SUMBER DAYA GEOLOGI PULAU SUMATERA

Rabu, 04 November 2015

Tugas geologi indonesia

SUMBER DAYA GEOLOGI PULAU SUMATERA

 

Oleh :

Kelompok V

Firga Nabila Lige

Wa Ode Ila T

Ahmad Husain

Usni Rahmawati

Ismin

Dosen Pembimbing :

Intan Noviantari Manyoe, S.si, M.T

PROGRAM STUDI PENDIDIKAN GEOGRAFI

JURUSAN ILMU DAN TEKNOLOGI KEBUMIAN

FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM

UNIVERSITAS NEGERI GORONTALO

GORONTALO

2015

Gambar Potensi Sumber Daya Di Indonesia

1.      Minyak Bumi dan Gas

a.      Cekungan di Sumatra Utara

Gambar 1.1  Struktur Sumatera Basin Utara dan ekstensi utara ke dalam Mergui Sub-basin, yang memperlihatkan posisi horst dan graben struktur dan lokasi minyak (abu-abu) dan ladang gas (hitam).

Explorasi di arah cekungan Sumatera utara  dimulai pada 1880s. Minyak merembes telah diketahui di area ini sejak era zaman purba, tapi pada 1880 Aeilko Jans Zijlker, satu peladang tembakau, ditukar darat untuk satu minyak berisi perkebunan merembes yang dipergunakan oleh lokal untuk mendempul kapal laut. Zijlker meningkatkan pengeboran dari Telaga Tunggal - 1 di Juni, 1885, yang dialir minyak dari Batupasir Miocene Baong Pertengahan dan jadi penemuan baik Telaga Yang Mengatakan Bidang. Telaga Yang Mengatakan Bidang dihasilkan 8.4 juta barrel minyak dalam yang akan datang 70 tahun, dan sangat kecil volume dari minyak masih dihasilkan oleh orang-orang lokal hari ini.

Penemuan yang paling berpengaruh nyata di arah utara Sumatera Kolom adalah  dibuat pada 1971 pada satu permainan berbeda habis-habisan, ketika Mobil menguji gas dari raksasa reefal buildup di Arun. Sesuai dengan Situmorang et al.   (1994), Arun punya cadangan yang dapat dipulihkan yang terakhir dari 14.1 TCF dari tambahan gas 700 mmbbls dari kondensasi, dari Batu Gamping Arun, yang terletak pada lebih rendah ke Miocene Pertengahan  Serpihan Batu Peutu. Sejak itu banyak penemuan telah dibuat pada formasi yang sama, meliputi Lhok Sukon Selatan satu & b bidang, Paseh, Alur Siwah dan NSO satu lepas pantai.Hidrokarbon lain penemuan pada Batu Gamping Arun, antara lain Kuala Langsa, Peusangan dan Peutouw, ditemukan untuk mengandung persentase besar dari dioksida karbon dan telah tersisa belum berkembang. Hari ini permainan utama di area ini meliputi pembangunan batu karang pada Arun .

Batu gamping dan clastics pada ikat pinggang lipat garis lintang sejajar ke pantai dari Selatmalaka. Satu ikat pinggang lipat paralel, selanjutnya dekat pulau, belum seperti produktif, sehubungan dengan melanggar reservoir. Reservoir telah dirikan pada Batu Gamping Miocene Arun lebih rendah, Miocene lebih rendah Batupasir Belumai, Batupasir Miocene Baong Pertengahan,  Batupasir Miocene Keutapang bagian atas dan Pliocene Seurula Batupasir. Kebanyakan dari bukti menandai bahwa batuan sumber adalah serpihan batu laut pada Bampo, Peutu dan Baong pembentukan, walau di situ telah saran dari satu mungkin lacustrine cari sumber. Argumen berbagai di sokong dari kemungkinan mencari sumber goyang didiskusikan pada ' batuan Sumber dan hidrokarbon ketik ' bagian di bawah. Yang paling fitur struktural yang berpengaruh nyata di arah utara Sumatera Bak adalah Palung Lhok Sukon, satu sistem graben terkemuka jalankan yang selatan utara dan menindaki sebagai dapur utama. Ini adalah cari sumber area untuk gas pada daerah, dengan perangkap berdekatan ke palung menjadi fitur penting dari permainan. Minyak ditemukan diantara lipat daratan pantai ikat pinggang mungkin sehubungan dengan migrasi ulang dari minyak berhubungan dengan gas ini ke dalam lagi baru-baru ini dibentuk Struktur Plio Quaternary.

Apapun minyak yang telah berpindah berada di luar ini ikat pinggang lipat pertama ke dalam westernmost melipat ikat pinggang mungkin untuk punyai telah kehilangan, sehubungan dengan melanggar dari reservoir. Unsur tektonis Sumatera Utara Kolom punya satu area dari sekitar 60 000 km 2 dan Endapan tersier sampai 5 km tebal (Ara. 10. 1 ). Pliocene ke angkat Holocene dari Barisan Gunung telah menyembunyikan nyata  batas bagian barat daya dari bak. Ke MODA endapan tipis ke atas Papan Rak Malaka dan ke atas Asahan Membelokkan ke selatan, pisahkan yang Sumatera Utara Kolom dari Pusat Bak Sumatera. Ke NW Sumatera Utara Kolom gabungkan ke dalam Mergui Kolom pada air dalam batal pantai utara dari Aceh. Mergui Punggung Bukit bentuk pembatas barat dari keduanya  Mergui dan bak Sumatera Utara. Sumatera Utara Kolom dapat dibagi ke dalam dua bagian berbeda mempunyai yang riwayat amblesan berbeda. Amblesan terjadi lebih cepat ke barat Rayeu Bergantung, dan area ini juga membentuk pembatas selatan dari Mergui Kolom yang menggabungkan ke dalam barat bagian dari Sumatera Utara Kolom. Daerah ini luas keutara ke dalam air dalam hadiah dari Andaman Laut, dan masih tiduran air dalam hari ini, dengan film koboi marjin yang dibentuk oleh Sigli Tinggi dan Mergui Punggung Bukit. Diantara surut ini  palung adalah dua horsts, yaitu membentuk selama almarhum langkah dari rifting, paling timur horst adalah Arun Tinggi dengan berhubungan Bidang Arun. Ke timur dari Arun Tinggi dan barat dari Sendi Engsel Rayeu adalah Lhok Sukon Dalam, yaitu lokasi dari bagian dari dapur untuk Bidang Arun.

Ke timur dari Rayeu Bergantung terletak Palung Pusat, satu basinal area mematahkan ke dalam satu rangkaian utara selatan mencendrungi horsts dan grabens, yang termasuk Lhok Sukon Tinggi dan Kuala Ketinggian Langsa, sebelum lantai bak menyingsing arah ke timur ke arah Papan Rak malaka. Utara Sumatran Kolom pada awalnya tunduk kepada Eocene Terlambat rifting bahwa bentuk selatan utara horsts dan grabens. Satu diam tahap dari kelonggaran bak, dengan pemecatan karbonat lentang dan perkembangan batu karang selama mendiang Oligocene dan Miocene Awal, diikuti rifting. NW SE merenggut tektonis pada Miocene Pertengahan dihubungkan dengan angkat dari proto Barisan tempat latihan, dan akhirnya, MODA tekanan SW selama Plio Pleistocene ke Terbaru ciptakan ikat pinggang lipat daratan pantai NW SE dari Sumatran cendrungi yang terjadi sepanjang bak. 

       I.            Reservoir

Reservoir dari Sumatera Utara Kolom jangkauan di umur dari Oligocene ke 1,1iocene, dan liputi keduanya karbonat dan clastic reservoir. Batu Gamping Arun punya adalah rata-rata porositas dari 16% dan sesuai dengan Collins et al.   (1995) jenis pori-pori adalah variabel, menjadi bergantung pada riwayat dari pajanan antena sub dan diagenesis. Microporosity dikembangkan pada bagian selatan dari bak, dimana melarutkan tampak mempunyai punya satu akibat lebih sedikit. Clastic reservoir meliputi Miocene Keutapang, Baong dan Belumai batupasir Mio - 1,1iocene batupasir Seurula. Persentase porositas di reservoir ini membedakan dari anak belasan tahun lebih rendah ke rendah tigapuluh.. 

    II.            Sistem minyak bumi

Sesuai dengan Lawan & McCulloh (1994), sistem minyak bumi di utara bagian dari Sumatera Utara Kolom adalah Bampo - Sistem Peutu. Gas dan kondensasi menghasilkan pada Bampo  Serpihan batu adalah reservoired pada Batu Gamping Arun, yang menjadi bagian dari Formasi Peutu. Sangat, serpihan batu overpressured dari Formasi Baong menyediakan anjing laut. Lawan et al.   (1994) juga status bahwa serpihan batu overpressured dari Peutu Pembentukan bentuk satu cabang samping anjing laut. Sesuai dengan Kjellgren & Suguharto (1989), minyak bumi  sistem pada SE bagian dari bak adalah Baong Belumai - Sistem Keutapang, dengan Lebih Rendah Baong Belumai Pembentukan menjadi batuan sumber untuk minyak cahaya dan kondensasi. Mereka juga sarankan minyak itu menghasilkan dari Bampo Pembentukan, utama ke waktu ini memasuki jendela gas, adalah sumber dari biodegraded minyak ditemukan di Kemiri - 1 dan Kambuna - 1 sumur-sumur. Kebanyakan dari Bampo kini terpendam sangat cukup untuk berada di dalam gas jendela. kerogen mengetik cenderung Jenis III. (mudah mendapat gas) atau Ketik II. / III. (gas dan minyak mudah mendapat). Bidang pada bak adalah dekat dengan Lhok  Retak Sukon, pada daerah dari dapur sumber.

Terdapat sebuah bajik anjing laut regional disediakan oleh Peutu dan serpihan batu Baong, dengan tambahan dari serpihan batu interbedded pada Keutapang Pembentukan. Dengan demikian, sistem minyak bumi produktif di bak ini memerlukan struktural cirikan yang meliputi Batu Gamping Arun, Baong atau Keutapang  batupasir dan proximity ke Lhok Sukon Retak ke hasilkan bidang minyak potensial. Reservoir lebih dangkal juga memerlukan faulting untuk menyediakan konduit untuk berpindah minyak. Sistem juga perlukan bahwa balikan yang berikut belum cukup ke langgar perangkap.

 III.            Pengeboran potensial resikokan

Tekanan-lebih terjadi pada Serpihan Batu Baong sangat Peutu dan Formasi Belumai sepanjang bak; ini dapat biasanya menjadi dikenali pada profil seismic oleh transparansi akustik. Bersifat menghancurkan CO2 terjadi di bervariasi konsentrasi dari 15% di Arun ke 82% di Kuala Langsa pada Batu Gamping Peutu / Arun (Caughey & Wahyudi 1993, p. 204). Batu gamping juga mengandung bervariasi jumlah dari H2S. Alur Siwah, antara lain, kandung tentang 1.6% H2S (Barliana et al.  2000, p. 164).

b.      Cekungan Di Sumatra Tengah

Gambar. 1.2  Struktur Sumatera Tengah
Basin memperlihatkan posisi horst dan graben
struktur dan Localion minyak (abu-abu) dan gas
(hitam) bidang.

Tengah Kurangnya minyak merembes eksplorasi berkecil di Cekungan Sumatera Tengah selama hari-hari awal eksplorasi minyak bumi Sumatera. Namun, sejak itu menjadi memproduksi cekungan terbesar di Indonesia, dengan pembentukan ladang minyak raksasa Duri dan Minas. Fitur struktural di ladang minyak ini dangkal, tapi memiliki segel baik. Menurut IPA Oil Field Atlas,

  I.            Stratigrafi

Tidak ada sedimen yang mewakili Tahap cratonic yang disimpan di Cekungan Sumatera Tengah. Rifting Tahap sedimen diendapkan langsung ke ruang bawah tanah pra-Tersier, yang terdiri dari greywacke di barat dan kuarsit di timur. Menurut Caughey dkk. (1994), ruang bawah tanah menyediakan reflektor seismik yang baik atas tertinggi struktural, tetapi menjadi lebih sulit untuk membedakan dalam palung. Tahap awal rifting sedimen terdiri dari Eosen melalui Formasi Oligosen Pematang awal, dan disimpan dalam palung (Gbr. 10.4). Formasi Pematang terdiri Bawah Red Beds, Brown Shale dan Upper Red Beds. Bawah Red Beds  mewakili cekungan mengisi dewasa, dari batupasir, serpih dan konglomerat disimpan dalam alluvial / lingkungan fluvial. Brown Shale dikaitkan dengan penurunan cekungan, dan dengan pembentukan segar permanen untuk danau air payau di Paleogen palung yang anoxic, garam, facies lacustrinal diendapkan. Ini adalah-alga kaya, coklat gelap untuk serpih hitam, yang membentuk sumber-rock utama untuk Cekungan Sumatra Tengah. Menurut Yarmanto dkk. (1995), karena amplitudo tinggi, terus menerus, respon frekuensi rendah Brown Shale dapat sering diambil pada profil seismik. Brown Shale dan Bawah Red Beds diamati hanya dalam palung. Timbulnya fase regresif, dengan pengendapan Upper Red Beds, terdiri dari baik untuk batupasir kasar, siltstones dan batulempung, mengakibatkan di-mengisi danau dan kembali ke lingkungan pengendapan fluvial / aluvial. Palaeosols di bagian atas tempat tidur merah bertindak sebagai segel efektif. Seismik, puncak Pematang dipotong oleh ketidakselarasan, yang menyediakan reflektor seismik yang baik. Ketidakselarasan ini diikuti oleh Tahap transgresif dengan batu pasir.

    II.            Waduk

Batu pasir ini, dikenal umum sebagai Sihapas Group, adalah waduk utama di lembah. Berbagai batupasir disebut Menggala, Bangko, Bekasap, Duri, Langkat dan Tualang formasi, dengan lingkungan pengendapan mulai dari neritik batin untuk dikepang dan sungai berkelok-kelok. Cakrawala memproduksi dari Minas dan Duri Fields adalah Bekasap dan Duri batupasir, yang delta untuk pasang surut di asal. Secara keseluruhan, ada pelanggaran laut bertahap, yang berpuncak pada deposisi dari Telisa Shale. The Sihapas intercalates basinally dengan, dan ditindih oleh Telisa, yang menyediakan segel daerah utama. Sebuah fase kompresi menghasilkan pengembangan baru dari proto-Barisan 15,5 Ma lalu, ditandai dengan masuknya sedimen dari barat dan menciptakan ketidakselarasan utama. Acara tektonik ini dikaitkan dengan inisiasi dari Tahap regresif. Formasi Petani, pembentukan awal dari tahap ini, terdiri dari batulempung, siltstones, batupasir tipis dan batugamping.

Pada bagian seismik formasi ini dapat diamati membentuk prograding wedges, berasal dari barat. Formasi Plio-Pleistosen Minas merupakan tahap akhir dari deposisi. Tahap kompresi terakhir utama, 2,8-1,65 Ma lalu membawa inversi struktur. Sebagian besar bidang utama terbentuk saat ini, meskipun mereka biasanya juga terkait dengan fitur yang sudah ada sebelumnya yang lebih tua. Waduk The Sihapas Grup membentuk reservoir utama untuk cekungan ini. Hal ini terdiri dari Menggala, Bangko, Bekasap, Duri, Lakat dan Tualang batupasir, bervariasi lingkungan dari fluvial ke neritik batin. Upper Red Beds Formasi Pematang juga dapat membentuk waduk, terutama di palung; waduk ini.The Sihapas Grup membentuk reservoir utama untuk cekungan ini. Hal ini terdiri dari Menggala, Bangko, Bekasap, Duri, Lakat dan Tualang batupasir, bervariasi lingkungan dari fluvial ke neritik batin. Upper Red Beds Formasi Pematang juga dapat membentuk waduk, terutama di palung; waduk ini dibentuk dalam sedimen fluvial atau aluvial.

 III.            Sumber batuan dan jenis hidrokarbon

Oligosen Tengah Brown Shale, dalam Formasi Pematang, membentuk sumber-rock utama untuk baskom, dengan TOC (Total karbon organik) rata-rata 5%. Ini adalah sangat baik, coklat tua sampai hitam, alga kaya, sumber batu, dibatasi dengan laut Paleogen dan diendapkan di terbatas, segar untuk danau air payau. Hidrokarbon yang ditemukan di Cekungan Sumatera Tengah yang didominasi minyak, karena adanya endapan danau ini sumber-batuan rawan minyak.

c.       Cekungan Sumatera Selatan

Gambar. 1.3  Struktur Sumatera Selatan
Basin memperlihatkan posisi depresi dan
tertinggi dan lokasi minyak (abu-abu) dan gas
(hitam) lields.

Cekungan Sumatera Selatan menerima banyak perhatian di hari-hari awal eksplorasi minyak bumi karena banyak minyak merembes di daerah. Menurut Courteney dkk. (1990), minyak pertama kali dilaporkan di Sumatera Selatan Basin dekat Muara Enim, di sebelah timur Karangradja oleh Granberg pada tahun 1866. Ia mengamati tiga merembes dari mana minyak sedang dikumpulkan dan diperdagangkan oleh masyarakat setempat dan menyarankan bahwa ini menunjukkan potensi untuk produksi yang lebih besar. Strief kemudian dijelaskan dua rembesan tersebut pada tahun 1877, tapi tidak sampai 1896 bahwa penemuan pertama wasmade oleh Muara Enim Petroleum di Kampong Minyak anticlinorium dengan Kampong Minyak-1. The Kampong Minyak lapangan masih memproduksi lebih dari seratus tahun kemudian, setelah memproduksi sekitar 15 juta barel minyak. Pada tahun yang sama, menurut Zeliff dkk. (1985), Royal Dutch Perusahaan, menemukan 4 juta barel Sumpal Field. Namun, itu seperempat abad kemudian sebelum penemuan signifikan pertama dibuat pada tahun 1922, ketika 370 mmbls ditemukan di Talang Akar dengan NKPM (kemudian Stanvac); ini masih ladang minyak terbesar ditemukan di lembah. Penemuan terakhir, lebih besar dari 100 mmbls minyak, adalah Talang Jamar, yang menurut IPA Minyak dan Gas Lapangan Atlas telah menghasilkan lebih dari 170 MMBO oleh 1992, dan Kaji- Semoga, yang menurut Hutapea et al. (2000) mengandung 150 MMBO cadangan dipulihkan. Hampir dua miliar barel sejauh ini telah ditemukan di Cekungan Sumatera Selatan, ladang terbesar berada di Pendopo-Limau anticlinorium (Gbr. 1.3).

I.              Elemen tektonik

The Lampung Tinggi memisahkan Cekungan Sumatera Selatan fi'om Cekungan Sunda ke timur dan Tigapuluh Tinggi memisahkannya dari Sumatera Basin Central ke NW. Di NE, baskom menipis menuju Bangka bagian dari Sunda Kraton dan menuju SW, seperti cekungan ke utara, itu wedges di bawah Barisan Pegunungan (Gambar. 1.3).

Cekungan Sumatera Selatan yang dibentuk awalnya selama Eosen Akhir rifting. Baskom dapat dibagi menjadi dua bagian yang berbeda, Palembang sub-DAS di selatan dan Jambi sub-basin ke utara. Kedua sub-cekungan yang sedikit off-set dari satu sama lain, dan perpecahan yang berorientasi utara-selatan di Palembang sub-DAS dan NE-SW di Jambi sub-DAS. Lembah keretakan sehingga terbentuk adalah untuk menjadi dapur sumber sekitar yang akumulasi minyak kemudian akan ditemukan. Tertinggi Basement terbentuk mengikis daerah menyediakan sumber sedimen dan akhirnya tenggelam untuk membentuk substrat yang karbonat build-up akan membentuk. Sebuah fase melorot di Akhir Oligosen untuk Miosen Awal dipromosikan pertumbuhan bank karbonat tbrmed pada tertinggi struktural. Dalam memilukan Mid-Miosen terjadi, dan ini diikuti oleh periode penurunan sebelum fase kompresi di Plio Pleistosen. Hasil akhirnya adalah pola utara-selatan atau NE-SW horsts dan grabensdengan ditumpangkan tren lipat NW SE paralel, dengan terkait tinggi-sudut kesalahan kompresi.

II.                Stratigrafi

Sedimen yang mewakili Tahap cratonic tidak hadir di Cekungan Sumatera Selatan. Sedimen tersier berbaring di atas batu gamping Mesozoikum, elemen tektonik The Lampung Tinggi memisahkan Cekungan Sumatera Selatan fi'om Cekungan Sunda ke timur dan Tigapuluh Tinggi memisahkannya dari Sumatera Basin Central ke NW. Di NE, baskom menipis menuju Bangka bagian dari Sunda Kraton dan menuju SW, seperti cekungan ke utara, itu wedges di bawah Barisan Pegunungan (Gambar. 1.3).

Cekungan Sumatera Selatan yang dibentuk awalnya selama Eosen Akhir rifting. Baskom dapat dibagi menjadi dua bagian yang berbeda, Palembang sub-DAS di selatan dan Jambi sub-basin ke utara. Kedua sub-cekungan yang sedikit off-set dari satu sama lain, dan perpecahan yang berorientasi utara-selatan di Palembang sub-DAS dan NE-SW di Jambi sub-DAS. Lembah keretakan sehingga terbentuk adalah untuk menjadi dapur sumber sekitar yang akumulasi minyak kemudian akan ditemukan. Tertinggi Basement terbentuk mengikis daerah menyediakan sumber sedimen dan akhirnya tenggelam untuk membentuk substrat yang karbonat build-up akan membentuk. Sebuah fase melorot di Akhir Oligosen ke Awal Miosen dipromosikan pertumbuhan bank karbonat tbrmed pada tertinggi struktural. Dalam memilukan Mid-Miosen terjadi, dan ini diikuti oleh periode penurunan sebelum fase kompresi di Plio-Pleistosen. Hasil akhirnya adalah pola utara-selatan atau NE-SW horsts dan grabens dengan ditumpangkan tren lipat NW-SE-paralel, dengan terkait tinggi-sudut kesalahan kompresi.

III.             Sumber batuan dan jenis hidrokarbon

Hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan keduanya gas dan minyak, ini mungkin disebabkan oleh migrasi awal minyak dari batuan sumber diikuti oleh migrasi gas kemudian. Sumber batuan yang facies lacustrinal Formasi Lahat, yang mungkin menjadi sumber titik tuang minyak lilin tinggi, dan serpih dan batubara Formasi Talang Akar. Talang Akar Shales memiliki respon sinar gamma tinggi, yang sering dikaitkan dengan total kadar karbon organik tinggi. Gumai bisa menyediakan sumber batu laut, tetapi umumnya memiliki tingkat organik rendah dan termal dewasa di sebagian cekungan.

IV.              Sistem Petroleum

Seperti disebutkan sebelumnya, ada beberapa batu sumber mungkin. Analisis minyak jenis menunjukkan bahwa lebih dari satu jenis minyak hadir, tetapi semua yang berasal dari Formasi Talang Akar atau unit yang lebih tua. Sistem utama, oleh karena itu, terkait dengan Talang Akar batupasir dan / atau ruang bawah tanah retak yang mendasari, yang membentuk reservoir bagian dari sistem dan biasanya dalam kontak langsung dengan sumber-rock.

Gas juga signifikan, sesuai dengan Zeliff & Bastian (2000) 14,8 TCF cadangan gas telah ditemukan di waduk bawah tanah. Daerah graben adalah dapur dan dengan demikian memainkan cenderung berdekatan dengan mereka. Talang Akar batupasir juga saluran utama untuk migrasi hidrokarbon ke waduk lainnya, baik secara langsung atau melalui patahan. Sesar terjadi di Mid-Miosen serta dalam Plio-Pleistosen, mengembangkan berbagai jalur. Sejak Formasi Talang Akar wedges pada tertinggi basement, dan karbonat Batu Raja dibentuk pada tertinggi, sambungan disediakan antara sumber dan reservoir Batu Raja. The downlapping batupasir Intra-Gumai menyediakan koneksi dengan baik Talang Akar batupasir atau Raja Batu untuk migrasi ke atas lebih lanjut, sementara bagian sandier dari Gumai dan faulting menghasilkan kontak terakhir dengan batupasir Air Benakat. Potensi bahaya pengeboran Batubara di Formasi Muara Enim sesekali mengelupaskan ke dalam lubang, pipa-mencuat berpengalaman dalam Formasi Gumai dan Sub-basin, sebagai serpih lebih tebal. Formasi Gumai merupakan puncak pelanggaran dan diikuti oleh Formasi Air Benakat Tahap regresif, dan oleh Formasi Muara Enim.

V.                 Waduk

Basement pra-Tersier menjadi reservoir yang signifikan di Cekungan Sumatera Selatan, seperti dengan pembangunan infrastruktur, gas menjadi lebih signifikan dalam ekonomi dari

Daerah Dayung adalah contoh dari lapangan basement memproduksi gas dari retak pra-Tersier cuci granit dan granit (Zeliff & Bastian 2000). Retak satuan batuan metasedimentary juga waduk. Formasi Talang Akar mengandung dua jenis reservoir, dalam batupasir fluvial di bagian bawah formasi dan batupasir laut di bagian atas. Batupasir fluvial membentuk tebal tapi waduk kualitas relatif miskin, yang diciptakan oleh perpaduan dari saluran, sedangkan batupasir laut cenderung tipis tapi lebih berpori dan permeabel. Basal bagian dari Talang Akar kadang-kadang konglomeratan dan menyatu ke lapuk basement. Batu Raja karbonat bervariasi dari sangat berpori untuk ketat. Porositas umumnya sekunder, dengan banyak tahapan diagenesis terlibat. Kadang-kadang sistem porositas ganda terjadi dengan fraktur menghubungkan vugs. Memprediksi sirkulasi porositas telah hilang baik di Batu Raja Kapur dan di ruang bawah tanah retak. Di beberapa daerah bagian bawah dari Gumai adalah geo-ditekan, ini dikombinasikan dengan kemungkinan hilangnya sirkulasi di Batu Raja dapat menyebabkan meniup-out. CO2 hadir dalam jumlah yang bervariasi di Batu Raja Kapur, dengan persentase yang lebih tinggi di ruang bawah tanah dan H = S telah ditemui di Batu Raja dan Talang Akar formasi. Zeliff & Bastian (2000) kolom gas laporan hingga 1 km di baru-baru ini sangat permeabel penemuan basement retak. Masalah kontrol baik yang penyebab ini telah ditangani dengan pengeboran underbalance dengan BOPs rotary (blow-out-preventers).

2.      Emas , Logam Dasar , Dan Timah

Gambar. .1.4. Cluster mineral logam di Sumatera dan pulau-pulau Tin.

Akun ini berkonsentrasi pada deposito mineral logam utama dan kejadian di Sumatera, khususnya penemuan-penemuan terbaru dari emas, timah dan logam dasar. Deposito residu dan placer diberikan kurang penekanan, karena tidak ada penemuan penting telah dibuat dalam beberapa tahun terakhir. Sejarah eksplorasi mineral dan penemuan di Indonesia telah ditinjau terakhir dengan van Leeuwen (1993, 1994), mendokumentasikan perubahan penekanan dari kegiatan berbasis mineral dari barat ke timur Indonesia sejak Perang Dunia II. Ini membawa up-to-date akun klasik oleh van Bemmelen (1949), yang ditulis ketika deposit mineral di Indonesia bagian barat, terutama di Sumatera, berada di antara, kontributor penting lebih dikenal dan sebelum 1942 bagi perekonomian Indonesia. Deposit mineral yang lebih besar di Suma0tera Selatan telah dijelaskan secara singkat oleh Gafoer & Purbo-Hadiwidjojo (1986), andare disebut dalam deskripsi regional dari deposit mineral dari SE Asia oleh Hutchison & Taylor (1978) dan Hutchison (1996).

Dalam ulasan yang lebih luas-mulai pengaturan geologi deposit logam emas dan basis di Indonesia telah dibahas oleh Carlile & Mitchell (1994), sedangkan deposito timah di Asia Tenggara yang katalog oleh Schwartz et al. (1995). Sumatera telah lama dikenal sebagai sumber emas, nama pulau yang berasal dari bahasa Sansekerta kata Svarnadvipa, yang berarti 'Golden Island', berasal dari pentingnya deposito emas untuk para penguasa kerajaan Hindu yang berkembang di Sumatera dari ketujuh hingga abad kesebelas. Diperkirakan total produksi logam mulia dari Sumatera sampai 1994 adalah 91 ton emas dan 937 t perak (van Leeuwen 1994). Deposito timah di Kepulauan Riau, Bangka dan Belitung pulau ('Tin Kepulauan') diposisikan di konvergensi rute perdagangan maritim kuno antara Timur Tengah dan India dan China, dan Bernal (1991) telah menyarankan bahwa mereka telah dikenal dan dimanfaatkan dari awal kali, tapi tidak ada bukti arkeologi untuk ini; eksploitasi saat tanggal timah dari awal abad kedelapan belas. Antara 1710 dan 1942 total 1,5 Mt timah diproduksi (van Leeuwen 1994), namun saat ini permintaan untuk timah terbatas dan sebagian besar produksi timah di Indonesia berasal dari aluvial dan off-shore deposito placer.

Untuk keperluan ulasan ini daerah mineral di Sumatera dan Kepulauan Tin yang katalog pada Tabel 12,1-12,6 dalam hal kelompok mineral ', lokasi yang ditunjukkan pada Gambar 12.1 dan 12,6-12,10. Cluster Mineral merupakan konsentrasi kejadian mineral, atau sekelompok deposito terbentuk pada waktu yang sama, meskipun beberapa termasuk simpanan mineral yang terbentuk di daerah yang sama tetapi pada waktu yang berbeda. Ringkasan diberikan dari pengaturan geologi dan sejarah eksploitasi deposit ini. Sumber asli harus dikonsultasikan untuk informasi lebih lanjut. Baru ditemukan / deposito diselidiki yang belum (belum) telah dijelaskan dalam literatur yang diterbitkan dibahas secara rinci dalam teks.

Van Bemmelen (1949), Young & Johari (1980), Djaswadi (1993), Asosiasi Pertambangan Indonesia (1995) dan Gagak (1995) telah mengumpulkan daftar dan rincian dari daerah mineral di Sumatera. Ringkasan data ini diberikan dalam Catatan Penjelasan yang menyertai 1: 250 000 Geological Maps Sumatera diterbitkan oleh Penelitian Geologi dan Pusat Pengembangan, Bandung. Data tambahan untuk Sumatera Selatan dapat ditemukan di Quadrangle Regional Geokimia Atlas Series diterbitkan oleh Direktorat Sumber Daya Mineral dan Sumatera secara keseluruhan dalam atlas geokimia dari Sumatera Utara (Stephenson et al. 1982) dan Sumatera Selatan (Machali Muchsin et al . 1995, 1997). Bersejarah (pra-1941) data pada beberapa deposito logam mulia di Sumatera Utara muncul dalam Bowles et al. (1985).

3.      Batubara       

Gambar, 1.5. Cekungan sedimen utama, cekungan batubara-bantalan, daerah produksi dan port batubara ekspor di Sumatera.

Pada penutupan periode Cretaceous, Tengah dan Sumatera Selatan membentuk bagian dari daratan yang luas dengan bantuan topografi yang cukup. Pada awal Tersier, palung kesalahan-dibatasi terbentuk di dalam daratan ini. Sedimen Tersier awal diendapkan di palung, tetapi kemudian diperpanjang di margin untuk membentuk Tengah dan Selatan Cekungan Sumatera. Sepanjang kali Tersier cekungan dipisahkan dari Cekungan Sumatera Utara dengan Basement Asahan Tinggi (Gbr. 1.5).

Cekungan ini asimetris dalam karakter yang dibatasi dengan SW oleh kesalahan dan horsts batuan pra-Tersier sepanjang Bukit Barisan, dan NE oleh batuan pra-Tersier di Tigapuluh Hills dekat dengan batas pengendapan aslinya Tersier.
Ada bukti bahwa cekungan diperpanjang barat dari batas sekarang singkapan, sebagai sedimen Tersier terjadi di sepanjang pantai SW Sumatera dekat Bengkulu, ke barat dari Barisan Range (Gbr. 1.5).

Kedua Paleogen dan Neogen sedimen yang hadir dalam Tengah dan Sumatera Selatan cekungan. The Paleogen terdiri dari sedimen klastik non-laut paralik dan tufaan diawetkan di grabens terbatas (yang lemat, Pematang dan Formasi Kelesa).
Neogen sedimen, yang terdiri dari serpih laut, batugamping dan batupasir air dangkal, merupakan fase transgressive laut, melewati ke atas ke serpih non-laut dari Palembang Tengah (Muaraenim) dan Korinci formasi akhir-akhir Miosen dan Pliosen usia, dengan formasi batubara luas (de Coster 1974). Banyak catatan eksposur batubara di Sumatera Tengah yang terdaftar oleh van Bemmelen (1949, p. 49). Ada jarang lebih dari dua jahitan di wilayah manapun. Kebanyakan lapisan batubara kurang dari 1 m dengan ketebalan dan banyak bara yang berkualitas yang mengandung miskin tanah liat atau serpih karbon.

Signifikan deposit batubara Paleogen terjadi di Kabupaten Painan di pantai barat Sumatera selatan Padang, di mana hingga enam bara yang hadir, satu mencapai 2 m dengan ketebalan. Batubara yang interbedded dengan serpih dan total urutan, yang merupakan 10-15 m tebal, dips dari 45 c 'untuk vertikal. Bara ini telah dipengaruhi oleh intrusi vulkanik basalt dan dolerite.

Sungei-Sapuh / Sungei-Keruh Kabupaten berisi beberapa bara, salah satunya adalah 2-4 m tebal. Kejadian lain batubara di wilayah Batang Tui dan banyak daerah di pantai barat dan timur, semua kurang penting. Pengembangan batubara paling penting di Sumatera Tengah dan produsen batubara utama adalah Ombilin Coalfield yang terjadi dalam Eosen ke? Miosen, Formasi Sawahlunto. Coalfield ini terletak di dalam Barisan Pegunungan 90 km pedalaman dari Padang (Gbr. 1.5).

Deposit batubara terjadi di intermontane Ombilin Basin, sumbu dari yang berorientasi NW-SE, sejalan dengan tren struktural utama dari Barisan Range. Basin adalah sangat blok-menyalahkan WNW-ESE, dan timurlaut-SSW arah. Sedimen batubara-bantalan secara lokal sangat dilipat dan menyalahkan, dengan kedua normal dan membalikkan kesalahan, membuat korelasi lapisan batubara individu sulit. The Ombilin Coalfield terletak dalam dahan barat laut Cekungan Ombilin. Coalfield yang dibagi secara geografis ke dalam Sungai-Durian, Tanah Hitam, Gula, Sigalut dan Parambahan coalfields.

Dalam Basin Ombilin Formasi Sawahlunto terdiri dari konglomerat, batupasir dan serpih. Dalam bidang Tanah Hitam dan Sungai Durian, bagian bawah urutan mengandung lapisan batubara atau hitam legam shale tipis, ditunjuk lapisan D. Bagian atas dari formasi berisi tiga lapisan batubara utama yang ditunjuk A (rata ketebalan 2 m), B (0,6-1,0 m) dan C jahitan (rata-rata ketebalan 6 m). Jahitan ini terjadi dalam urutan 40-80 m dengan ketebalan dan dip pada 12 ~ ke arah timur (Robertson Penelitian 1974). Di sebelah timur Ombilin, Neogen bara telah diidentifikasi di daerah Cerenti dekat Rengat di Riau di mana eksplorasi dilakukan pada tahun 1988. Berikut Formasi Mio-Pliosen Korinci batubara-bantalan berisi enam jahitan mulai 1,6-14,0 m ketebalan. Di cekungan batubara Sinamar, terletak lebih jauh ke selatan, di perbatasan antara Jambi dan Sumatera Barat provinsi, bara yang usia Oligosen, dan memiliki ketebalan 2-9 m. Berdampingan daerah Sinamar, di Mampun Pandan, lapisan batubara 5-11 m tebal yang hadir. Semua bara ini volatile peringkat sub-bituminous tinggi.

Deposito batubara ekonomi utama lainnya di Sumatera bagian tengah dan selatan yang usia Neogen. Bara Neogen terjadi di Korinci Basin dalam Cekungan Sumatera Tengah (Gambar. 1.5).

4.      Panas Bumi

Gambar 1.6 Potensi Panasbumi Di Indonesia

Energi panas Bumi (GEOTHERMAL) adalah energi yang diekstraksi dari panas yang tersimpan di dalam Bumi. Energi panas Bumi ini berasal dari aktivitas tektonik di dalam Bumi yang terjadi sejak planet ini diciptakan. Panas ini juga berasal dari panas matahari yang diserap oleh permukaan Bumi.

a.      Proses Geothermal

Gambar 1.6.1 geothermal diagram

Energi panas bumi dibuat dengan menggunakan panas dari inti bumi. 

1. Inti panas bumi menciptakan magma dan memanaskan kerak bumi yang terdiri dari batuan dan air.
2. Permukaan yang ditentukan lokasinya dibor ke dalam permukaan bumi menangkap air panas dan uap yang naik.
3. Uap panas naik ke permukaan dan mendorong turbin yang berputar generator.
4. Generator menghasilkan listrik dan mengirimkannya ke saluran listrik, yang membawa listrik untuk rumah dan juga keperluan bisnis.

Gambar 1.6.2 Geothermal

Gambar 1.6.3 Proses

Panas dari inti bumi mengeluarkan uap yang terdorong ke permukaan (production well) bersamaan dengan air dan pasir, kemudian dipisahkan melalui vessel, uap digunakan untuk meniup turbin kemudian air, pasir dan kotoran yang tidak perlu dikembalikan ke inti bumi (injection well)

Gambar 1.6.4 Turbin Generator

Diindonesia geothermal sangat berpotensi untuk menggantikan sumber listrik saat ini yang kebanyakan menggunakan bahan bakar fosil yang berdampak buruk pada lingkungan, mengingat kebutuhan listrik diindonesia  tiap tahun mengalami peningkatan dan juga pentingnya pemerataan pembangunan diindonesia mengingat sebagian wilayah diindonesia ada yang belum teraliri listrik.

Tabel Potensi Geothermal Diindonesia

Referensi

Armstrong. 2012. Struktur Geologi Sulawesi. Institut Teknologi Bandung: Perpustakaan Sains Kebumian.