysis, structural, lithological and geomorphological data and supporting MT and gravity secondary data). Gunung Pancar consists of Jatiluhur Formation of the Early Miocene age dominated by silt rock and clay where the youngest lithology is andesite as the product of volcanism activity from Middle Miocene. Gunung Pancar lies at 850 mdpl indicating a high-relief geothermal system. The presence of three surface manifestations of Kawah Merah, Kawah Hitam and Kawah Putih, is controlled by the presence of fault structures in the form of strike slip fault with N 195oE/770 direction. Kawah Merah is sulphate-chloride water manifestation, with temperature 67oC, pH 7.0. Kawah Hitam is sulphate water, with temperature 51.8 oC, pH 7.04-8.0. Kawah Putih is sulphate water, surface temperature 49 oC. The three manifestations are located in the outflow zone of Gunung Pancar geothermal system. Silica geothermometry calculation reveals that reservoir temperatures range from 113,5-118,4 oC. Gunung Pancar can be categorized as a low temperature geothermal system. Stable isotope analysis 18O and 2D shows that the water source of Gunung Pancar geothermal system originates from meteoric water. A conceptual model of Gunung Pancar geothermal system is successfully constructed based on the integration of data."

"Analisis potensi shale hidrokarbon dengan pendekatan data geokimia dan interpretasi seismik telah berhasil dilakukan pada lapangan FH, Sub-Cekungan Jambi. Parameter dalam eksplorasi shale hidrokarbon yang mengandung Total Organic Content TOC lebih tinggi dari 1, Indeks Hidrogen HI lebih tinggi dari 100, Vitrinite Reflectance Ro lebih tinggi dari 1,3 untuk dry gas, Net Shale Thickness lebih dari 75, dan kerogen dikelompokkan menjadi tipe I, II atau III. Penelitian ini berlokasi di Sub-Cekungan Jambi, yang terletak di provinsi Jambi, bagian timur pulau Sumatera. Sub-Cekungan Jambi adalah Sub-Cekungan dari Cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan petroleum sistem di wilayah Sub-Basin Jambi, source rock berasal dari bentuk Formasi Lahat berupa Formasi Lacustrine dan Talang Akar berupa terrestrial coal dan coal shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dan menganalisis potensi shale hidrokarbon di Sub-Cekungan Jambi. Formasi Talang Akar menjadi fokus penelitian ini. Talang Akar memiliki sumber batuan yang berkisar dari yang baik sampai yang sangat bagus dan sangat potensial mulai dari 1,5 sampai 8 wt TOC di daerah Sub-Cekungan Jambi. Inversi seismik adalah teknik pembuatan model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai masukan dan data geologi sebagai kontrol. Hasil analisis menunjukkan bahwa nilai TOC berada pada kisaran 0,5 - 1,5 wt dan Ro berada pada kisaran 0,51 - 1,1. Hasil analisi parameter petrofisika menunjukkan nilai porositas di bawah 10 dan saturasi air lebih dari 50. Interpretasi seismic menunjukkan daerah yang memiliki potensi berada pada nilai akustik impedan di atas 7800 m/s g/cc. Berdasarkan peta persebaran akustik impedan, daerah Timur Laut dan Tenggara merupakan daerah dengan potensi shale hidrokarbon yang baik.

---

Analysis of the potential of hydrocarbon shale with geochemical data and seismic interpretation has been successfully done in field FH, Jambi Sub Basin. The parameters in the exploration of shale hydrocarbon contains Total Organic Carbon TOC is higher than 1, Index Hydrogen HI is higher than 100, Vitrinite Reflectance Ro is higher than 1.3 for window dry gas, the Net shale Thickness is over 75, and kerogen is classified into type I, II or III. This study are is located in Jambi sub basin, which is situated in the province of Jambi, the eastern part of the Sumatra island. Jambi sub basin is a sub basin of South Sumatra Basin. Based on the petroleum system in the area of Jambi Sub Basin, source rocks derived from the form Lahat Formation lacustrine and Talang Akar Formation in the form of terrestrial coal and coal shale. This study aims to identify and analyze the potential of shale hydrocarbons in the Jambi Sub Basin. Talang Akar Formation is the focus of this study. Talang Akar has a source rock that is ranged from good to excellent and highly potential ranging from 1.5 to 8 wt TOC in Sub Basin area Jambi. Seismic inversion is a technique of making the subsurface geological models using seismic data as an input and geological data as control. Analysis shows that TOC values are in the range of 0.5 ndash 1.5 wt and Ro is in the range of 0.51 ndash 1.1. petrophysic parameter shown that area having porosity less than 10 and water saturation more than 50. Seismic interpretation showing that area interest have acoustic impedance more than 7800 m s g cc. Based on the Acoustic Impedance distribution map, Northeast and Southeast is an area with good shale hydrocarbon potential."

"Telah dilakukan penelitian guna mendelineasi sistem panas bumi lapangan geothermal ldquo;H rdquo;. Penelitian ini menggunakan metode remote sensing untuk memetakan struktur dan alterasi di permukaan. Analisis geokimia digunakan untuk mengetahui karakteristik sistem panas bumi dan analisis geofisika digunakan untuk memetakan kondisi sistem panas bumi di bawah permukaan. Berdasarkan analisis remote sensing dengan teknik band combination secara pengamatan manual menunjukkan bahwa arah utama dari kelurusan - kelurusan yang berkembang di daerah penelitian ldquo;H rdquo; adalah Barat Laut - Tenggara dan Barat Daya - Timur Laut sesuai dengan Peta Geologi Regional yang berkorelasi dengan kemunculan beberapa manifestasi. Analisis remote sensing juga menemukan 1 lokasi yang diduga merupakan alterasi di permukaan. Analisis data geokimia dilakukan terhadap 12 manifestasi menunjukkan bahwa mata air panas SL-1, SL-2, SLM-1, SLM-2, HTS-1, HTS-2, HTS-3, TBK, TLH-1, TLH -2, TLH-3 dan TLH- 4 merupakan manifestasi tipe outflow. Berdasarkan diagram segitiga ternary Na - K - Mg, diagram Na-K/Mg-Ca, diagram Enthalpy - Chloride Mixing Model, geothermometer Na/K menunjukkan temperatur reservoar adalah sekitar 210 C - 240 C dan dapat dikategorikan ke dalam sistem geothermal moderate to high temperature. Analisis Inversi 3-D Data MT menggunakan 66 data titik ukur. Berdasarkan inversi 3-D Data MT diketahui bahwa lapisan clay cap dengan nilai resistivitas rendah le; 10 ?m tersebar di Selatan dengan ketebalan 500 meter hingga 1000 meter. Lapisan reservoar terletak di bawah clay cap dengan nilai resistivitas >10 - 65 ?m. Base of Conductor BOC diperkirakan berada pada kedalaman 700 meter dengan updome berada di antara Sesar Wairutung dan Sesar Banda. Berdasarkan peta BOC diperoleh luas area prospek geothermal sekitar 16.5 km2.

---

The study of ldquo H rdquo geothermal field has been conducted to delineate their geothermal system. This study uses remote sensing method for mapping structure and alteration on the surface. Geochemical analysis is used to determine the characteristics of geothermal system and geophysical analysis is used to interpret the condition of geothermal system of sub surface. Based on remote sensing analysis using band combination technique with manual observation indicates that the main direction of the developed lineaments in the research area H is Northwest Southeast and Southwest Northeast in accordance with Regional Geological Map correlated with the appearance of several manifestations. The remote sensing analysis also found 1 suspected alteration site on the surface. Analysis of geochemical data was performed on 12 manifestations shows that hot springs SL 1, SL 2, SLM 1, SLM 2, HTS 1, HTS 2, HTS 3, TBK, TLH 1, TLH 2, TLH 3 and TLH 4 are outflow manifestations type.

Based on the diagram of the ternary triangle Na K Mg, Na K Mg Ca diagram, Enthalpy Chloride Mixing Model diagram, Na K geothermometer estimates the reservoir temperature is about 210 C 240 C and can be categorized into the moderate to high temperature geothermal system. Analysis of inversion 3 D MT data using 66 data points measurement. Based on 3 D inversion MT data is known that clay cap layer with low resistivity value le 10 m spread in South with thickness 500 meter to 1000 meter. The reservoir layer is located under clay cap with resistivity value 10 m 65 m. Base of Conductor BOC is estimated to be at depth of 700 meters with an updome located around Wairutung Fault Banda Fault. Based on BOC, the prospectable area of geothermal system is about 16.5 km2."

"Pada penelitian ini dilakukan karakterisasi sampel minyak mentah dan rembesan minyak dari sepuluh cekungan sedimen yang berada di wilayah Indonesia bagian timur, mencakup Cekungan Banggai, Buton, Timor, Vulcan, Seram, Bintuni, Salawati, Aru, Cendrawasih, dan Papuan. Dalam melakukan karakterisasi digunakan parameter bulk mencakup API Gravity, kandungan sulfur, persen fraksi saturate-aromatic-resin-asphaltene (SARA), dan parameter molecular mencakup parameter biomarker dan isotope profile. Dengan mengacu pada literatur terdahulu dan dari hasil plotting dan interpretasi setiap parameter yang tersedia, sampel minyak mentah dan rembesan minyak dari kesepuluh cekungan dapat dibedakan menjadi lima grup berbeda, yaitu: 1) Kondensat dengan kandungan sulfur rendah, terendapkan pada lingkungan suboxic paralic-shallow marine, mature, berasal dari litologi non-karbonatan. 2) Medium oil, kandungan sulfur rendah, mature, terendapkan pada lingkungan suboxic paralic-shallow marine, berasal dari litologi non-karbonatan. 3) Biodegraded oil, kandungan sulfur tinggi, API rendah, kandungan resin tinggi, berasal dari litologi non-karbonatan. 4) Medium-light normal crudes, berasal dari material organik darat pada litologi non-karbonat, terendapkan pada lingkungan suboxic-oxic di darat-deltaic, dan 5) Medium-light normal crudes, berasal dari material organik didominasi alga dan bakteri, terendapkan pada lingkungan suboxic paralic-anoxic open marine dengan litologi karbonatan, mature.

---

Characteristics of crude oils and oil seeps from ten sedimentary basins were analyzed on this study, which include Banggai, Buton, Timor, Vulcan, Sera, Bintuni, Salawati, Aru, Cendrawasih, and Papuan Basin. To do the characterization, the bulk parameter such as API Gravity, sulfur content, SARA fraction percentage, and molecular parameters including biomarkers and isotope profile were used. By referring to previous study on each basin and the interpretation and plotting that have been made, the crudes and seeps were categorized into five different group: 1) Condensate with low sulfur content, deposited on suboxic paralic-shallow marine environment, comes from non-carbonate source rock. 2) Medium oil with low sulfur content, mature, deposited on suboxic paralic-shallow marine environment, having low hopane which indicates originated from non-carbonate source rock. 3) Biodegraded oil with high sulfur content, low API, high resin percentage, indicated to originate from non-carbonate source rock based on low hopane value on some samples that are available. 4) Medium-light crude oil, originated from organic materials coming from oxic terrigenous (land plant) to suboxic deltaic environment, originated from non-carbonate source rock, and 5) medium-light crudes originated from algae and bacteria organic materials, suboxic paralic-anoxic open marine, non-carbonate lithology, mature."