SANDAKAN BASIN

Abstract

The Sandakan Basin, located in the southern portion of the Sulu Sea, with Tertiary deltaic complex in the south of the basin.

The Sandakan Basin is filled mainly with Mio- Pliocene age fluvio-deltaic sedimentary rocks, up to 15 km thick (Figure 2). The stratigraphic section in the basin has been described by Tamesis (1990). The basin is bounded on the northwest by the Cagayan Ridge and extends southwestward into central and southeastern Sabah. The inactive Sulu Trench and the Sulu Archipelago form the eastern boundary of the basin. To the northeast, sediments are deformed by toe-of-slope compressional folds. Northeast of these folds, the sedimentary succession thins to 2.5 km and downlaps onto the Southeast Sulu Sea oceanic crust, marking the northeastern boundary of the basin.

The tectonic history of this basin is not agreed upon. Back-arc and intra-arc classifications have been assigned to the Southeast Sulu Sea. In either case, the sea-floor spreading may have been associated with southeast-directed subduction of a proposed proto- South China Sea oceanic crust, under a northeastern extension of the Borneo microcontinent (the Cagayan Ridge), during Middle Miocene time (Hinz, et al., 1991). Further discussion of the basin development is made by Hutchison (1992) and Rangin et al. (1990).

  

Pendahuluan

Sandakan Basin terletak di bagian selatan Laut Sulu, dengan delta tersier yang kompleks di bagian selatan cekungan tersebut. Hal ini dapat disamakan dengan berbagai cara produksi hidrokarbon di delta Baram dan Mahakam, yang sama seperti Sandakan (berdekatan dengan Kalimantan). Afinitas ini dengan Borneo membedakan Cekungan Sandakan dari semua cekungan sedimen yang lainnya dari Filipina.

Sandakan basin merupakan cekungan yang memiliki potensi akan adanya sumber daya minyak. Penemuan hidrokarbon telah terbentuk di daerah Sabah Tengah dan Sandakan sub-basins (Sabah Basin TimurLaut) yang mengalami overlap terutama di pasir-pasir tipis pada umur awal dan tengah Miocene. Sehingga dalam kaitannya cekungan tersebut terbentuk perlu kajian akan adanya Sejarah geologi yang terbetuk pada cekungan Sandakan tersebut, di mana bukan hanya sejarahnya yang perlu dikaji tetapi juga geologi daerah cekungan, stratigrafi, dan intrepetai data seismic yang menunjukkan adanya persebaran minyak atau hidrokarbon pada cekungan Sandakan ini.

Untuk itu, dalam pembahasan nanti kami akan mencoba menjelaskan tentang cekungan Sandakan dilihat dari geologi daerah cekungan, stratigrafi, intrepetasi data seismic, dan system petroleumnya.

Pembahasan

1.       Deskripsi cekungan

Sandakan Basin terletak di bagian selatan Laut Sulu, dengan delta tersier yang kompleks di bagian selatan cekungan tersebut. Hal ini dapat disamakan dengan berbagai cara produksi hidrokarbon di delta Baram dan Mahakam, yang sama seperti Sandakan (berdekatan dengan Kalimantan). Afinitas ini dengan Borneo membedakan Cekungan Sandakan dari semua cekungan sedimen yang lainnya dari Filipina.

2.     Geologi daerah Sandakan (Northeast Sabah Basin)

Formasi Sandakan terdiri lebih dari 2500 m batulumpur, batupasir dan batulanau dari Miosen akhir (Tf panggung) atau usia muda (Lee, 1970). Stauffer dan Lee (1972) menyatakan bahwa pembentukan menyalahkan bentuk-bentuk struktur synclinal di Semenanjung Sandakan tengah dan selatan. Yin (1985) mendefinisikan Formasi Sandakan sebagai isi dari bagian (negeri) dari cekungan Sandakan. Lee (1970) dan Wilson (1961) melaporkan bahwa Formasi Sandakan dianggap berhubungan erat dengan
Bongaya Pembentukan usia Tf dan ditutupi oleh endapan Kuarter unconformable
didominasi oleh konglomerat kerikil kuarsa.

Sandakan batuan Formasi menunjukkan banyak struktur sedimen primer,
yang meliputi laminasi halus, kecil dan menengah tidur skala lintas, arus dan gelombang
riak, menyalurkan, dan bola dan struktur bantal (Lee, 1970; Stauffer dan Lee, 1972).

Fitch (1958) menyatakan bahwa kerja lebih awal tentang Pembentukan Sandakan menemukan bahwa banyak dari mudstones yang tandus mikro.

Sabah Basin sebelah tenggara berada di atas Labang dan berumur antara Miocene – Pliocene.  Penemuan hidrokarbon telah dibuat di daerah Sabah Tengah dan Sandakan sub-basin (Sabah Basin TimurLaut) yang mengalami overlap terutama di pasir-pasir tipis pada umur awal dan tengah Miocene. Sabah Basin TimurLaut dibentuk oleh struktur kecenderungan antiklinal Utara Selatan ke Utara TimurLaut sampai Selatan BaratDaya.

Batu-batu yang tertua di Sandakan Peninsula adalah slump breccia dan sikuen interbedded dari mudstone, tuff, tuffite, dan batupasir dari Formasi Garinono. P. Collenette (1965-1966) memperkenalkan istilah Formasi Garinono untuk menggambarkan endapan slump breccia yang tersingkap mil 16¹/₂ dari barat, Labuk Road. Sehingga batu-batu tertua di Sandakan Peninsula diendapkan di palung laut di Miocene atas. Selama Pliocene, pengangkatan, gentle folding dan faulting berada di Sandakan Peninsula dan pebble kuarsa, endapan lumpur dan lempung karbonatan diendapkan selama Pliocene akhir dan Quarternery.

Menurut Lee (1970), selama Miocene akhir ; saat ini daerah itu ditempati oleh Sandakan Peninsula dan perbatasan daerahnya adalah sebuah cekungan laut dalam. Kondisi disana tidak stabil dan ditandai oleh aktifitas vulkanik intermiten dan pergerakan bumi. Kondisi tidak stabil yang sama di Miocene akhir dibuktikan di Dent Peninsula ( Haile Wong, 1965 ) dan mungkin telah disebarluaskan di Sabah bagian selatan. Daerah ini diisi oleh sedimen hingga ketebalan 8 Km, termasuk kelompok pre- Dent (CCOP,1991).

Gambar peta geologi regional

3.     Stratigraphy of Sandakan Basin

4.   Tektonik cekungan Sandakan

Sejarah tektonik cekungan ini tidak disepakati. Klasifikasi back-arc dan intra-arc telah ditetapkan sebagai Laut Sulu Tenggara. Dalam kasus yang lain, pemekaraan lantai samudera mungkin berhubungan dengan subduksi arah tenggara- diarahkan dari - kerak samudera Laut Cina Selatan-proto , di bawah perluasan timur laut dari kontinen mikro Borneo (Ridge of Cagayan), selama Miosen Tengah (Hinz, et al, 1991). Diskusi lebih lanjut dari perkembangan cekungan dibuat oleh Hutchison (1992) dan Rangin et al. (1990).

Terbentuknya Sandakan basin ini terjadi pada zaman Mesozoikum Proto-Laut Cina Selatan (PSCS) ada di antara Utara Continental Terrane Palawan (NPCT) di utara dan lempeng Borneo microcontinental (BMP) di selatan. NPCT adalah area kedepan-busur dari daratan Asia dari Jura Tengah melalui Kretaseus Tengah sedangkan BMP terdiri  dari Sabah selatan, Cagayan Ridge dan Kepulauan Sulu. rifting Back-arc telah mengangkat NPCT yang kemudian diikuti panas dan erosi terjadi pada Kapur Akhir. Peregangan yang terjadi  dari NPCT mungkin berhenti di Paleosen Awal sebelum pembentukan litosfer samudera di Laut Cina Selatan.

Lembah rift gagal ditinggalkan, mereda dan dipenuhi dengan klastik, paralik sedimen laut dangkal pada zaman Paleocene Miosen Tengah. Rifting dari NPCT dan rotasi berlawanan arah jarum jam dari subduksi BMP diinduksi dari PSCS di Akhir Eosen. plat Lanjutan konvergensi di sepanjang sisi timur dan perubahan ditandai arah gerakan Lempeng Pasifik menyebabkan lonjakan zona subduksi di sepanjang barat proto-Cina margin terhadap kerak samudera selatan Mesozoikum dan mengubah arah subduksi di selatan. Ada obduction dari ophiolites dan lainnya kelautan batuan beku Formasi Rijang-Spillite. Lebih lanjut rifting dan peregangan menyebabkan tambahan penipisan kerak benua di Akhir Eosen-Oligosen Tengah.

Tersebar di Laut Cina Selatan sejak Tengah Oligosen diintensifkan utara subduksi dari BMP mendekat. Rotasi mikrokontinen dan pelanggaran bagian timur laut dengan Filipina tengah memprakarsai pembukaan cekungan sub-Sandakan dengan memisahkan ke selatan Sulu Ridge dan utara Cagayan Ridge mungkin selama Oligosen Akhir. The tabrakan mengakibatkan pembentukan sabuk Borneo-Sulu tumbukan. The Crocker sedimen diendapkan di tepi terkemuka dari selatan Drifting microcontinental batas antara barat Mindoro, Palawan, dan Kalimantan.

Tabrakan dari Ridge Cagayan dengan NPCT pada Miosen Awal-an dan dengan
Filipina sentral dalam Miosen Tengah atau Akhir dimulai subduksi dari
menyebarkan berhenti pada saat yang sama dengan gerakan hak-lateral sepanjang Ulugan
Sistem Fault sekitar 15,5 Ma tahun.

Pengembangan terimbrikasi lembaran kerak samudera di subbasins Balabac dan Bancauan, mereka menusuk ke dalam irisan dari Crocker dan Rijang-Spillite Formasi,
mereka obduction lebih lanjut ke mikrokontinen antara Mindoro dan timur laut
Borneo termasuk formasi back-dorong adalah peristiwa utama selama Tengah
Miosen. Kelanjutan utara disimpulkan dari sub-cekungan Sandakan melalui
Panay ditutup selama Akhir Miosen dan Pliosen.

Gambar Peta struktur

5.     Interpretasi Seismik

Sandakan Basin terletak di bagian utara Pulau Borneo. Mirip dengan cekungan sirkum-Kalimantan lainnya, Sandakan Basin didominasi oleh sikuen  klastik laut dangkal hingga laut dalam.Bentuk Foreset dari Formasi  Sehabat,  menunjukkan sedimen terangkut dari Barat Laut ke Tenggara. (Sumber: Petronas 2000 di Tate, 2001).

Sebuah gambaran tentang penampang seismik di  sumur  Manalunan-1 yang menembus formasi Sehabat (Dimodifikasi setelah Wong, 1993).

Orientasi Baratlaut - Tenggara  penampang seismik menunjukkan Pad Basin yang dibatasi oleh 2 sistem struktur  bunga (Sumber: Petronas 2000 di Tate, 2001)

Petroleum Systems of the Sandakan Basin, Philippines

Sistem petroleum sebuah cekungan luas yang mendekati eksplorasi telah membuka sebuah arah eksplorasi baru di dalam Cekungan Sandakan yang telah dieksplorasi sebelumnya di Philipina. Tambahan data dari  Geokimia, biostratigrafi, and geofisika dan analisis daerah penelitian yang luas (lebih dari 12.000 Km persegi ), ketebalan ( 15 Km) delta berumur tertiary yang rumit merupakan dasar dari konsep eksplorasi ini. Analisis geokimia dari contoh sumur membuka minyak campuran umur Miosen tengah/keterdapatan gas facies marginal marine mudstone.

Sebuah survei seismik pada cekungan luas yang diperoleh saat ini untuk pertama kalinya menunjukkan indikator persebaran luas hidrokarbon. Daerah distribusinya menyarankan bahwa facies sumber marginal marine sepanjang batasan migrasi patahan normal, batas signifikan dari jebakan hidrokarbon ke distal, merupakan bagian yang tidak tereksplorasi dari delta complex.

Studi Geologi lapangan dan permukaan menunjukkan pengangkatan (uplift) secara luas yang terjadi pada Miosen, erosi, dan catatan redistribusi dari Crocker Formation sedimen siliklastik Eosen- Oligosen sebagai kandungan terbanyak yang mengisi Sandakan Basin.

Tumpukan ketebalan reservoir batupasir 5- 30 meter diharapkan memiliki 20%- 25% dari porositas dan 200- 500 mD permeabilitas pada kedalaman target.

Struktur yang telah dipetakan secara luas termasuk patahan normal, shale diapirs dan punggungan bukit (ridge), serta lipatan kompresional distal  toe-of-slope dan tunjaman (thrusts). Struktur- struktur ini kemungkinan terbentuk sebagai respon dari pengendapan secara cepat/ rapid sediment rates (di estimasi 1 m/ seribu tahun).

Tap Oil Acquires Stake in Sandakan Basin, Philippines

Tap Oil telah menandatangani perjanjian untuk mendapatkan bunga 58% melalui Service Contract 41 ("SC 41") di Sandakan Basin, Filipina. Berdasarkan Farmin Agreement, Tap ditunjuk sebagai operator SC 41. SC 41 adalah sebuah area dengan luas sekitar 5.000 kilometer persegi dengan kedalaman air berkisar dari 200 sampai 2.000 meter.

            Dibawah ketentuan Farmin Agreement, Tap akan menyumbang untuk ongkos penghasilan dan interpretasi dari data Seismik 3D seluas 300 Kilometer persegi. Setelah penyelesaian data interpretasi ini, Tap mungkin memilih untuk melanjutkan ketentuan izin dengan kontribusi membiayai well exploration ke tahun berikutnya.

            Pendapatan dari minat yang signifikan serta sebagai pihak penyelenggara di SC 41 membentuk sebagian dari strategi yang dimiliki Tap untuk mendirikan area baru yang terfokus di dalam area yang kaya akan minyak dan gas di Asia tenggara. Ada banyak ladang minyak dan gas di dalam area ini dan kebijakan fiscal di Republik Philipina secara relatif sangatlah menarik.

            Prospek dari SC 41 terdiri dari beberapa tipe permainan yang ditafsirkan untuk potensi dari akumulasi minyak di dalam range 50 hingga 150 juta barel. Ketertarikan Tap pada awalnya difokuskan pada arah dari penutupan four-way dip pada skala besar, dimana hal ini telah dipetakan di seismik 2D, beberapa dengan indikator hidrokarbon. Pada tahun 2000, Wildebeest- 1 exploration well, ditemukan 40^o API, minyak dan gas di dalam blok ini. Penemuan ini hanya diidentifikasi oleh data seismik 2D, mendemonstrasikan keberadaan dari sistem hidrokarbon dan mungkin mempresentasikan penafsiran kesempatan di masa depan.

            Melihat ke depan, Tap mengusulkan untuk memperoleh survei seismik 3D tahun ini seperti yang disebutkan diatas dengan maksud untuk mengidentifikasi prospek pemboran pada pertengahan tahun 2007.

            Partisipan di SC 41 dan persentasi kepentingan masing- masing adalah sebagai berikut, Tap Oil sebagai penyelenggara dengan 58.269 %, Forum Energy Philippines Corporation dengan 26.731%; Southwest Resources, Inc dengan 0.608%; Philodrill Corporation dengan 3.398%; Philex Mining Corporation dengan 2.264%; Oriental Petroleum and Minerals Corporation dengan 5.463%; Universal Robina Corporation dengan 0.498%; South China Resources, Inc. dengan 1.090%; Anglo Philippine Holding Corporation dengan 1.679%.

Kesimpulan

Cekungan Sandakan terletak di bagian selatan cekungan Laut Sulu,  yang berdekatan dengan Kalimantan. Cekungan Sandakan diisi dengan batuan sedimen fluvio- deltaic usia Mio-Pliosen, sampai  dengan ketebalan 15 km. Cekungan ini dibatasi di sebelah barat laut oleh Cagayan Ridge dan memanjang ke arah barat daya ke  pusat Sabah bagian tenggara.

Sejarah tektonik cekungan ini tidak disepakati. Klasifikasi back-arc dan intra-arc telah ditetapkan sebagai Laut Sulu Tenggara. Dalam kasus yang lain, pemekaraan lantai samudera mungkin berhubungan dengan subduksi arah tenggara- diarahkan dari - kerak samudera Laut Cina Selatan-proto , di bawah perluasan timur laut dari kontinen mikro Borneo (Ridge of Cagayan), selama Miosen Tengah (Hinz, et al, 1991). Diskusi lebih lanjut dari perkembangan cekungan dibuat oleh Hutchison (1992) dan Rangin et al. (1990).

Studi Geologi lapangan dan permukaan menunjukkan pengangkatan (uplift) secara luas yang terjadi pada Miosen, erosi, dan catatan redistribusi dari Crocker Formation sedimen siliklastik Eosen- Oligosen sebagai kandungan terbanyak yang mengisi Sandakan Basin. Tumpukan ketebalan reservoir batupasir 5- 30 meter diharapkan memiliki 20%- 25% dari porositas dan 200- 500 mD permeabilitas pada kedalaman target.

SUMBER

http://www.findtoyou.com/ebook/sandakan+basin.html. Diakses pada tanggal 29 Oktober 2010

http://books.google.com/books?id=Tj_rR5Ta7RAC&pg=PA303&lpg=PA303&dq=geology+sandakan+delta&source=bl&ots=xVVncaWYIp&sig=SUSmEhUCk1yrJO3worhdvUyQpRg&hl=id&ei=2bbMTI2VLcHBcdalvd4O&sa=X&oi=book_result&ct=result&resnum=6&ved=0CDAQ6AEwBQ#. Diakses pada tanggal 29 Oktober 2010

http://www.farecompare.com/flights/Pittsburgh-PIT/Sandakan-SDK/market.html. diakses pada tanggal 30 Oktober 2010

http://en.wikibooks.org/wiki/The_Geology_of_Indonesia/Kalimantan. diakses pada tanggal 30 Oktober 2010.

JENIS MIGRASI

NAMA            : FICCA MULANDA TESLA

NPM               : 140710080054

1.      Jelaskan Perbedaan Migrasi Primer dan Migrasi Sekunder!

a.      Definisi Migrasi

Migrasi didefinisikan sebagai pergerakan minyak dan gas di bawah permukaan. Migrasi primer merupakan sebutan untuk tahapan dari proses migrasi, berupa ekspulsi hidrokarbon dari source rock(batuan sumber) yang berbutir halus dan berpermeabelitas rendah ke carrier bed yang memiliki permeabelitas lebih tinggi. Akumulasi merupakan pengumpulan dari hidrokarbon yang telah bermigrasi dalam keadaan yang secara relatif diam dalam waktu yang lama. Trap merupakan istilah dimana migrasi terhenti dan akumulasi terjadi.

Jika minyakbumi berasal dari bahan organik dan tersebar dalam batuan sumber, kemungkinan bentuk fisik minyakbumi yang terbentuk adalah berupa tetes-tetes kecil. Karena itu untuk terjadinya  suatu akumulasi diperlukan pengkonsentrasian, antara lain keluarnya tetes-tetes tersebut dari reservoir dan kemudian bergerak ke perangkap. Koesoemadinata (1980) menyatakan ada beberapa faktor tertentu sebagai sumber tenaga untuk terjadinya migrasi minyakbumi baik primer maupun sekunder, yaitu kompaksi, tegangan permukaan, gravitasi pelampungan (buoyancy), tekanan hidrostatik, tekanan gas, sedimentasi, dan gradien hidrodinamik.

 b.      Jenis Migrasi

Migrasi dibagi menjadi 3 macam(Vandenbroucke, 1993). yaitu :

1.      Migrasi Primer

 Migrasi primer yaitu perpindahan hidrokarbon dari source rock ke karier bed. Migrasi primer berjalan lambat karena minyak bumi harus cukup untuk keluar dari batuan induk yang memiliki permeabilitas matrik yang rendah. Migrasi primer berakhir ketika hidrokarbon telah mencapai “permeable conduit” atau “carrier bed” untuk terjadinya migrasi sekunder

Saat ini, ada tiga mekanisme migrasi primer yang membawa perhatian serius bagi kebanyakan ahli geokimia petroleum, yaitu difusi, ekspulsi fasa minyak, dan pelarutan dalam gas.

Difusi sebagai mekanisme aktif dalam migrasi hidrokarbon, terjadi secara terbatas pada batuan sumber yang tipis atau pada tepian unit batuan sumber yang tebal. Pengkonsentrasian diperlukan untuk memungkinkan terjadinya migrasi primer, dimana difusi dapat menyebabkan akumulasi hidrokarbon dalam ukuran yang cukup besar.

Ekspulsi hidrokarbon dalam kaitannya dengan migrasi primer terjadi dalam fasa hidrofobik. Ini terjadi pada umumnya sebagai hasil perekahan mikro selama pergerakan hidrokarbon. Ketika tekanan dalam batuan sudah melebihi kekuatannya menahan tekanan, perekahan mikro terjadi, terutama pada bidang lemah dari batuan tersebut, seperti bidang perlapisan. Sehingga batuan yang terlaminasi mungkin menghasilkan hidrokarbon dengan tingkat efisiensi yang lebih tinggi daripada batuan yang masif.

Momper (1789) dalam Rondeel (2001) menyatakan bahwa dalam banyak kasus tidak ada perekahan mikro atau ekspulsi yang terjadi sebelum jumlah bitumen yang dihasilkan batuan sumber mencapai batas ambang tertentu.

Mills (1923) dan Sokolov (1964) dalam Koesoemadinata (1980) sehubungan dengan pelarutan minyakbumi dalam gas dan ekspansi gas, menyatakan bahwa minyak dapat larut dalam gas,  terutama pada temperatur dan tekanan tinggi. Gas diketahui dapat bermigrasi dengan lebih leluasa melalui batuan bergubung tegangan permukaannya yang kecil. Karena suatu pembebasan tekanan, maka gas berekspansi dan membawa minyakbumi terlarut. Rondeel (2001) menyatakan bahwa mekanisme pelarutan ini hanya terjadi bergantung pada keberadaan gas yang dipengaruhi oleh tingkat katagenesis dan kapabilitas batuan sumber untuk menghasilkan gas.

Jarak dari migrasi primer hidrokarbon pendek. Migrasi primer terjadi dengan lambat dan sulit, dikarenakan batuan sumber yang memiliki permeabelitas yang rendah. Migrasi primer akan terhenti ketika hidrokarbon mencapai tingkat permeabelitas yang memungkinkan terjadinya migrasi sekunder. Migrasi primer dapat terjadi baik secara lateral, ke atas dan ke bawah bergantung pada karakteristik carrier bed yang ada di dekat batuan sumber.

2.      Migrasi Sekunder

Migrasi sekunder yaitu perpindahan hidrokarbon dari carier bed ke jebakan atau trap. Problem yang sering dihadapi adalah pore throat lebih kecil dibanding oil stringers, karenanya oil stringrs akan tertahan. untuk dapat bergerak, maka “bouyancy” >>>“capillary-entry pressure (setelah akumulasi tercapai). Jika capillary-entry pressur >>> buoyancy, maka migrasi sekunder .Akan terhenti hingga capillary-entry presure tereduksi dan Buoyant force meningkatKetika hidrokarbon berhasil keluar dari batuan sumber dan mengalami migrasi sekunder, pergerakan dari hidrokarbon akan dipengaruhi oleh gaya pelampungan (bouyancy). Teori pelampungan (dalam Koesoemadinata, 1980) menerangkan mekanisme pergerakan minyak bumi karena adanya perbedaan berat jenis minyakbumi dan air. Suatu gumpalan minyak dalam air akan selalu melambung mencari tempat yang lebih tinggi. Gumpalan ini kemudian bergerak ke atas mengikuti kemiringan penyekat batuan reservoir.

Berlawanan dari gaya pelampungan adalah tekanan kapilaritas (Rondeel, 2001). Semakin besar pori dari suatu batuan, semakin kecil tekanan kapilaritasnya, dan semakin kecil pori dari suatu batuan, semakin besar tekanan kapilaritasnya.  Gaya pelampungan bekerja untuk mengerakan hidrokarbon, tetapi tekanan kapilaritas melawan gaya pelampungan tersebut. Sehingga apabila gaya pelampungan yang bekerja lebih kecil dari pada tekanan kapilaritas, maka migrasi dari hidrokarbon tidak akan terjadi. Aliran hidrodinamik yang merupakan gaya ketiga yang mengerakan hidrokarbon dapat mengubah pergerakan dari hidrokarbon, tetapi hal ini kurang memperngaruhi dasar bahwa gaya pelampungan dan tekanan kapilaritas merupakan faktor utama yang menentukan pergerakan dari hidrokarbon.

Migrasi sekunder  terjadi pada arah yang dipengaruhi oleh gaya pelampungan yang paling besar. Pergerakan ini awalnya menuju ke arah atas, dan lalu mengikuti kemiringan ­­carrier bed­ apabila hidrokarbon menemui lapisan dengan permeabelitas kurang di atas ­carrier bed. Keberadaan struktur dan perubahan fasies mungkin menyebabkan tekanan kapilaritas lebih dominan daripada gaya pelampungan, sehingga arah migrasi mungkin akan berubah, dan atau terhenti.

3.      Migrasi Tersier

    Migrasi tersier terjadi jika ada kebocoran (leakage) pada cap rocks yang menutupi reservoir.Cap rocks dengan pori-pori yang lebih kecil dari batuan dibawahnya, mampu menahan pergerakan naik dari minyak bumi. Pengisian yang progresif menyebabkan akumulasi meningkat, dapat menyebabkan bouyancy >>> capillary-entry pressure Fractures dan faults dapat menyebabkan kebocoran.

SUMBER

http://weiminhan.wordpress.com/2010/03/29/migrasi-hidrokarbon/

http://www.scribd.com/doc/45549349/4-Oil-Migration