Energi Miyak Geothermal

Energi Minyak – Energi Dalam – Menggunakan Geothermal EnergyJanuary 2, 2010 — pemuda2009
energi minyak
Teknologi Geothermal energi minyak
Biner tanaman dapat beroperasi di lokasi dengan temperatur yang lebih rendah M hingga M yang lebih mudah tersedia. Hot air melewati penukar panas dengan fluida kerja yang Kerja Keras memiliki titik didih yang lebih rendah misalnya isobutene isopentana . fluida kerja menguap memutar turbin dan generator memotori.
Karena sistem ini adalah loop tertutup tidak ada emisi. Saat ini uap tanaman dapat menghasilkan listrik untuk sekitar sen sampai sen per Tambang Minyak kWh. Karena suhu yang lebih rendah lokasi panas bumi yang lebih banyak Bahan Bakar kebanyakan tanaman adalah biner.
Energi panas bumi juga dapat digunakan sumber panas langsung. Hampir semua rumah di Islandia dipanaskan dengan air dari mata air panas dan negara menghasilkan lebih dari setengah energi dari sumber panas bumi. Jika ada panas tapi air tidak energi masih dapat diekstraksi. Memompa air melalui batuan yang Minyak Dan Gas panas memanaskan air dan dapat digunakan secara langsung atau untuk menghasilkan tenaga.
Keuntungan
Geothermal Power
Energi .Geothermal sedikit atau tidak menghasilkan emisi. . Dalam kebanyakan kasus amp quot BBM amp quot adalah bebas meskipun dengan amp quot panas batu amp quot metode air harus digunakan dan mungkin harus diangkut sana. Setelah pembangkit listrik yang dibangun mereka sedikit biaya untuk beroperasi. Listrik .Geothermal biasanya memiliki footprint kecil dan sangat sedikit dampak lingkungan. berbasis .Ground pompa panas dapat digunakan hampir di mana saja. Jika Anda berpikir bahwa mereka tidak akan bekerja di Bahan Bakar leher bersalju Anda hutan pertimbangkan bahwa mereka digunakan secara ekstensif di Kanada.
Kerugian
Geothermal Power
.Geothermal tidak dapat dianggap sebagai sumber daya terbarukan walaupun itu adalah satu yang berkelanjutan . .Not diakses setiap area memiliki sumber panas bumi. Batu panas dan air harus berada dalam Sumber Energi kisaran pengeboran kecuali dalam kasus geyser alam . Situs dapat .Geothermal kehabisan tenaga sebagai suhu mulai turun Minyak Dan Gas ke rendah. Hal ini dapat terjadi secara alami atau jika amp quot panas batu amp quot metode ekstraksi adalah salah urus dan menyuntikkan air mendinginkan batu-batu. .Along dengan air panas dan / atau uap sumber panas bumi juga dapat menghasilkan sampai gas berbahaya dan mineral. .Drilling jauh ke dalam tanah terutama ketika air kemudian dipompa ke dalam lubang dapat memicu amp quot peristiwa seismik kecil amp quot – gempa bumi. Minyak Tanah .While penelitian dapat menyarankan tempat-tempat yang kemungkinan untuk pembangkit listrik panas bumi tidak ada jaminan situs tertentu akan menghasilkan energi yang Tambang Minyak cukup untuk mengimbangi pengeluaran modal dan biaya operasi.
Apa Yang Dapat Anda Lakukan
Kekuatan bumi Samudra dan memberi Anda banyak pilihan. Kami telah mengumpulkan ide-ide dari bab ini-hydropower tenaga pasang surut tenaga ombak samudra termal konversi dan tenaga panas bumi-di akhir untuk mengingatkan Anda Energi Minyak tentang berbagai dan untuk memperkuat gagasan bahwa sementara tidak ada satu energi alternatif yang sempurna sumber dunia atau bahkan negara ada banyak yang dalam kombinasi dapat menjadi solusi sempurna bagi Anda. Banyak yang bergantung pada tempat Anda tinggal dan sumber daya apa yang Anda miliki.
.If Anda memiliki sungai sungai sungai air terjun atau air lain di dekatnya melihat ke dalam menginstal sebuah sistem microhydro untuk menghasilkan beberapa atau semua listrik Anda. .If Anda tinggal di badan air yang mengalami pasang-surut Anda mungkin dapat menggunakannya untuk keuntungan Anda. Tentu saja Anda tidak akan sampai muara damming berkuasa rumah Anda Anda pasang pribadi pabrik namun ada kemungkinan bahwa Anda dapat menerapkan sesuatu pada skala yang lebih kecil yang kekuasaan misalnya lampu dermaga Anda. Realistis bagaimanapun apa yang Anda akan lakukan adalah menjaga dengan teknologi sehingga Sumber Energi Anda akan tahu ketika seseorang telah mengembangkan sesuatu dengan aplikasi yang lebih pribadi. .While tidak ada kekuatan gelombang teknologi yang tersedia sebagai pribadi-ukuran pembangkit listrik jika Anda tinggal di tempat yang kuat konsisten ombak Anda mungkin mampu beradaptasi beberapa teknik. .While Anda mungkin tidak memiliki mata air panas di halaman Anda Anda mungkin Energi Minyak dapat menginstal Oli Mesin tanah berbasis pompa panas energi minyak terhadap panas dan dingin rumah And

Solusi Utk Penghematan BBM dg Penghemat BBM EFT

Jika Anda ingin hemat BBM pd kendaraan hingga 45%, pakai EFT.EFT adlh penghemat BBM buatan LIPI yg bekerja mengurai ikatan hidrokarbon dlm BBM sehingga oksigen lbh mudah masuk dan mudah terbakar.Dg metode LARMOR EFT meningkatkan kualitas BBM shg terjadi pembakaran sempurna dan lbh efisien.

EFT dp menambah tenaga mesin,gas lebih ringan,getaran mesin lbh halus shg lbh awet dan ramah lingkungan.EFT memiliki hak paten dan teruji di lab terakreditasi standar Euro 2.Garansi produk 1th dg daya tahan hingga 4 th.Hub (021) 99654423, 08128337427, 081908361615 atau dtg lgs ke PT Ahad-Net Internasional Komp Ruko Atrium Senen Blok H-18 s.d H-21 Jakarta Pusat 10410.Utk luar Jakarta produk dp kami kirim via ekspedisi.

Gas Lift, Waterflood & Natural Flowing Well

Gas lift well (metode Artificial Lift - satu level dengan pompa sucker rod, ESP, PCP, Plunger Lift, etc) & Waterflood system adalah cara exploitasi minyak karena tekanan alamiah sumur (natural flowing well) sudah tidak mendukung untuk mengalirkan fluida ke permukaan tanah. Berikut gambar perbedaan antara gas lift, waterflood & natural flowing well :

Tipe Rig

Di tempat inilah separuh hidup kuhabiskan. Untuk mencari sesuap nasi sepiring berlian. Secara umum orang menyebut tempat ini adalah Rig. Pengertian Rig sebenarnya alat atau sarana untuk melakukan pengeboran. Ada beberapa type rig. Yang utama adalah Rig darat dan Rig laut. Rig darat cuma ada 1 macam saja, sedangkan Rig Laut ada 4 macam, salah satunya rig yang berada di perairan dangkal (submersible rig). Kehidupan disini bisa sangat menyenangkan dan bisa juga sangat membosankan, tergantung masing-masing individu membawa diri. Karena kehidupan di tempat ini jauh dari peradaban manusia, biasanya telah dilengkapi dengan berbagai fasilitas, seperti televisi, audia-video, gymnast, ect. Bahkan di Rig mewah ada kolam renang dan saunanya. Tergantung para operator yang sanggup menyewa rig-rig seperti itu.
Land Rig (Rig Darat)
Rig semacam ini sudah sering dijumpai di darat. Cuma mungkin ada beberapa perbedaan antara rig kecil dan rig besar. Rig kecil biasanya hanya digunakan untuk pekerjaan-pekerjaan sederhana, seperti well service atau work over. Sedangkan rig besar digunakan untuk operasi pengeboran, baik pengeboran vertikal atau pengeboran directioanal.
Land rig dirancang portable, sehingga mudah untuk dibongkar pasang dan dibawah oleh truck atau trailer. Untuk wilayah yang sulit dijangkau oleh kendaraan darat, bagian-bagian rig ini diangkut menggunakan heliportable.
Jack-Up
Rig ini terdiri dari barge yang ditopang oleh beberapa kaki baja. Rig ini terapung atau digusung ke lokasi. Pada lokasi yang telah ditentukan. Crew rig akan mengoperasikan kaki-kaki baja rig ini turun hingga menyentuh dasar laut. Setalah kaki-kaki baja tersebut mantap menjejakkan ke dasar laut, kemudian barge akan dinaikkan hingga beberapa meter diatas permukaan air laut. Rig semacam ini hanya terbatas digunakan pada kedalaman air maksimum 110 meter (sekitar 350 feet).
Submersible Inland Barge
Rig semacam ini digunakan di perairan dangkal, seperti daerah rawa atau delta sungai. Rig ini berdiri diatas platform yang duduk langsung di dasar rawa.. Rig ini terbatas pada kedalaman air 3-5 meter (15-30 feet).
Semisubmersible Rig
Rig ini mempunyai dua atau lebih hull atau semacam kaki. Kaki ini dirancang untuk terapung (flooded, ballasted). Setengah terapung. Ballast Control System, dioperasikan oleh komputer sehingga rig selalu berada pada level diatas air sesuai dengan keinginan. Pengaruh ombak masih terasa pada rig ini. Semisubmersible digunakan operator pada pengeboran lepas pantai kedalaman air sekitar 90-750 meter (300-2500 feet).
Drill Ship
Rig ini juga jenis rig terapung. Rig ini seperti kapal-kapal kebanyakan, cuma sudah dimodifikasi beberapa bagiannya sehingga berfungsi sebagai rig. Di tengah kapal, biasanya didirikan menara dan di bagian bawahnya terbuka ke laut (moon pool). Drill ship adalah rig mobile yang paling sering digunakan untuk pengeboran sumur-sumur explorasi yang jauh dari daratan. Rig ini dioperasikan pada kedalaman laut lebih dari 2800 meter (6000 feet).

sejarah perminyakan di indonesia

Sejarah Perminyakan di Indonesia - (I)

Kolonel Drake
Sejarah industri minyak modern tidak bisa lepas dari nama Edwin Laurentine Drake (1819-1880) yang dikenal juga sebagai Colonel Drake. mBah Drake ini didaulat juga sebagai “Bapak” industri perminyakan modern, karena pada tanggal 27 Agustus 1859 untuk pertama kalinya melakukan pengeboran minyak secara komersil di Titusville, Pennsylvania, Amrik sana. Pada hari itu mata bor mBah Drake menyentuh lapisan minyak pada kedalaman 60,5 kaki (± 21 meter). Meskipun jika kita merujuk pada bukunya Ida Tarbell pada tahun 1904 dalam bukunya “The History of Standard Oil” menyebutkan bahwa sumur minyak yang dibuatnya bukan merupakan idenya mBah Drake, tapi ide dari pekerjanya yaitu George Bissell.
Jauh sebelum mBah Drake memulai manték bumi untuk ngebor minyak, minyak bumi sudah diketahui dan digunakan sebagai alat perang pasukan Alexander Yang Agung (356 SM - 323 SM) untuk digunakan pada anak panah berapi dan katapel besar yang menggunakan bola peluru berapi. Di Indonesia sendiri konon minyak telah digunakan juga sebagai alat perang oleh armada kapal pasukan Kerajaan Sriwijaya, meskipun saya sendiri belum pernah melihat atau membaca data otentik tersebut.
Awal Kegiatan Perminyakan di Indonesia
Sejarah industri perminyakan modern di Indonesia sendiri diawali pada tahun 1870 oleh P. Vandijk, seorang engineer Belanda di daerah Purwodadi - Jawa Tengah, tepatnya di desa Ngamba, melalui pengamatan rembesan-rembesan minyak di permukaan tanah. Di desa Ngamba tersebut mBah Vandijk mendapatkan rembesan air asin yang mengandung minyak. Tapi karena terjadi gempa di Yogyakarta pada tahun 1867 hampir semua rembesan tersebut tertutup dan tidak mengeluarkan rembesan minyak lagi. Yang tertinggal hanya air asin yang berbau minyak.
Pada bulan November 1895 perusahaan Mac Neill & Co. di Semarang mendapat konsesi di daerah tersebut selama 15 tahun. Kemudian pada bulan April 1896 dirubah menjadi 75 tahun, dan daerahnya meliputi Klantung Sejomerto.
- Kok masa konsesi yang pertama belum setahun sudah dirubah, Kang ?
+ Biasa, cara kapitalis…Tau prospeknya bagus langsung kemaruk diperpanjang…
Beberapa orang Cina yang memiliki tanah di daerah tersebut ikut mengajukan konsesi dan dikabulkan dengan Surat Keputusan Gubernur Jendral Hidia Belanda No. 11 tanggal 11 Juli 1894. Tapi karena ga mampu ngelola akhirnya haknya dipindahkan kepada Perseroan Terbatas yang bernama Java Petroleum Maatschappij yang ngantor di Amsterdam.

potensi hidrokarbon sub-cekungan simeuleue

Berita pada media cetak Jakarta Post, 11 Februari 2008 serta munculnya polemik yang berkembang pada media elektronik tentang ditemukanya cadangan migas raksasa oleh BPPT di cekungan busur muka Simeulue yang terletak di lepas pantai sebelah barat Aceh dengan perkiraan cadangan mencapai 320 milyar barrel telah mengundang berbagai reaksi dari kalangan ahli geologi dan perminyakan Indonesia, karena angka cadangan yang dikemukakan termasuk spektakuler untuk ukuran cadangan pada cekungan-cekungan di Indonesia. Sebagai pembanding bahwa Saudi Arabia, yang mempunyai cekungan-cekungan raksasa dan cadangan terbesar di dunia, hanya mempunyai cadangan terbukti sebesar 264,21 milyar barrel.Cekungan Simeulue telah menjadi target eksplorasi potensi hidrokarbon sejak tahun 1968 hingga 1978 ketika perusahaan Union Oil melaksanakan kontrak kerjasama eksplorasi. Selama waktu tersebut beberapa pemboran eksplorasi telah dilaksanakan, terutama di daerah dekat pantai pada kedalaman laut kurang dari 200 m (Rose, 1983). Tiga sumur menemukan indikasi adanya akumulasi gas dalam batuan karbonat, tetapi tidak satupun mengindikasikan nilai komersial.Puslitbang Geologi Kelautan (PPPGL), Balitbang Energi dan Sumber Daya Mineral, Departemen ESDM, sebagai salah satu institusi pemerintah yang mempunyai tugas pokok melaksanakan berbagai penelitian potensi sumber daya mineral dan energi di laut, juga telah melakukan kajian saintifik terhadap beberapa data seismik yang tersedia di kawasan tersebut. Gambar 1. memperlihatkan fisiografi terbentuknya zona subduksi, prisma akresi, dan cekungan busur luar di sepanjang tepian lempeng aktif Sumatera yang terdiri dari cekungan Simeulue-Sibolga, cekungan Nias dan cekungan Mentawai-Bengkulu.

Gambar 1. Fisiografi cekungan busur muka di sebelah barat Sumatera
Beberapa data seismik yang berkaitan dengan potensi hidrokarbon pada cekungan busur muka di kawasan lain juga digunakan sebagai data pembanding.
Berdasarkan beberapa kajian sebelumnya yang dilakukan oleh beberapa peneliti dikawasan ini seperti kajian seismik stratigrafi beberapa cekungan busur muka di cekungan southwest Sumatera dan southwest Java (postdoc project Susilohadi bersama BGR, 2005) menggunakan data RV Sonne SO137 juga tidak memperlihatkan potensi hidrokarbon yang signifikan pada cekungan-cekungan busur muka. Demikian pula, hasil review beberapa publikasi yang berkaitan dengan potensi hidrokarbon pada cekungan busur muka, diantaranya Cruise Report and Preliminary Result SO186-2 (Gaedicke, dkk., 2006); Cruise Report SO200-2 (2009); dan Techtonics and Structural Style of Lombok and Savu Basins, Snellius II Expedition (van Weering, dkk., 1986) juga tidak menunjukan kemungkinan adanya potensi hidrokarbon yang berlimpah.
Oleh sebab itulah, pernyataan bahwa sub-cekungan busur muka Simeulue memiliki cadangan migas terukur atau Original Oil in Place (OOIP, dalam satuan barrel), dirasakan merupakan pernyataan yang terlalu dini tanpa dukungan data test laboratorium perminyakan lainnya
Model Tektonik Tepian Lempeng Aktif (Active Plate Margin)Pergerakan relatif antara Lempeng India-Australia dan Eurasian selama Kenozoikum terekam secara jelas oleh data-data paleomagnetic dan anomali-anomali magnetik pada kerak samudera. Berdasarkan hal-hal tersebut, berbagai model rekonstruksi geologi di Indonesia bagian barat telah bermunculan, seperti: Daly dkk. (1987), Rangin dkk. (1999), Longley (1997), dan Hall (1996, 1997). Sejak awal Kenozoikum lempeng India dan Australia telah menyatu dan bergerak ke arah utara relatif terhadap lempeng Eurasia (Liu dkk., 1983; Hall, 1997, 1998). Tumbukan antar lempeng tersebut di barat daya paparan Sunda dimulai pada jaman Kapur (Katili, 1975; Hamilton, 1979), dan menjadi sangat aktif selama Paleosen dengan mencapai kecepatan penunjaman hingga lebih dari 15 cm/tahun (Molnar & Tapponier, 1975; Karig dkk., 1979). Penurunan kecepatan hingga 3 cm/tahun terjadi pada jaman Eosen Tengah ketika Benua India mulai bertemu dengan Benua Eurasia (Karig dkk., 1979). Pada saat tersebut banyak cekungan-cekungan mulai terbentuk karena adanya gaya-gaya tarikan di daerah Indonesia bagian barat (Daly dkk., 1991; Hall, 1996, 1997). Pada jaman Eosen Akhir hingga Oligosen Awal pemekaran (spreading) kerak samudera terjadi kembali di Lautan Hindia hingga memungkinkan adanya perubahan arah tumbukan lempeng Indo-Australia menjadi timur laut dan kecepatan penunjaman lempeng tersebut di sepanjang tepian Sumatera dan Jawa menjadi konstan 5-6 cm/tahun (Liu dkk., 1983; Karig dkk., 1979; Daly dkk. 1987, Hall, 1996, 1997). Hal tersebut pada akhirnya akan mengawali pembentukan cekungan busur muka pada jaman Neogen di sepanjang busur Sunda. Tumbukan India dengan Eurasia pada jaman Oligosen Akhir hingga Miosen Awal juga telah mengakibatkan sejumlah besar sedimen daratan (terrigenous) diendapkan di Lautan Hindia dan Palung Sunda. Sedimen tersebut terakumulasi dengan cepat hingga memungkinkan pembentukan prisma akresi (Matson dan Moore, 1992).
Pada Miosen Tengah bagian tenggara lempeng benua Eurasia mengalami perputaran (Hall, 1997). Perputaran tersebut telah mengakibatkan bertambahnya kemiringan posisi bagian barat Busur Sunda relatif terhadap gerakan lempeng Indo-Australian dan disertai dengan kegiatan magmatik yang kuat (Simanjuntak & Barber, 1996; Hall, 1996, 1997). Posisi penunjaman yang miring di barat daya Sumatera tersebut juga menyebabkan adanya pemisahan gaya tekanan tektonik (partition of strain) ke arah tegak lurus zona penunjaman yang mengakibatkan persesaran naik dalam prisma akresi, dan ke arah sejajar zona penunjaman yang diwujudkan dengan munculnya sistem Sesar Sumatera (Katili, 1973; Hamilton, 1979; Moore, dkk. 1980; McCaffrey, 1991 & 2000; Malod dkk., 1995) dan Sesar Mentawai (Diament dkk., 1992). Selat Sunda mencerminkan daerah transisi antara daerah dengan penunjaman miring di sepanjang barat Sumatera dan daerah dengan penunjaman tegak lurus (frontal) di sepanjang selatan Jawa. Selat Sunda diinterpretasikan sebagai akibat perputaran relatif antara Jawa dan Sumatera yang terjadi di jaman Kenozoikum Akhir (Ninkovich, 1976; Zen, 1985), atau sebagai akibat tarikan hasil pergeseran sisi barat daya Sumatera (Sumatra sliver) ke arah barat laut di sepanjang Sesar Sumatera (Huchon dan Le Pichon, 1984).
Lempeng samudera India bergerak ke timurlaut menunjam lempeng benua Eurasia membentuk zona penunjaman aktif, sehingga wilayah perairan Indonesia di bagian barat Sumatera dan selatan Jawa disamping mempunyai potensi aspek geologi dan sumberdaya mineral serta hidrokarbon juga berpotensi terjadinya bencana geologi (gempabumi, tsunami, longsoran pantai dan gawir laut).
Bagian tengah kerak samudera India ini terbentuk suatu jalur lurus yang disebut Mid Oceanic Ridge (Pematang Tengah Samudra), sedangkan di tepian bagian timurnya atau perairan sebelah barat Sumatera terbentuk jalur punggungan lurus utara – selatan yang disebut Ninety East Ridge (letaknya hampir berimpit dengan bujur 90 timur) diyakini merupakan daerah mineralisasi (Usman, 2006). Pada bagian yang dalam terbentuk cekungan kerak samudera terisi oleh sedimen yang berasal dari dataran India membentuk Bengal Fan yang meluas sampai ke perairan Nias dengan ketebalan sedimen antara 2.000 – 3.000 meter (Curray, 1982; Ginco, 1999). Daerah Pematang Tengah Samudra pada lempeng Indo-Australia merupakan implikasi dari proses Sea Floor Spereading (Pemekaran Lantai Samudera) yang mencapai puncaknya pada Miosen Akhir dengan kecepatan 6-7 cm/tahun, sebelumnya pada Oligosen awal hanya 5 cm/tahun (Katili, 2008).Gambar 2 memperlihatkan konfigurasi ideal komponen tektonik tepian lempeng aktif yang lazim terbentuk pada zona penunjaman, yang terdiri dari: palung samudera (trench), prisma akresi (accretionary prism), punggungan busur muka (forearc ridge), cekungan busur muka (forearc basin), busur gunungapi (volcanic arc), dan cekungan busur belakang (backarc basin). Busur gunungapi dan cekungan busur belakang lazimnya berada di bagian daratan atau kontinen (Lubis et al., 2007).
Gambar 2. Komponen tektonik ideal pada penunjaman tepian lempeng aktif (Hamilton, 1979)
Hasil identifikasi bentuk dasar laut dari beberapa lintasan seismik, citra seabeam dan foto dasar laut, dapat dikenali beberapa bentuk geomorfologi dasar laut utama yang umum terdapat pada kawasan subduksi lempeng aktif. Empat bentuk morfologi utama dapat diidentifikasi, yaitu: zona subduksi, palung laut, prisma akresi, dan cekungan busur muka. Gambaran bentuk geomorfologi dasar laut ini kemungkinan merupakan contoh morfologi dasar laut yang terbaik dan paling komplit di dunia karena batas-batasnya yang jelas dan mudah dikenali.
Cekungan Busur Muka Simeulue
Zona subduksi terbentuk akibat gabungan proses-proses yang terjadi pada tepian kerak samudera, tepian kerak benua dan proses penunjaman itu sendiri. Sebagai konsekuensi dari proses-proses tektonik tepian aktif, maka muncul ciri-ciri proses yang mungkin terjadi diantaranya, sesar-sesar mendatar, sesar-sesar normal yang biasanya membentuk horst dan graben, serta intrusi (hot spot?) membentuk tinggian menyerupai gunungapi (seamount?) namun di luar busur volkanik, tinggian (ridge) dan cekungan busur muka seperti cekungan Simeulue-Sibolga (Gambar 3).
Gambar 3. Cekungan busur muka Simeulue yang terletak antara pulau Simelue dan daratan Sumatera.
Berdasarkan interpretasi seismik stratigrafi, umur sedimen pengisi cekungan ini relatif muda (Miocene) sehingga sedikit kemungkinan terjadi proses pematangan sebagai source rock hidrokarbon (IPA, 2002). Selain itu, tingkat pematangan (maturitas) batuan reservoar relatif rendah karena laju pengendapan di laut dalam relatif cepat. Demikian pula dengan kemungkinan proses pematangan diagenesa dari volcanic arc pengaruhnya relatif kecil karena jaraknya yang terlalu jauh.
Ciri-Ciri Khas Cekungan Busur Muka
Berdasarkan penemuan-penemuan karakteristik cekungan busur muka di dunia (Dickinson dan Seely,1979) serta referensi lain yang berkaitan dengan kondisi batuan sumber dan batuan reservoar cekungan busur muka adalah sbb.:
1. Sedimen yang berada pada prisma akresi umumnya tersusun oleh sedimen-sedimen yang over compacted sehingga mereduksi porositas sebagai batuan reservoar.
2. Source rock di bagian barat cekungan kurang berperan sebagai batuan sumber sebab banyak diendapkan endapan turbidit dan trench fill deposit sehingga bukan merupakan batuan reservoar yang baik.
3. Sedimen pengisi cekungan busur muka dominan berasal dari kontinen dan umurnya relatif muda (Miocene) sehingga kurang memungkinkan berperan sebagai batuan sumber (source rock) terbentuknya hidrokarbon. Tingkat pematangan (maturitas) batuan reservoir juga relatif rendah karena sumber termal berada jauh dari letak cekungan itu sendiri.
4. Diskontinuitas batuan reservoar tinggi karena ketidak-stabilan tektonik dan pergeseran sedimentasi selama pengendapan, sehingga tidak memungkinkan terbentuk batuan sumber dalam lamparan yang luas.
Review Cruise SeaCause-II Indonesia-Jerman Survey kemitraan Indonesia (BPPT, Bakosurtanal, LIPI dan PPPGL) dan Jerman (BGR) yaitu Sonne Cruise 186-2 SeaCause-II dilaksanakan pada tgl. 21 Januari – 25 Februari 2006 di perairan barat Aceh sampai ke wilayah Landas Kontinen di luar 200 mil. Selama kegiatan tersebut telah dilaksanakan pengambilan data seismik 2D sepanjang sekitar 1500 km lintasan, yang dilengkapi dengan data-data batimetri multibeam, magnetik dan gravitasi. Sebagian kegiatan tersebut terfokus pada daerah laut dalam (deep water) cekungan Simeulue, dan hanya satu lintasan seismik yang mengikat dengan tiga lokasi bor ex Union Oil dekat pantai.
Hasil review dan re-interpretasi lintasan-lintasan seismik yang memotong sub-cekungan Simeulue yaitu lintasan 135-139 memperlihatkan indikasi sbb:
1. Sub-cekungan Simelue merupakan bagian dari cekungan Sibolga, bentuk cekungan a-symetri, terletak pada laut dalam dengan kedalaman laut antara 1.000-1.500 m (Gambar 4), makin ke barat ketebalan sedimen makin tebal mencapai lebih dari 5.000 m.
Gambar 4. Peta batimetri sekitar sub-cekungan Simeulue.
2. Di sisi barat cekungan ini ditemukan sesar-sesar (kelanjutan Sesar Mentawai?) yang mengontrol aktifnya sesar-sesar tumbuh (growth fault) sehingga mengakibatkan deformasi kuat struktur batuan sedimen pada tepian cekungan.
3. Di bagian timur cekungan, ditemukan lamparan karbonat (Miocene) dan indikasi beberapa carbonate build-up Late-Miocene yang dapat berperan sebagai batuan reservoir hidrokarbon, namun belum dapat dipastikan adanya batuan dasar cekungan sebagai batuan sumber.
4. Batuan dasar cekungan diperkirakan berumur Paleo-Oligocene, walaupun tidak ditemukan control aktifitas magmatik (sebagai sumber pematangan thermal), kecuali di bagian timur mendekati daratan Sumatera kemungkinan dipengaruhi oleh aktivitas gunungapi dari busur volkanik. Gambar 5. Memperlihatkan pola anomali magnet yang mencerminkan bentuk pola batuan dasar sub-cekungan busur muka Simeuleu.
Gambar 5. Peta anomaly magnet yang memperlihatkan bentuk batuan dasar cekungan busur muka.
5. Interval antar lintasan survey yaitu > 20 km tidak dapat serta-merta mewakili seluruh kondisi cekungan sehingga korelasi antar lintasan dianggap masih terlalu jauh.
Prospek Hidrokarbon Sub-cekungan Simeulue sebagai “Second Opinion”
Berdasarkan kajian yang dilakukan PPPGL terhadap data terbatas yang tersedia maka dapat dikemukakan hal-hal berikut:
1. Besarnya cadangan migas hasil hitungan BPPT yaitu antara 107-320 milyar barrel, mungkin merupakan hasil hitungan sangat spekulatif untuk seluruh batuan reservoir yang dianggap homogen (asumsi volume total dari batuan karbonat Miocene sebagai kontainernya), jadi bukan cadangan terukur pada reservoar yang lazim terperangkap pada antiklin atau perangkap struktur lainnya.
2. Interpretasi rekaman seismic 2D lazimnya hanya dapat menentukan cirri-ciri plays saja yaitu hanya mengidentifikasi kemungkinan batuan reservoir seperti carbonate build up. Jadi belum layak digunakan untuk menghitung cadangan migas. Untuk meningkatkan status indikasi plays menjadi lead maka diperlukan data seismik tambahan dengan interval yang lebih rapat agar dapat menentukan bentuk perangkap dan batuan tudung (cap rock, seal), dan batuan induk (source rock). Selanjutnya untuk mengetahui bahwa lead tersebut berpotensi migas maka perlu data pemboran dan analisa core sehingga statusnya meningkat menjadi prospek.
3. Dalam status prospek dikenal istilah cadangan probabilitas P10, P50 dan P90. Prospek telah mencantumkan hasil analisa kimia perminyakan dari core hasil pemboran, sehingga dapat diketahui kemungkinan besarnya cadangan (reserved). Cadangan inipun masih perlu dibuktikan klasifikasinya menjadi cadangan terduga (P3), cadangan terukur (P2) dan cadangan terbukti (P1).
4. Oleh sebab itu, tidak mungkin menghitung cadangan migas hanya berdasarkan data seismik 2D saja. Demikian pula untuk menghitung besarnya akumulasi minyak bumi total (OOIP) pada status terbukti/mungkin/harapan dalam satuan barrel memerlukan data tambahan yaitu survey G & G (geophysics dan Geology) terutama seismik 3D serta analisa porositas batuan reservoir.
5. Tujuan dan ijin yang diberikan oleh pihak-pihak yang berwenang pada survey kemitraan dengan BGR (Jerman) ini adalah survey saintifik murni tentang Geo-risk potential pasca tsunami Aceh, bukan ditujukan secara khusus untuk pencarian potensi migas (hydrocarbon hunting), sehingga metode dan kelengkapan peralatan seismik yang digunakan dalam survey ini belum memenuhi standar industri pada suatu eksplorasi hidrokarbon.
Kesimpulan
• Kajian geologi dan proses tektonogenesa sub-cekungan busur muka Simeulue yang terletak di lepas pantai barat Aceh, menunjukkan bahwa sedimen pengisi cekungan dominan berasal dari produk volkanik daratan Sumatera. Sediman klastik berbutir halus yang mengisi cekungan bagian atas bukan merupakan batuan tudung (seal) yang baik bagi suatu perangkap hidrokarbon.
• Berdasarkan analisa seismik stratigrafi dan seismic facies, sedimen pengisi cekungan memperlihatkan telah terdeformasi rendah dicirikan oleh adanya bentuk-bentuk pelipatan yang lemah. Perkiraan ketebalan sedimen di bagian barat sekitar 6.000 meter, sedangkan di bagian timur hanya mencapai 3.000 meter.
• Sedimen pengisi sub-cekungan Simeuleu memiliki ketebalan yang relatif cukup tebal sehingga memang masih memungkinkan sebagai cekungan berpotensi hidrokarbon jika dieksplorasi lebih lanjut, walaupun masih dalam kualifikasi pesimis secara ekonomis.

Minyak di Indonesia sudah jenuh di-ekplorasi ?

Seringkali banyak yang bertanya-tanya bahkan mengirim email. Apakah minyak di Indonesia sudah akan habis ? Benarkan di Indonesia sudah tidak mungkin diketemukan giant field atau lapangan minyak dan gas raksasa seperti Duri, Minas, Tunu, atau Arun dan lainnya lagi ?

Tidak mudah menjawabnya, karena eksplorasi bukan sekedar di bor dan ditinggalkan kalau tidak dijumpai tanda-tanda minyak dan gas.



Dibawah ini dongeng seputar eksplorasi minyak yang secara sederhana dengan cara membandingkan kegiatan eksplorasi di Indonesia dengan tempat lain.
Kunci ekplorasi minyak ya ngebor !

Banyak cara atau metode untuk melihat sejauh mana kegiatan eksplorasi itu sudah dilakukan pada suatu daerah. Apakah masih tergolong unexplored (immature), belum dieksplorasi; ataukah daerah itu fully explored (matured) sudah jenuh di eksplorasi, ataukah daerah itu memang tidak layakdi eksplorasi dan patut ditinggalkan.

Pada umumnya setiap perusahaan migas akan mencapai titik kulminasi riset atau berpikirnya ketika akan melakukan pengeboran. Ya, pengeboran dilakukan untuk menguji apakah riset-riset sebelumnya memiliki peluang (chance) yang bagus untuk memperoleh migas dibawah sana.

Diatas itu peta yang menunjukkan peta suatu daerah. Apa yang anda lihat ?
Yups itu peta Amrik, tetapi warna biru itu apa, hayo ? Kalau saya detailkan gambarnya maka yang anda lihat adalah seperti dibawah ini :

Titik-titik kecil itu adalah lokasi pengeboran yang ada di Amerika dan Canada. Ya titik-titik itu adalah titik pengeboran migas yang ada disana. Berapa jumlah sumurnya ?
Jutaan !!!
Kepikiran kan lo??????????????






Kedua peta ini dibuat dalam skala peta yang sama. Coba tengok bagaimana distribusi sumur-sumur yang ada di Indonesia dibandingkan dengan America dan Canada. Mungkin mata kita akan kesulitan melihatnya.







Okeylah sekarang mudah saja kita bandingkan Gulf of Mexico dengan salah satu tempat di Indonesia.

kalo diliat-liat ternyata indonesia cuma memiliki sekitar 0,01 % dari total sumur yang diproduksi di Amerika, dibandingkan olehj negara penghasil minyak. maka indonesia sangat perlu eksplorasi tingkat lanjut.














inilah tugas anak bangsa untuk generasi selanjutnya, dimulai dari sekarang!!!!!!!