Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Gunung Endut merupakan salah satu gunung yang berada pada Kabupaten Lebak, Provinsi Banten. Daerah Gunung Endut didominasi oleh batuan vulkanik kuarter produk Gunung Endut, Sedimen tersier dari Formasi Bojongmanik dan batuan intrusi tersier. Formasi Bojongmanik tersusun atas batupasir tufan, batulempung, konglomerat, dan sisipan batubara muda. Sisipan batubara pada Formasi Bojongmanik memiliki ketebalan sekitar 2cm – 2m. Karakteristik batubara Formasi Bojongmanik pada daerah penelitian masih belum diketahui. Oleh karena itu, hal ini penting dilakukan untuk mengkarakterisasi batubara agar dapat mengetahui kualitas dari batubara tersebut.Penelitian ini bertujuan untuk mengkarakterisasi batubara dari Formasi Bojongmanik di daerah Gunung Endut menggunakan analisis batubara maseral, analisis proksimat, dan analisis ultimat. Lima sampel batubara dari darah penelitian telah dikumpulkan dan dianalisis. Analisis petrografi menunjukkan bahwa empat dari lima sampel menunjukkan bahwa lingkungan pengendapan dari batubara tersebut merupakan rawa yang masih dipengaruhi oleh pasang surut air laut, sehingga kualitas batubara buruk. Tetapi ada satu sampel batubara yang memiliki kualitas cukup baik namun tetap memiliki kandungan abu yang cukup tinggi, yaitu sampel batubara yang berada cukup dekat dengan intrusi batuan beku. Selain itu, hasil analisis proksimat dan ultimat menunjukkan bahwa hampir seluruh sampel memiliki kandungan abu yang tinggi dan mineral pirit yang cukup banyak sehingga menyebabkan nilai kalori batubara pada daerah ini buruk. Dari hasil tersebut, dapat disimpulkan bahwa kualitas batubara pada daerah penelitian ini memiliki kualitas yang buruk namun terdapat satu sampel batubara yang memiliki kualitas yang cukup baik.

---

Gunung Endut is a mountain positioned in Lebak Regency, Banten Province. The region is consisted of Quarternary volcanic rocks of Gunung Endut and Tertiary Bojongmanik Formation. The Bojongmanik Formation consisted of tuf f aceous sandstone, mudstone, conglomerate, and intercalation of young coal, with thickness from 2cm to 2 m. The coal characteristic s of Bojongmanik formation in study area are still not well known. Therefore, its important to characterise the coal in order to understand its quality.

This study attempted to characterise the coal from the Bojongmanik Formation in the Endut Mountain Area using coal maceral analysis, proximate analysis, and ultimate analysis. Five coal samples from the study area have been collected and analysed. Petrographic analysis indicate that four of the five samples has swamp depositional environment that was still affected by tidal sea water, causing the poor coal quality. However, there is one sample of coal that has a fairly good quality althoughstill has a fairly high ash content, which is a coal sample that is quite close to igneous intrusion. In addition, the results of the proximate and ultimate analysis showed that almost all samples had high ash content and pyrite minerals which caused the calorific value of coal in this area is poor. From these results, it can be concluded that the quality of coal in this study area is poor but there is one sample of coal still has a fairly good quality."

"Northeast Java Basin is known as mature cenozic basin, yet this understanding override possibility of sediment older than cenozic. This thoughthas brought current exploration strategy of this basin concerning within only cenozic sediments."

"Cekungan Sunda merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Reservoar utama berupa batupasir pada cekungan tersebut berada pada Formasi Talang Akar. Formasi ini terendapkan di daerah fluvio-deltaic atau fluvial sampai daerah transisi, sehingga karakter reservoar batupasir formasi ini cukup beragam. Untuk memaksimalkan hal ini dilakukan studi terkait lingkungan pengendapan dan zona potensi reservoar hidrokarbon melalui analisis log sumur, batuan inti, dan laporan biostratigrafi. Berdasarkan hasil analisis pola elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari empat pola yaitu cylindrical, bell, symmetrical, dan serrated. Hasil asosiasi fasies daerah penelitian diinterpretasikan sebagai tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, dan marsh/swamp yang berada pada lingkungan pengendapan tide-dominated estuary. Pada analisis petrofisika didapat nilai rata-rata parameter petrofisika kelima sumur yaitu Volume Shale (Vsh): 15.2% – 26.8%; Porositas Efektif (PHIE): 19.3% – 25.5%; Saturasi Air (Sw): 28% – 53.9%. Nilai ketebalan zona hidrokarbon (net pay) dihitung dengan parameter cut off yaitu Vsh ≤ 58%, porositas ≥ 8%, dan Sw ≤ 88%. Net pay atau total ketebalan zona hidrokarbon pada kelima sumur antara lain yaitu K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, dan K-5 11.5 ft.

---

The Sunda Basin is one of the largest hydrocarbon-producing sedimentary basins in Indonesia. The main sandstone reservoir in the basin is the Talang Akar Formation. This formation was deposited in fluvio-deltaic or fluvial to transitional areas, so the character of the sandstone reservoir of this formation is quite diverse. To maximize this, a study was conducted related to the depositional environment and potential hydrocarbon reservoir zones through the analysis of well logs, cores, and biostratigraphic reports. Based on the results of the electrofacies pattern analysis, the research area consists of four patterns, namely cylindrical, bell, symmetrical, and serrated. The results of the facies association of the research area are interpreted as tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, and marsh/swamp in a tide-dominated estuary depositional environment. In the petrophysical analysis, the average value of the petrophysical parameters of the five wells is obtained, namely Volume Shale (Vsh): 15.2% - 26.8%; Effective Porosity (PHIE): 19.3% - 25.5%; Water Saturation (Sw): 28% - 53.9%. The hydrocarbon zone thickness value (net pay) was calculated with cut off parameters of Vsh ≤58%, porosity ≥8%, and Sw ≤88%. Net pay or total hydrocarbon zone thickness in the five wells are K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, and K-5 11.5 ft."

"Keberagaman litologi serta struktur sedimen yang terbentuk pada Formasi Jatiluhur dapat membantu menceritakan bagaimana kondisi dari lingkungan pengendapan pada saat proses pengendapan terjadi. Formasi Jatiluhur merupakan formasi yang terbentuk pada Miosen Tengah yang dibentuk oleh litologi berupa dominasi batulanau dan batupasir, disertai keberadaan batugamping pada beberapa tempat. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan litofasies dan fasies sedimentasi yang terbentuk pada bagian bawah dari Formasi Jatiluhur, serta menentukan lingkungan pengendapan yang terbentuk pada bagian bawah dari Formasi Jatiluhur. Penelitian ini menggunakan data hasil pengukuran penampang stratigrafi, serta analisis sampel batuan berupa analisis petrografi dan analisis mikropaleontologi. Hasil analisis mikropaleontologi untuk data umur relatif tidak dapat ditentukan, namun menghasilkan informasi kedalam dan lingkungan pengendapan pada daerah penelitian yang berada pada middle shelf hingga outer shelf. Sedangkan analisis petrografi dilakukan untuk melihat kandungan batuan dan menentukan nama batuan dari lapisan batuan pada daerah penelitian. Klasifikasi litofasies didasari dari karakteristik litologi pada daerah penelitian dan sebanyak delapan belas (18) litofasies pada daerah penelitian yang dapat diidentifikasi. Setelah itu ditentukannya satuan asosiasi fasies berdasarkan analisis litofasies, mikropaleontologi dan petrografi dan ditemukan adanya sembilan (9) asosiasi fasies yang terbentuk pada daerah penelitian. Asosiasi-asosiasi fasies yang ditemukan berupa endapan sandy-offshore transition; endapan offshore; endapan offshore transition hingga offshore; endapan shoreface hingga offshore transition; endapan muddy-offshore transition; endapan inner fan hingga mid-fan; endapan offshore; endapan inner fan; dan endapan mid-fan. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa daerah penelitian terbentuk lingkungan pengendapan yang mencerminkan lingkungan pengendapan berupa laut dangkal yang ditandai oleh lingkungan shoreface hingga laut dalam yang ditandai oleh lingkungan mid-fan.

---

The diversity of lithology and sedimentary structures that formed in the Jatiluhur Formation can help tell how the conditions of the depositional environment occurred during the deposition process. The Jatiluhur Formation is a formation formed in the Middle Miocene which is formed by lithology in the form of the dominance of siltstone and sandstone, accompanied by the presence of limestone in several places. This study aims to determine the lithofacies and sedimentation facies that form at the bottom of the Jatiluhur Formation, as well as determine the depositional environment that forms at the bottom of the Jatiluhur Formation. This study uses data from measurements of stratigraphic sections, as well as analysis of rock samples in the form of petrographic analysis and micropaleontological analysis. The results of the micropaleontological analysis for the relative age data cannot be determined, but it provides information on the depth and environment of deposition in the study area which is from the middle shelf to the outer shelf. Meanwhile, petrographic analysis is carried out to see the rock content and determine the rock name of the rock layers in the study area. The lithofacies classification is based on the lithological characteristics of the research area and as many as eighteen (18) identifiable lithofacies in the research area. After that, the facies association unit was determined based on lithofacies analysis, micropaleontology and petrography and it was found that there were nine (9) facies associations formed in the study area. The facies associations found were sandy-offshore transition deposits; offshore deposit; offshore transition to offshore deposits; shoreface to the offshore transition deposits; muddy-offshore transition deposits; inner fan to mid-fan deposits; offshore deposits; inner fan deposits; and mid-fan deposits. The results of this study indicate that the research area is formed a depositional environment which reflects the depositional environment in the form of shallow seas characterized by the shoreface to the deep sea which is characterized by the mid-fan environment."

"Prospek hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat Selatan masih dipertanyakan dan perlu identifikasi lebih detail. Lokasi penelitian ini tepatnya berada di Anggota Konglomerat Formasi Bayah (Teb). Formasi ini di dominasi oleh konglomerat, batupasir kuarsa, batulempung, tuf, dan batu bara. Di Formasi Bayah, salah satunya, sungai cidahu dan cipanadogan ditemukan batuan serpih dengan indikasi rembesan minyak yang sudah mengering di sela-sela batuan. Rembesan minyak yang berada di batuan ini belum diketahui karakteristik lingkungan pengendapan dan kematangannya. Selain memiliki struktur yang kompleks, Formasi Bayah memiliki pemaparan litologi yang luas, salah satunya adalah batu bara. Batu bara yang berada di daerah penelitian memiliki luas ± 100 m yang tersebar di Sungai Cidahu, Cipanadogan, Cimandiri, dan Pantai Cibobos. Karakteristik batu bara Formasi Bayah pada daerah penelitian masih belum diketahui. Oleh karena itu, hal ini perlu diidentifikasi lebih lanjut dengan melakukan analisis pada penelitian ini agar dapat mengetahui kualitas batuan induk dan karakterisasi batu bara. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui kualitas batuan induk dan karakterisasi batu bara di Cekungan Jawa Barat Selatan di wilayah Formasi Bayah menggunakan analisis kromatografi gas, analisis kromatografi gas-spektropi massa, dan petrografi maseral. Empat sampel batuan serpih dan lima sampel batu bara dari daerah penelitian telah dikumpulkan dan dianalisis. Analisis kromatografi gas dan kromatografi gas-spektropi massa menunjukkan CDH 05, SHALE 01, dan SHALE 04 berada pada lingkungan pengendapan delta (terrigeneous) sedangkan, CP 04 berada pada lingkungan pengendapan transisi antara laut dan darat. Berdasarkan kematangan termalnya conto CDH 05, CP 04, SHALE 01, dan SHALE 04 berada pada tingkat kematangan awal (early mature), sehingga menunjukkan kualitas batuan induk yang cukup baik. Analisis petrografi maseral menunjukkan CDH 09, dan CMN 01 berada di lingkungan pengendapan hutan rawa basah, sedangkan CP 04, CP 07, PCBB berada pada hutan rawa yang sedikit dipengaruhi oleh pasang surut air laut, sehingga kualitas batu bara buruk. Dari hasil tersebut, dapat disimpulkan bahwa kualitas batuan induk memiliki kualitas yang cukup baik dan batu bara memiliki kualitas yang buruk.

---

The prospect of hydrocarbons in the South West Java Basin is still questionable and needs more detailed identification. The exact location of this research in the Members of the Bayah (Teb) Formation Conglomerate. This formation is dominated by conglomerates, quartz sandstone, claystone, tuff, and coal. In the Bayah Formation, one of which, the Cidahu and Cipanadogan rivers are found with shale rocks with an indication of oil seepage that has dried up between the rocks. Oil seeps in these rocks are not yet known characteristics of the depositional environment and its maturity. Besides having a complex structure, the Bayah Formation has extensive lithological exposure, one of which is coal. Coal in the study area has an area of ± 100 m spread over the Cidahu River, Cipanadogan, Cimandiri, and Cibobos Beach. The characteristics of the Bayah Formation coal in the study area are still unknown. Therefore, this needs to be further identified by analyzing this study in order to find out the quality of source rock and coal characterization. This study aims to determine the quality of the source rock and the characterization of coal in the South West Java Basin in the Bayah Formation region using gas chromatography analysis, gas chromatography-mass spectrophy analysis, and mass petrography. Four shale rock samples and five coal samples from the study area were collected and analyzed. Analysis of gas chromatography and gas chromatography-mass spectrophy show that CDH 05, SHALE 01, and SHALE 04 are in the terrigeneous deltaic environment whereas, CP 04 in the transitional depositional environment between marine and land. Based on the thermal maturity, the samples of CDH 05, CP 04, SHALE 01, and SHALE 04 are early mature level, show that the quality of the source rock has quite good. Mass petrographic analysis shows CDH 09, and CMN 01 are in the sedimentation environment of wet forest swamp, while CP 04, CP 07, PCBB are in forest swamp which is slightly affected by tidal water, so that of coal has a poor quality. From these results, it can be concluded that the quality of source rock has a fairly good quality and coal has a poor quality."