GEOKIMIA BATUAN INDUK PRA-TERSIER CEKUNGAN AKIMEUGAH, PAPUA

GEOKIMIA BATUAN INDUK PRA-TERSIER CEKUNGAN AKIMEUGAH, PAPUA

Cekungan Akimeugah terletak di utara basement high (Merauke Ridge) Papua bagian selatan yang memisahkannya dari Cekungan Arafura ke selatan. Cekungan ini Dilihat dari asosiasinya dengan cekungan disekitarnya, cekungan akimeugah berasosiasi dengan cekungan – cekungan yang telah berproduksi hidrokatbondiantaranya Cekungan Papua dan cekungan – cekungan Australia. Dari penelusuran berbagai jurnal dan atikel, literature geokimia akan memberikan gambaran terkait batuan induk aktif yang ada di daerah tersebut.

Peta indeks Cekungan Akimeugah dan Sahul berdasarkan Peta Cekungan Sedimen Indonesia (Badan Geologi, 2009).

Cekungan Akimeugah bermula sebagai cekungan passive margin, yakni cekungan yang terbentuk oleh rifting di tepi utara benua Australia pada saat tepian ini, mengalami peretakan akibat sebagian massa dibagian utaranya mau lepas dan bergerak dari Australia. Dalam retakan ini terbentuk horst dan graben yang di dalam grabennya diendapkan sedimen synrifting Paleozoikum dan Mesozoikum. Kemudian, saat bagian ini lepas dan menjauh dari Australia (drifting) diendapkanlah sedimen syn drifting yang umumnya berupa shale atau batugamping, kejadian ini terjadi sampai Paleogen.

Peta tektonik dan penampang cekungan foreland

Pada umur Neogen, Akimeugah berbenturan dengan Central Range of Papua (Punggung Papua). Sejak itulah Akimeugah bertipe foreland basin. Passive margin Paleozoikum-Neogen ditekuk masuk ke bawah jalur Banda dan Central Range. Kemudian di bagian depan tekukan itu (foredeep) diendapkan sedimen bersifat molassic yang merupakan erosional products dari tinggian di dekatnya.Penekukan dan penguburan oleh sedimen molase bagian foredeep passive margin Akimeugah telah mematangkan batuan induk Paleozoik, Mesozoik, atau Paleogen di dalam graben kemudian migrasi hidrokarbonnya akan bergerak membalik dari foredeep ke forebulge-nya (bagian ke arah updip dari passive margin yang tak ikut tertekuk seperti foredeep) secara lateral, atau bergerak vertikal menuju zone deformasi imbrikasi di wilayah benturan. Kontrol utama cekungan Akimeugah adalah rifting dan drifting pada Paleozoikum Mesozoikum-Paleogen, dan collision pada Neogen (Awang Satyana, pada Agus sabarnas 2011)

Streatgrafi Cekungan Akimeugah

Cekungan Akimeugah terdiri dari endapan pre – kambrian – tersier. Batuan dasar terdiri dari Batuan Gabro berumur pra-kambrian dan Batuan Metamorf. Diikuti oleh pengendapan formasi Dolomit Modio berumur Permian dan Formasi Aiduna yang diendapkan secara tidak selaras. Kemudian secara selaras diendapkan diatasnya formasi-formasi klastik Mesozoikum (Formasi Tipuma, Kopai, Woniwogi, Piniya dan Ekmai), serta beberapa perlapisan karbonat secara lokal. Diatas Formasi Ekmai, ditindih oleh klastik dan batugamping berumur Paleosen – Miosen (Waripi, Lower Yawee, Anggota Adi, dan Upper Yawee) secara tidak selaras. Pengendapan terakhir adalah batulempung marin berumur Miosen akhir hingga Plio-Pleistosen dan karbonat lokal yang terendapkan tidak selaras, yaitu Formasi Buru.

METODE GEOKIMIA

Pendekatan geokimia merupakan proses identifikasi batuan induk  aktif diawali dengan mengevaluasi kuantitas material organic menggunakan parameter Petter and Cassa, 1994. Penentuan kualitas material organic menggunakan diagram modifikasi Van Krevelen dalam Hunt, 1996. Dan Penentuan tingkat kematangan menggunakan parameter Petter and Cassa, 1994. Metode yang digunakan terdiri analisis kandungan TOC,Rock-Eval Pyrolisis, dan pantulan vitrinit (RO).

Identifikasi Batuan Induk

Proses identifikasi interval batuan induk pada cekungan akimeugah dilakukan pada beberapa sumur. Dimana evaluasi batuan induk berfokus pada Formasi Woni – Wogi dan Formasi Aiduna

Kuantitas Material Organik

Identifikasi batuan induk diawali dengan melakukan analisis kuantitas batuan induk dan kemampuan menggenerasikan hidrokatbon. Kuantitas batuan induk dinilai dengan melihat nilai total organic content (TOC) yang dinyatakan dalam satuan presentase berat dari batuan kering. Analisis kuantitas batuan induk dilakukan dengan cara membuat kurva TOC terhadap kedalaman pada interval masing – masing formasi, sebagai berikut :

a) Formasi Woni – Wogi

Formasi Woni-wogi pada umur Cretaceous Awal dengan litologi batupasir, batuserpih, dan batulanau yang tediri dari memiliki nilai kandungan material organik yaitu 0.34 wt% – 2.9 wt% berdasarkan klasifikasi kandungan material organik masuk kedalam kategori Poor – V.Good (Peters dan Cassa, 1994). Dilihat dari kemampuan menggenerasikan  hidrokarbon dengan parameter nilai S1 + S2 (Potential Yield) menunjukkan nilai 0.2 mgHC/g – 6.21 mgHC/g yang masuk dalamkategori Poor-Good (Peters dan Cassa, 1994). Data ini menunjukkan bahwa formasi ini berpotensi untuk menjadi batuan induk.

Kandungan TOC Formasi Woni –Wogi dan Kemampuan menggenerasikan

Hidrokarbon

b) Formasi Aiduna

Formasi Aiduna pada umur Permian dengan litologi batuserpih memiliki nilai kandungan material organik yaitu 0.39 wt% – 3.45 wt% berdasarkan klasifikasi kandungan material organik masuk kedalam kategori Poor – V. Good (Peters dan Cassa, 1994). Dilihat dari kemampuan menggenerasikan hidrokarbon menggunakan parameter nilai S1 + S2 (Potential Yield) dengan nilai 0.33 mgHC/g – 10.47 mgHC/g masuk kedalam kategori Poor-V.good (Peters dan Cassa, 1994). Data ini menunjukkan bahwa formasi ini berpotensi untuk menjadi batuan induk

Kualitas Material Organik

Kualitas material organik mempengaruhi besar atau tidaknya potensi batuan sedimen menjadi batuan induk, yang diwakili oleh tipe kerogen batuan induk. Tipe kerogen dipengaruhi oleh material penyusun dan lingkungan pengendapannya. Tipe kerogen juga menentukan produk akhir batuan induk aktif yang berupa minyak, minyak/gas atau gas. Penentuan tipe kerogen pada penelitian ini menggunakan plot diagram van Krevelen yang dimodifikasi. Modifikasi yang dilakukan adalah mengganti plot rasio H/C terhadap O/C menjadi rasio indeks hidrogen (HI) terhadap Tmaks. Hal ini dilakukan karena sedikitnya analisis yang mendapatkan data H/C, O/C dan indeks oksigen (OI). Analisis kualitas material organik menggunakan nilai Tmax Vs HI, sebagai berikut :

a) Formasi Woni – wogi

Hasil plotting data HI vs Tmax dari 49 sampel pada formasi ini menunjukkan bahwa tipe kerogen pada formasi Woni - wogi miliki Tipe kerogen II – III (Modifikasi Van Kravelen Diagram dalam Hunt 1996) yang didominasi oleh kerogen tipe III (Gas Prone). Data Tmax menunjukkan bahwa formasi ini memiliki tingkat kematangan belum matang – matang

Kualitas Formasi Woni – Wogi

b) Formasi Aiduna

Analisis tipe kerogen berdasarkan data HI Vs Tmaks yang dilakukan pada 22 sample pada formasi Aiduna menunjukkan formasi ini mrmiliki tipe kerogen II – III dimana cenderung akan menghasilkan campuran minyak dan gas yang didominasi tipe III (gas). Selain itu berdasarkan data Tmax, formasi ini telah memasuki jendela kematangan. Dengan tingkat kematangan belum matang – matang.

Kualitas Formasi Aiduna

Kematangan

Analisis kematangan material organik akan menentukan interval kedalaman (jendela kematangan) batuan induk aktif yang menghasilkan hidrokarbon. Analisis kematangan dilakukan dengan melihat nilai reflektansi vitrinit (Ro). Analisis kematangan berdasarkan reflektansi vitrinit (Ro) didasarkan pada nilai pantulan (Ro) yang berasal dari kerogen, khususnya dari vitrinit. Analisis kematangan menggunakan Ro dilakukan dengan menggabungkan keseluruhan sumur sehingga didapat trend dari nilai kematangan secara regional (Gambar 6). Hasil analisis nilai Ro menunjukkan bahwa jendela kematangan pada cekungan ini adalah kedalaman 7000 kaki dibawah pemukaan laut. Hal ini membuktikan bahwa Formasi Woni – Wogi dan juga Formasi Aiduna telah memasuki jendela kematangan. Ro dilakukan dengan menggabungkan keseluruhan sumur sehingga didapat trend dari nilai kematangan secara regional (Gambar 6). Hasil analisis nilai Ro menunjukkan bahwa jendela kematangan pada cekungan ini adalah kedalaman 7000 kaki dibawah pemukaan laut. Hal ini membuktikan bahwa Formasi Woni – Wogi dan juga Formasi Aiduna telah memasuki jendela kematangan.

Kematangan Regional

Sejarah Pemendaman

Hasil pemodelan sejarah pemendaman 1D pada sumur sebuah menunjukkan bahwa kematangan batuan induk terjadi pada umur miosen pada kedalaman 1980 m atau 6500 kaki Hasil endapan pada kala miosen ini lah yang memiliki peran dalam mematangkan batuan induk pra-tersier. Dimana kecepatan sedimentasi berlangsung dengan sangat cepat dikarenakan banyaknya pasokan sedimen hasil erosi dari tinggian yang terbentuk akibat collusion paka kala neogen tersebut.

Sejarah Pemendaman sebuah Sumur di cekungan Akimeugah

KESIMPULAN

Hasil identifikasi batuan induk pra-tersier pada Cekungan Akimeugah menunjukkan bahwa interval batuan induk formasi Woni – Wogi dan formasi Aiduna memiliki kandungan material organik yang buruk – baik. Selain itu, kedua formasi ini memiliki tipe kerogen yang didominasi oleh kerogen type III yang akan cenderung menghasillan gas dan telah memasuki jendela kematangan. Hal ini menunjukkan bahwa formasi woni – wogi dan formasi Aiduna merupakan batuan induk aktif pada cekungan Akimeugah. Pematangan formasi ini terjadi pada kala miosesn tengah, dimana endapan sedimen yang banyak dan cepat ini berasal dari collusion yang terjadi di kala tersebut yang berhasil mematangkan batuan induk pratersier cekungan ini.

Referensi:

• Harahap, B.H. 2012. Tectonostratigraphy of the Southern Part of Papua and Arafura Sea, Eastern Indonesia, Indonesian Journal of Geology, Vol. 7
• Huang, W.Y. dan Meinschein, W.G. 1979. Sterol as Ecological Indicators: Petroleum Geochemistry. Bandung. PreConvention short course IAGI : Awang H. Satyana 2004.
• Peck, J.M. and Soulhol, B., 1986. Pre- Tertiary Tensional Periods and Their Effects on the Petroleum Potential of Eastern Indonesia. Proceedings Indonesian Petroleum Association, 15th Annual Convention, 341-369.
• Peters, K.E. dan Cassa, M.R. 1994. Applied Source Rock Geochemistry, dalam Magoon, L.B. and Dow, W.G., eds., The Petroleum System - From Source to Trap: AAPG Memoir, 60
• Satyana, A. 2015. Petroleum Geochemistry for Exploration and Production of Conventional and Unconventional Hydrocarbons. Short Course: IPA 2015
• Subarnas, Agus. 2011. Penyelidikan Pendahuluan Kandungan Gas Dalam Batuan Serpih DiDaerah Subroto, E. (2004): Pengenalan Geokimia Petroleum. Bandung :Penerbit ITB
• Waghete Dan Sekitarnya, Kabupaten Deiyai Provinsi Papua. Prosiding Hasil Kegiatan Pusat Sumber Daya Geologi Tahun 2011
• Yudha Situmorang, et al, 2017, STUDI GEOKIMIA BATUAN INDUK AKTIF PRA-TERSIER CEKUNGAN AKIMEUGAH, LEPAS PANTAI PAPUA SELATAN, Padjajaran Geoscince Journal
• Waples, D. 1985. Geochemistry in Petroleum Exploration, International Human Resources Development Corporation, Boston.
• http://geomagz.geologi.esdm.go.id/cekungan-akimeugah-dan-sahul-harapan-baru-penemuan-migas/
• https://dzulfadlib.wordpress.com/tag/lapangan-minyak/

Read More

CEKUNGAN FORMASI SEDIMEN AKIMEUGAH PAPUA

CEKUNGAN FORMASI SEDIMEN AKIMEUGAH PAPUA

Cekungan Akimeugah terletak di utara basement high (Merauke Ridge) Papua bagian selatan yang memisahkannya dari Cekungan Arafura ke selatan. Cekungan ini Dilihat dari asosiasinya dengan cekungan disekitarnya, cekungan akimeugah berasosiasi dengan cekungan – cekungan yang telah berproduksi hidrokatbondiantaranya Cekungan Papua dan cekungan – cekungan Australia. Dari penelusuran berbagai jurnal dan atikel, literature geokimia akan memberikan gambaran terkait batuan induk aktif yang ada di daerah tersebut.

Peta indeks Cekungan Akimeugah dan Sahul berdasarkan Peta Cekungan Sedimen Indonesia (Badan Geologi, 2009).

Cekungan Akimeugah bermula sebagai cekungan passive margin, yakni cekungan yang terbentuk oleh rifting di tepi utara benua Australia pada saat tepian ini, mengalami peretakan akibat sebagian massa dibagian utaranya mau lepas dan bergerak dari Australia. Dalam retakan ini terbentuk horst dan graben yang di dalam grabennya diendapkan sedimen synrifting Paleozoikum dan Mesozoikum. Kemudian, saat bagian ini lepas dan menjauh dari Australia (drifting) diendapkanlah sedimen syn drifting yang umumnya berupa shale atau batugamping, kejadian ini terjadi sampai Paleogen.

 

Peta tektonik dan penampang cekungan foreland

Penampang cekungan foreland Kawasan Indonesia timur

Pada umur Neogen, Akimeugah berbenturan dengan Central Range of Papua (Punggung Papua). Sejak itulah Akimeugah bertipe foreland basin. Passive margin Paleozoikum-Neogen ditekuk masuk ke bawah jalur Banda dan Central Range. Kemudian di bagian depan tekukan itu (foredeep) diendapkan sedimen bersifat molassic yang merupakan erosional products dari tinggian di dekatnya.Penekukan dan penguburan oleh sedimen molase bagian foredeep passive margin Akimeugah telah mematangkan batuan induk Paleozoik, Mesozoik, atau Paleogen di dalam graben kemudian migrasi hidrokarbonnya akan bergerak membalik dari foredeep ke forebulge-nya (bagian ke arah updip dari passive margin yang tak ikut tertekuk seperti foredeep) secara lateral, atau bergerak vertikal menuju zone deformasi imbrikasi di wilayah benturan. Kontrol utama cekungan Akimeugah adalah rifting dan drifting pada Paleozoikum Mesozoikum-Paleogen, dan collision pada Neogen (Awang Satyana, pada Agus sabarnas 2011)

 

Streatgrafi Cekungan Akimeugah

Cekungan Akimeugah terdiri dari endapan pre – kambrian – tersier. Batuan dasar terdiri dari Batuan Gabro berumur pra-kambrian dan Batuan Metamorf. Diikuti oleh pengendapan formasi Dolomit Modio berumur Permian dan Formasi Aiduna yang diendapkan secara tidak selaras. Kemudian secara selaras diendapkan diatasnya formasi-formasi klastik Mesozoikum (Formasi Tipuma, Kopai, Woniwogi, Piniya dan Ekmai), serta beberapa perlapisan karbonat secara lokal. Diatas Formasi Ekmai, ditindih oleh klastik dan batugamping berumur Paleosen – Miosen (Waripi, Lower Yawee, Anggota Adi, dan Upper Yawee) secara tidak selaras. Pengendapan terakhir adalah batulempung marin berumur Miosen akhir hingga Plio-Pleistosen dan karbonat lokal yang terendapkan tidak selaras, yaitu Formasi Buru.

Sistem petroleum yang bekerja pada Cekungan Akimeugah terdapat pada Grup Kembelangan yang berumur Mesozoikum. Grup Kembelangan terdiri atas empat formasi, yaitu: Formasi Kopai, Formasi Woniwogi, Formasi Piniya, dan Formasi Ekmai. Formasi Kopai merupakan batuan sumber dengan tipe kerogen II dan III, Ro lebih besar dari 0.6 %, dan TOC berkisar antara 1 – 10 % pada Paparan Sahul. Formasi Woniwogi merupakan batuan reservoir dengan porositas berkisar antara 12 – 14 % dengan permeabilitas antara 200 – 500 mD (Meizarwin, 2003). Formasi Piniya merupakan batuan tudung yang tersusun oleh batulempung dengan ketebalan mencapai 900 meter (Panggabean dan Hakim, 1986). Formasi Ekmai merupakan batuan reservoir pada Lapangan Bayu – Undan, akan tetapi pada Cekungan Akimeugah batuan ini bukan merupakan batuan reservoir yang bagus.

Australia dan Papua New Guinea telah memproduksikan minyak dan gas bumi dari sistem cekungan yang sama yaitu cekungan foreland, batuan reservoir yang sama yaitu batupasir yang berumur Jura Tengah – Kapur, dan boleh disimpulkan sistem petroleum yang sama. Cadangan minyak dan gas bumi Indonesia yang semakin menurun merupakan tanggung jawab bersama, apalagi geologist merupakan kunci untuk menemukan potensi tersebut. Dengan konsep baru, data yang lebih lengkap, dan interpretasi yang lebih mendalam terhadap data yang ada, maka potensi cadangan minyak dan gas bumi di Cekungan Akimeugah dapat ditemukan. Harapan minyak dan gas bumi itu ada di Timur Indonesia, tepatnya di Cekungan Akimeugah Pulau Papua.

Referensi:

• Satyana, A.H. (2013) : Exploring & producing Petroleum in Eastern Indonesia: Update knowledge & Recent Trends. Guest Lecture Ikatan Alumni Teknik Geofisika ITB.
• Satyana, A.H., Damayanti, S., Armandita, C. (2012) : Tectonics, Stratigraphy, and Geochemistry of The Makassar Straits: Recent Updates from Exploring Offshore West Sulawesi, Opportunities and Risks. Proceedings Indonesian Petroleum Association 36th Annual Convention.
• Satyana, A.H., Damayanti, S., Armandita, C. (2012) : Tectonics, Stratigraphy, and Geochemistry of The Makassar Straits: Recent Updates from Exploring Offshore West Sulawesi, Opportunities and Risks. Proceedings Indonesian Petroleum Association 36th Annual Convention.
• Situmorang, B. (1982) : The Formation of The Makassar Basin as Determined from Subsidence Curves. Proceedings Indonesian Petroleum Association 11th Annual Convention, 83-107.
• https://dzulfadlib.wordpress.com/tag/lapangan-minyak/
• http://geomagz.geologi.esdm.go.id/cekungan-akimeugah-dan-sahul-harapan-baru-penemuan-migas/

 

Read More

CEKUNGAN FORMASI SEDIMEN BINTUNI, PAPUA

CEKUNGAN FORMASI SEDIMEN BINTUNI, PAPUA

Secara geografis, Papua dibagi menjadi 3 komponen besar, yaitu bagian Kepala Burung(KB), leher burung dan badan burung Papua. Cekungan Bintuni berada di Teluk Bintuni-Papua Barat, tepatnya terletak di bagian kepala-leher burung.

Peta geologi regional Kepala Burung (KB) (Syawal, 2010)

Cekungan Bintuni merupakan cekungan dengan luas ± 30.000 km2 yang cenderung berarah utara-selatan dengan umur Tersier Akhir yang berkembang pesat selama proses pengangkatan LFB ke timur dan blok Kemum dari sebelah utara. Cekungan ini di sebelah timur berbatasan dengan Sesar Arguni, di depannya terdapat LFB yang terdiri dari batuan klastik berumur Mesozoik dan batu gamping berumur tersier yang mengalami perlipatan dan tersesarkan. Di sebelah barat cekungan ini ditandai dengan adanya tinggian struktural, yaitu Pegunungan Sekak yang meluas sampai ke Utara, di sebelah Utara terdapat dataran tinggi Ayamaru yang memisahkan Cekungan Bintuni dengan Cekungan Salawati yang memproduksi minyak bumi. Di sebelah selatan, Cekungan Bintuni dibatasi oleh Sesar Tarera-Aiduna, sesar ini paralel dengan Sesar Sorong yang terletak di sebelah utara KB. Kedua sesar ini merupakan sesar utama di daerah Papua Barat (Anonim, 2014).

Sebagai cekungan yang berada di sekitar tumbukan antara tiga lempeng, yaitu Lem­peng Eurasia, Lempeng Hindia Australia, dan Lempeng Pasifik, Cekungan Bintuni memiliki sejarah tektonik yang sangat kom­pleks. Menurut Lemigas (2009), episode tektonik dan struktur geologi yang berkem­bang tidak dapat dipisahkan dari empat tektonik skala besar yang terjadi di kawasan Timur Indonesia dan Australia, yaitu:

• Rifting pada Awal Jura di sepanjang batas utara Lempeng Australia (Pulau Papua New Guinea).
• Rifting Awal Jura di sepanjang barat laut Paparan Autralia termasuk Palung Aru (NW shelf rift).
• Kolosi Neogen antara Lempeng Pasifik dan Lempeng Australia, serta subduksi pada Palung New Guinea yang meng­hasilkan jalur perlipatan Papua dan Lengguru.
• Kolosi Neogen antara Jalur Banda dengan Lempeng Australia yang membentuk Jalur Kepulauan Kumawa-Onin-Misool.

Peta sketsa Elemen Tektonik Daerah Kepala Burung Papua Barat (Lemigas, 2005 dalam Lemigas, 2009).

Semua episode tektonik tersebut berim­plikasi pada kompleksitas tataan struktur di Papua bagian barat terutama di daerah Lengguru dan Babo pada bagian Leher Kepala Burung. Menurut Lemigas (2005, dalam Lemigas, 2009), pola elemen-elemen struktur geologi di Cekungan Bintuni rela­tif sama dengan yang secara umum ada di daerah Kepala Burung, yaitu:

• Lineasi dengan arah timur-barat sampai barat laut-tenggara yang diwakili oleh sistem sesar naik Misool-Onin.
• Lineasi dengan arah barat laut-tenggara.
• Lineasi dengan arah timur-barat yang berasosiasi dengan Sesar Sorong.
• Lineasi dengan arah utara timur laut-selatan tenggara sampai utara-selatan yang berupa struktur terban Perem.
• Lineasi berarah utara-selatan yang berasosiasi dengan jalur perlipatan Leng­guru.

STRATIGRAFI REGIONAL

Stratigrafi Pratersier Cekungan Bintuni tidak terlepas dari stratigrafi daerah Kepala Burung secara umum. Menurut LEMIGAS (2009), batuan tertua yang diendapkan adalah Formasi Kemum berumur Silur sam­pai Devon yang seiring perjalanan waktu telah terdeformasi sangat kuat. Sedimen Kelompok Aifam kemudian menumpang di atasnya secara tidak selaras. Kelompok tersebut meliputi Formasi Aimau yang be­rumur Karbon, Formasi Aifat yang berumur Karbon sampai Perem, dan Formasi Ainim yang berumur Perem Akhir sampai Trias Awal. Formasi Tipuma yang berumur Trias sampai Jura Awal menindih secara tidak selaras Formasi Ainim. Endapan Kelompok Kambelangan kemudian menindih diatas Formasi Tipuma secara selaras. Kelompok Kambelangan meliputi Formasi Kambelan­gan Bawah dan Formasi Jass. Dalam Ke­lompok ini, Formasi Kambelangan Bawah yang berumur Jura Tengah sampai Akhir ditindih secara tidak selaras oleh Formasi Jass yang berumur Kapur Akhir. Di atas Formasi Jass adalah sedimen berumur Tersier

Sedimen Pratersier yang mempunyai potensi menjadi elemen esensial sistem minyak, yaitu batupasir Formasi Tipuma dan Kambelangan Bawah sebagai reservoar, serta serpih For­masi Ainim, Tipuma, Kembelangan Bawah, dan Jass sebagai batuan sumber

Stratigrafi Daerah Kepala Burung Papua Barat

Referensi:

• Ibrahim, Anditya, Satyana, A.H., Pudyo, N., dan Sunjana, E.S. 2006 Hydrocarbon Discovery in the Frontier Area at Eastern Indonesia: Lessons for Future Discoveries BPMIGAS, Jakarta, Indonesia. AAPG International Conference and Exhibition, Perth, West Australia.
• Lemigas, 2009. Paleogeografi dan Potensi HC Cekungan Pratersier Daerah Kepala Burung. Pro­gram Penelitian dan Pengembangan Teknologi Eksplorasi Migas. Lemigas Jakarta.
• Panuju et., al.,2012, Zonasi Biostratigrafi Nanoplankton Berumur Coniacian - Maastrichtian (Kapur Akhir) Cekungan Bintuni, Kepala Burung, Papua, 1Exploration Division, PPPTMGB “LEMIGAS” Jakarta Sekretariat Badan Litbang ESDM

 

Read More