Geokimpet
Abiogenic Jauh Asal Hidrokarbon
Minyak dan Gas Deposit Formasi
Vladimir G. KutcherovInformasi tambahan tersedia pada akhir bab
http://dx.doi.org/10.5772/51549
1. Perkenalan
Teori tentang asal-usul dalam abiogenic hidrokarbon mengakui bahwa minyak bumi adalahmateri primordial asal mendalam [Kutcherov, Krayushkin 2010]. Teori ini menjelaskan bahwasenyawa hidrokarbon menghasilkan dalam astenosfer bumi dan bermigrasi melaluikesalahan jauh ke dalam kerak bumi. Di sana mereka membentuk deposit minyak dan gas dalam setiap jenisbatuan dalam setiap jenis jabatan struktural (Gbr. 1). Sehingga akumulasi minyak dan gas
Gambar 1. Skema dari Genesys hidrokarbon dan deposit minyak bumi pembentukan. 2013 Kutcherov, pemegang lisensi Intech. Ini adalah bab akses terbuka didistribusikan di bawah ketentuan
Creative Commons License Attribution (http://creativecommons.org/licenses/by/ 3.0), yang memungkinkan penggunaan tak terbatas, distribusi, dan reproduksi dalam media apapun, asalkan karya asli benar dikutip.
2 Hidrokarbon
Dianggap sebagai bagian dari proses alami outgrassing bumi, yang pada gilirannyabertanggung jawab untuk penciptaan hidrosfer, atmosfer dan biosfer. Sampai saat inihambatan untuk menerima teori tentang asal-usul abiogenic abyssal hidrokarbon adalah kurangnyaterpercaya dan direproduksi hasil eksperimen mengkonfirmasikan kemungkinan sintesissistem hidrokarbon kompleks di bawah kondisi astenosfer bumi.
2. Milestones teori asal dalam abiogenic hidrokarbon
Menurut teori asal abiogenic abyssal hidrokarbon berikutkondisi yang diperlukan untuk sintesis hidrokarbon:
tekanan cukup tinggi dan suhu; donor / sumber karbon dan hidrogen;
Sebuah lingkungan reaksi termodinamika menguntungkan.
Perhitungan teoritis berdasarkan metode termodinamika statistik modern memilikimenetapkan bahwa:
polimerisasi hidrokarbon berlangsung dalam kisaran suhu 600-1500 derajatC dan pada kisaran tekanan 20-70 kbar [. Kenney et al, 2002];
kondisi ini berlaku dalam bumi pada kedalaman 70-250 km [Carlson et al. 2005]. Kondisi thermobaric
Astenosfer adalah lapisan bumi antara 80-200 km di bawah permukaan. Dalamastenosfer suhu masih relatif tinggi tetapi tekanan sangat berkurangcomparably dengan mantel rendah. Hal ini menciptakan situasi di mana mantel sebagianmeleleh. astenosfer adalah plastik solid dalam hal itu mengalir dari waktu ke waktu. Jika cairan hidrokarbonbisa dihasilkan di dalam mantel mereka bisa dihasilkan di zona astenosfer saja. Dikertas [Hijau et al. 2010] diterbitkan di Nature pertimbangan modern sekitarkondisi thermobaric pada kedalaman ke 200 km ditampilkan (Gambar. 2)
Komposisi Donor karbon
Mao et al., 2011 menunjukkan bahwa penambahan sejumlah kecil besi dapat menstabilkandolomit karbonat dalam serangkaian polimorf yang stabil dalam tekanan dan temperaturkondisi mensubduksi lembaran, sehingga memberikan suatu mekanisme untuk membawa karbonat ke dalammantel yang dalam. Dalam [Hazen et al., 2012] penulis menunjukkan bahwa interior yang mendalam mungkin berisi lebih dari90% dari karbon bumi. kemungkinan sumber karbon dalam kerak ditunjukkan pada Gambar. 3.
Donor hidrogen
Data eksperimen yang dipublikasikan di Nature baru-baru ini [Hijau et al. 2010] menunjukkan bahwa air penyimpanankapasitas di dalam mantel teratas "didominasi oleh pargasite dan memiliki maksimum sekitar0,6 wt% H2O (30% pargasite) sekitar 1,5 GPa, menurun sekitar 0,2% berat H2O (10%pargasite) pada 2,5 GPa ". Sumber lain yang mungkin dari hidrogen gugus hidroksil dalam beberapamineral (biotit, muskovit).
Abiogenic Jauh Asal Hidrokarbon dan Minyak dan Deposit Gas Formasi 3
Gambar 3. Sumber karbon dalam kerak (diadaptasi dari gambar dengan R. Coggon dan K. Nakamura).
4 Hidrokarbon
Kesimpulan dari data yang disajikan adalah sebagai berikut.
Pada kedalaman 100 suhu km sekitar 1250 K dan tekanan adalah 3 GPa. Pada kedalaman150 km suhu sekitar 1.500-1.700 K dan tekanan adalah 5 GPa.Kedua donor karbon (carbon sendiri, karbonat, CO2) dan hidrogen (air, gugus hidroksilmineral) yang hadir dalam asphenosphere dalam jumlah yang cukup. Termodinamikalingkungan reaksi menguntungkan (mengurangi kondisi) dapat diciptakan oleh kehadiran FeO.Kehadiran beberapa saat FeO dalam batuan dasar dan ultra-dasar astenosfer adalahdidokumentasikan.Dengan demikian, sintesis abiogenic hidrokarbon dapat terjadi pada batuan dasar dan ultra-dasardari astenosfer di hadapan FeO, donor / sumber karbon dan hidrogen. Itumungkin reaksi sintesis dalam hal ini bisa disajikan sebagai berikut:
berkurang mantel substansi + mantel gas → zat teroksidasi mantel + hidrokarbon atau kombinasi radikal kimia (metilen (CH2), metil (CH3). Berbeda
Kombinasi radikal ini mendefinisikan semua skala hidrokarbon minyak dan gas, dan jugamenyebabkan sifat dekat dan kesamaan genetik dari minyak dari deposito yang berbeda
di dunia.Komposisi elemen utama dari berbagai bahan mantel disajikan pada Tabel 1 [Carlson et al.,2005].
Tabel 1. Komposisi elemen utama dari berbagai bahan mantel
3. Hasil penelitian
Salah satu yang pertama handal dan direproduksi hasil eksperimen mengkonfirmasikan kemungkinansintesis hidrokarbon dalam kondisi mantel atas yang diterbitkan oleh [Kutcherov et al.,2002]. Penulis menggunakan ruang tekanan tinggi CONAC. The stainless-steel dan platinumkapsul dengan volume 0,6 cm3 digunakan untuk percobaan. kapsul diisi adalahditempatkan ke dalam ruang bertekanan tinggi, bertekanan dan kemudian dipanaskan sampai tekanan tertentu dansuhu. Perlakuan di ruang untuk waktu yang diperlukan diikuti olehpendinginan sampai suhu kamar pada tingkat urutan 500 K / s, dimana tekananmenurun tekanan normal. Komposisi produk reaksi dipelajari olehspektroskopi massa, kromatografi gas, dan X-ray. Awal reaktan dalam sintesisyang murni kimiawi FeO (wustit), kimia murni CaCO3 (kalsit), dan double sulingair. percobaan tentatif menunjukkan bahwa sintesis dijelaskan oleh reaksi:
mana n≤11.
[Scott et al., 2004] menggunakan metode sel diamond anvil dengan laser dan pemanas resistif untukmenyelidiki in-situ perilaku sistem CaCO3-FeO-H2O pada tekanan 5-11 Gpadan untuk berbagai suhu 800 - 1500 K. Raman spektrometri dan X-ray sinkrotronmetode difraksi digunakan untuk analisis. Secara umum, skema reaksi yang diusulkan oleh[. Kutcherov et al, 2002] dikonfirmasi oleh Scott et al hasil eksperimen.:
Perbandingan [Kutcherov et al., 2002] dan [Scott et al., 2004] hasil eksperimen, di manasama reaktan awal dan kondisi thermobaric digunakan, menunjukkan berikut ini. Dikasus Raman spektrometri dalam sel diamond anvil [Scott et al., 2004] hanya metanaditemukan. Dalam [Kutcherov et al., 2002] campuran hidrokarbon hingga heksana adalahterdeteksi. Perbedaannya dapat dijelaskan oleh alasan yang berbeda. Kuantitas jenuhhidrokarbon berat dari metana, pada analogi dengan [Kutcherov et al., 2002] harusmenurun secara dramatis dengan peningkatan berat molekul hidrokarbon. Sensitivitasdari metode spektrometri Raman di DAC tidak cukup untuk mendeteksi jenuhhidrokarbon dibandingkan dengan percobaan volume yang relatif besar di CONACchamber dengan kromatografi gas. Juga fluoresensi dari bahan besi yang mengandung disel bisa menjadi kendala untuk menganalisa hidrokarbon jenuh tersebar di berliansel anvil.
Untuk memeriksa penjelasan tersebut di atas perilaku metana murni pada kisaran tekanan1-14 GPa pada interval suhu 900-2500 K dipelajari [Kolesnikov et al., 2009]. ItuPercobaan telah menunjukkan bahwa metana stabil pada suhu di bawah 900 K di tersebut di atasberbagai tekanan. Dalam interval suhu 900-1500 K di 2-5 GPa formasialkana lebih berat (etana, propana, dan butana) dari metana diamati:
Pada suhu yang lebih tinggi yang 1500 K metana memisahkan karbon (grafit) dan molekul hidrogen:
Dalam [Kolesnikov et al., 2009] yang kondisi redoks mantel juga dimodelkan olehmemperkenalkan ke dalam sistem magnetit (Fe3O4), yang sebagian diubah menjadi besi (0)membentuk buffer redoks.
Pengenalan Fe3O4 tidak mempengaruhi kondisi thermobaric metanatransformasi. besi murni dan air yang terdeteksi dalam produk reaksi. Ini memberi kitakemungkinan untuk menyarankan jalur berikut reaksi:
Hasil percobaan mengkonfirmasi kemungkinan sintesis gas alam dari senyawa anorganik dalam kondisi mantel atas diterbitkan di [Kutcherov et al.,2010]. Hasil eksperimen diterima dalam CONAC ruang tekanan tinggi dan di splitsphere sebuah perangkat tekanan tinggi [6] ditunjukkan pada Tabel 2. kromatografi gas dan X-ray Teknik yang digunakan untuk menganalisis hasil reaksi.
Jika donor karbon adalah CaCO3 (percobaan 1 dan 2), konsentrasi metana di Campuran yang dihasilkan adalah seperti yang di "lemak" (kaya hidrokarbon berat) gas alam (seperti di lapangan gas Vuktilskoe). Jika donor karbon adalah karbon individual (percobaan 3 dan 4), yang Komposisi hidrokarbon berhubungan dengan gas alam "kering" (kaya metana) (seperti pada Severo - lapangan gas Stavropolskoe). pendinginan cepat (quenching) perbaikan CH4 dan C2H6 / C2H4 di produk reaksi. Setelah pendinginan selama 4 jam (percobaan 4), jumlah CH4 dan C2H6 / C2H4 di produk reaksi meningkat dengan faktor puluhan, dan lebih berat hidrokarbon hingga C4H10 / C4H8 muncul. Dengan demikian, saat pendinginan cairan pembentukan pada tekanan tinggi (misalnya, di kursus migrasi jet ke permukaan) memiliki efek yang signifikan pada komposisi akhir fluida. Penurunan tingkat pendinginan hasil cairan awal dalam sintesis berat hidrokarbon jenuh dalam campuran. Kemudian, pada tahap pertama, dalam kasus pendinginan (Percobaan 3), reaksi adalah sebagai berikut:
dan dalam hal pendinginan lambat (percobaan 4), reaksi ini
Pada tahap kedua, dalam kedua kasus, hidrokarbon dapat diasumsikan untuk membentuk dari karbon dan hidrogen dengan reaksi
Pendinginan menggeser kesetimbangan reaksi antara Fe (0) dan air ke arah formasi hidrogen dan oksidasi besi kuat. Fakta bahwa reaksi (8) melibatkan lebih hidrogen dari reaksi (7) tidak menghasilkan peningkatan jumlah hidrokarbon dalam reaksi (9) dan (10). Namun, meskipun pengaruh waktu pendinginan jelas, penuh penjelasan tentang efek ini membutuhkan penyelidikan lebih lanjut.
4. Pembentukan deposit minyak dan gas dalam terang yang mendalam
abiogenic asal hidrokarbon
Teori tentang asal-usul dalam abiogenic hidrokarbon menyangkal migrasi lateral minyak dan gas di reservours mereka kecuali gerakan (hidrolik) cairan hidrodinamik ada.
Tabel 2. Hasil eksperimen diterima di CONAC ruang tekanan tinggi dan dalam split-sphere perangkat tekanan tinggi
Gaya kapiler yang terkait dengan radius pori dan tegangan permukaan seluruh minyak-air (atau gas-minyak-air) antarmuka (proses dilukiskan oleh Laplace Persamaan) adalah, umumnya, 12-16000 kali lebih kuat dari kekuatan daya apung minyak dan gas (menurut untuk NavierStockes Persamaan) di berpori, media permeabel alam bawah permukaan. Menurut teori tentang asal-usul dalam abiogenic minyak hidrokarbon dan gas akumulasi dilahirkan sebagai berikut. Naik dari zona sub-kerak melalui kesalahan dalam dan sendi bulu atau celah cairan minyak tanah dalam disuntikkan di bawah tekanan tinggi menjadi batu apapun dan didistribusikan di sana. Komposisi hidrokarbon minyak dan gas akumulasi terbentuk dengan cara ini tergantung pada tingkat cairan pendingin selama injeksi mereka ke dalam batuan bumi Crust. Kapan dan di mana pasokan lebih lanjut dari disuntikkan hidrokarbon dari berhenti kedalaman, cairan tidak bergerak lebih jauh ke dalam setiap bentuk dari Earth Crust (antiklin, sinklin, horizontal dan tidur miring) tanpa re-start dari injeksi cairan minyak tanah abyssal. Bukti paling meyakinkan dari tersebut di atas mekanisme formasi penyimpanan minyak dan gas adalah adanya gas raksasa seperti bidang Deep Basin (Gambar 3), Milk River dan San Juan (Alberta Provinsi Kanada dan Negara Colorado, AS) Pembentukan ini ladang gas raksasa mempertanyakan Keberadaan setiap migrasi lateral minyak dan gas selama proses akumulasi minyak dan gas.
Mereka ladang gas raksasa terjadi di synclines mana gas harus dihasilkan tetapi tidak akumulasi, menurut hipotesis asal minyak bumi biotik dan hidrodinamis dikontrol migrasi. Volume gas raksasa (12.5 1012 cu m di Deep Basin, 935 109-cu m San Juan, 255 109 cu m di Milk River) terkonsentrasi di sangat halus, kencang, kedap argillites, tanah liat, serpih dan batupasir ketat dan siltstones [Masters, 1979]. Batuan ini biasanya diterima sebagai batuan sumber batu cap / stempel batu di geologi minyak bumi tetapi tidak berarti batuan reservoir diakui secara universal minyak dan gas alam. Semua gassaturated batuan ketat di sini yang dinilai updip menjadi kasar, sangat-pori dan highlypermeable akuifer tanpa hambatan tektonik, litologi dan stratigrafi terlihat untuk mencegah updip migrasi gas. Oleh karena itu, volume gas yang luar biasa dari ladang gas yang disebutkan di atas memiliki daya apung yang luar biasa tapi tidak pernah mengatasi resistensi kapiler di pori-pori batuan reservoir jenuh air. Gas terkonsentrasi di pasir kedap ketat yang diubah secara progresif dan terus menerus updip ke kasar, tinggi-pori dan pasir tinggi-permeabel jenuh oleh air.
5. Gas alam dan minyak di pusat-pusat pemekaran dasar laut baru-baru
ini
Petroleum asal abiogenic abyssal dan implacement mereka ke dalam kerak bumi bisa berlangsung di baru-baru pemekaran dasar laut pusat di lautan. batuan beku menempati 99% dari total panjang (55000 km) dari mereka sementara ketebalan penutup sedimen selama menyebarkan pusat tidak melebihi 450-500 m [Rona, 1988]. Selain itu sub-bottom debit sistem hidrotermal convectional panas (170-430 derajat C) air melalui laut hitam dan putih "perokok" bawah ini. Hingga kini lebih dari 100 sistem hidrotermal semacam ini telah diidentifikasi dan dipelajari oleh dalam ekspedisi ilmiah menggunakan kapal selam seperti «ALWIN», «Mir», «Nautile», dan «Nautilus» di Atlantik, Pasifik dan Hindia lautan masing-masing. pengamatan mereka yang berkaitan dengan asal abiogenic dalam minyak bumi adalah sebagai berikut:
bagian bawah "perokok" dari lembah keretakan deepwater melampiaskan air panas, metana, beberapa lainnya gas dan cairan minyak bumi. Aktif "bulu" dengan ketinggian 800-1000 m ventilasi metana telah ditemukan di setiap 20-40 km antara 12oN dan 37oN sepanjang Mid-Atlantic Ridge (MAR) lebih dari jarak 1.200 km. situs MAR ini - TAG (26oN), Snake Pit (23oN), Logatchev (14o45'N), Broken Spur (29oN), Rainbow (37o17'N), dan Menez Gwen (37o50'N) adalah yang paling menarik.
Pada situs Rainbow, di mana singkapan bawah yang diwakili oleh batuan ultrabasa dari asal mantel kehadiran zat berikut yang ditunjukkan (oleh kromatografi / massa-spektrometri): CH4; C2H6; C3H8; BERSAMA; CO2; H2; H2S, N2 serta minyak bumi terdiri dari alkana n-C16-n-C29 bersama-sama dengan alkana bercabang, diaromatics [Charlou et al., 1993, 2002]. sains kontemporer belum tahu mikroba apapun yang benar-benar menghasilkan n-C11 - alkana n-C22, phytan, Pristan, dan hidrokarbon aromatik.
Pada situs TAG ada sedimen, batuan sedimen [Simoneit, 1988; Thompson et al., 1988], dimakamkan bahan organik atau batuan sumber. Cairan hidrotermal sangat panas (290/321 derajat C) untuk setiap mikroba. Ada tikar Beggiatoa ada tapi mereka hanya ditemukan di beberapa jarak dari "perokok".
sistem hidrotermal aktif kapal selam menghasilkan endapan bijih sulfida logam sepanjang seluruh panjang East Pacific Rise (EPR). Pada 13oN sumbu EPR bebas dari sedimen setiap tapi hidrokarbon sini alifatik yang hadir dalam cairan hidrotermal
panas hitam "Perokok". Dalam bijih sulfida logam sini metana dan alkana lebih tinggi dari n-C25 dengan Prevalensi jumlah ganjil atom karbon telah diidentifikasi [Simoneit 1988].
akumulasi minyak telah dipelajari oleh «ALVIN» kapal selam dan oleh mendalam pengeboran laut di Teluk California (Guaymas Basin) dan di Escanaba Trough, Gorda Ridge [Gieskes et al., 1988; Koski et al., 1988; Kvenvolden et al., 1987; Lonsdale, 1985; Peter et al., 1988; Simoneit, 1988; Simoneit et al., 1982; Thompson et al., 1988] Samudera Pasifik. Situs-situs tersebut ditutupi oleh sedimen. Namun, cairan minyak bumi diidentifikasi ada asal hydrothermаl menurut Simoneit, Lonsdale [1982] dan tidak ada batuan sumber yang belum diidentifikasi di sana.
Adapun situs lain selama Globe, penyelidikan ilmiah dengan kapal selam memiliki menetapkan bahwa metana "bulu" terjadi selama dasar laut "perokok" atau lainnya sistem hidrotermal di Laut Merah, dekat Galapagos Isles, di Mariana dan Tonga deepwater parit, Teluk California, dll [Baker et al., 1987; Blanc et al., 1990; Craig et al.1987; Evans et al., 1988; Horibe et al., 1986; Ramboz et al., 1988]. Non-biogenik metana (105-106 cu m / tahun) dilepaskan dari keretakan kapal selam off Jamaika [Brooks, 1979] juga telah dikenal.
Gambar 4. Cross bagian dari Alberta menunjukkan pasir gas-jenuh dari Deep Basin [Masters 1979].
Sebuah penyelidikan yang sepanjang Mid-Atlantic Ridge 2.300 mil timur dari Florida menegaskan bahwa cairan kaya hidrogen ventilasi di bagian bawah Samudera Atlantik di Lost City Hidrotermal Lapangan diproduksi oleh sintesis abiotik hidrokarbon di Mantle dari Bumi (Gambar. 3) [Proskurowski et al., 2008]. Kuantitatif berbicara pemekaran dasar laut pusat dapat melampiaskan 1.3 109 cu m dari hidrogen dan 16 107 cu m metana per tahun [Welhan et al., 1979].
Data dibahas di bawah mengkonfirmasi berikut:
1. Sumber batu akuntansi untuk volume ventilasi minyak bumi dijelaskan tidak tersedia; 2. gas alam dan minyak bumi cairan di baru-baru ini pemekaran dasar laut pusat dapat
dijelaskan sebagai akibat dari migrasi vertikal dari cairan Mantle.
6. Bitumen dan hidrokarbon di berlian asli
Kehadiran aspal dan hidrokarbon di berlian asli, Carbonado dan kimberlites bisa mempertimbangkan sebagai bukti mengkonfirmasikan minyak bumi abyssal asal. Mempelajari berlian asli, Carbonado dan kimberlites di bawah mikroskop banyak ilmuwan dari beberapa negara telah menemukan banyak inklusi fluida primer yang telah dibuka karena metode tertentu. Isi cairan cairan primer inklusi telah ditemukan tanpa kontaminasi dan dipelajari oleh massspectrometry / gas-kromatografi. Hasil investigasi tersebut dilakukan-out pada sampel dari Afrika, Asia, Eropa, Amerika Utara dan Selatan dapat diringkas sebagai berikut.
Tambang penghasil berlian-terkenal seperti Dan Carl, finsh, Kimberley, dan Roberts Victor berada di pipa kimberlite dari Afrika Selatan. Ada Afrika perisai ditandai dengan dislokasi ketidaksinambungan yang luar biasa dan non-orogenic magmatisme yang telah menghasilkan sejumlah besar dari carbonatite dan kimberlite intrusi dan pipa ledakan di daerah sekitar Danau Tanganyika, Danau Malawi dan Danau Victoria antara 70 Ma dan 3000 Ma lalu [Irvine, 1989]. Danau ini berada di Rift Besar Timur-Afrika Lembah. margin lembah dan tepi ketidaksinambungan terdiri dari perisai kristal Afrika batuan. 258 sampel dari berlian dari daerah ini telah diteliti di bawah mikroskop [Deines et al., 1989]. Penyelidikan telah menunjukkan adanya inklusi fluida utama dalam semua sampel diselidiki. Sampel ini telah hancur menjadi partikel kecil di vakum sekitar 1.3 10-6 Pa dan 200 derajat C. Campuran
gas dari masing-masing sampel adalah diterima. Studi massa-spektrometri / gas-kromatografi campuran diperlihatkan Tabel 3.
Sama hidrokarbon dan gas campuran yang terdeteksi dalam berlian alami dari Kongo, Brasil [Melton et al., 1974] dan Zaire [Giardini et al., 1982] (Tabel 3). Komposisi komposisi inklusi fluida primer telah dipelajari oleh massspectrometer dalam tujuh berlian Arkansas asli. Hasil investigasi telah mengkonfirmasi kehadiran berbagai jenis hidrokarbon di semua sampel (Tabel 3) [Melton et al., 1974].
Dalam Brazil Carbonado inklusi fluida primer terdiri satu set hidrokarbon berat (Tabel 3). Pyrope (Mg3Al2 (SiO4) 3) dan olivin yang pulih dari kristal berlian dan kimberlites dari Mir, Ruslovoye, dan Udatchnoye Timur pipa berlian-bantalan, East Siberia, Rusia mengandung sejumlah hidrokarbon yang berbeda (Tabel 3) [Kulakova et al., 1982; Kaminski et al., 1985]. Menurut Makeev et al. [2004] bentuk 9-to-27 dari film logam yang menemukan dan mempelajari pada wajah kristal berlian dari Brasil dan dari Tengah Timan, Ural dan Vishera berlian di bagian Eropa dari Rusia. Film-film ini terdiri dari aluminium, kadmium, kalsium, krom, cerium, tembaga, emas, besi, lanthanum, memimpin, magnesium, neodymium, nikel, paladium, perak, timah, titanium, ytterbium, yttrium, seng, zirkonium dan logam mulia termasuk bahkan Au2Pd3. Ketebalan film ini adalah dari fraksi mikrometer untuk beberapa mikrometer. Film-film ini adalah bukti untuk pertumbuhan berlian dari karbon terlarut dalam lelehan emas dan paladium [Makeev, Ivanukh, 2004]. Kekasaran kristal berlian di kimberlite dan lamprophyre pipa tergantung pada ukuran tetesan logam mulia di zona masing - di bumi atas, transisi, dan lebih rendah Mantle.
Investigasi inklusi fluida utama dalam berlian telah menunjukkan kehadiran aspal di berlian. Inklusi utama diawetkan dalam berlian alam inklusi aspal dan mengandung hidrokarbon mantel. Ini menjadi bukti bahwa bahan sumber untuk abyssal itu, sintesis alami berlian adalah cairan hidrokarbon yang telah jenuh outgassing mantel dan diaktifkan silikat mantel harus dikurangi untuk logam asli. Brasil berlian alami yang sampel dari Juine pipa kimberlite bidang Mato Grosso Negara, Brasil. The Juine Kemudian kimberlites Cretaceous berisi lima asosiasi mineral terkait dengan facies berbeda dan kedalaman yang tercermin pada Tabel 4. Salah satu berlian Juine sampel dekat Sao Luis Creek adalah lebih rendah berlian Mantle dan terdiri primer inklusi fluida dengan bitumen Mantle rendah [Makeev et al., 2004].
13C untuk 213 berlian dari pipa-pipa yang berbeda dianalisis. 13C berkisar antara -1,88
ke - 16 ‰ [Deines et al., 1989]. Kimia dan isotop keanehan berlian alami mencerminkan yang berbeda media yang Mantle dan lingkungan. Berlian dengan 13C dari -15 ke -16 ‰ datang dari wilayah pada kedalaman lebih rendah dari berlian alami dengan 13C dari -5 sampai -6 ‰.
Kesimpulan:
1. Tidak diragukan lagi, bahwa berlian, Carbonado dan kimberlites terbentuk pada kedalaman yang besar.
2. Kehadiran inklusi hidrokarbon utama menghambat berlian, Carbonado dan kimberlites bersaksi bahwa cairan Mantle hidrokarbon yang bahan untuk sintesis mineral ini dalam Mantle.
3. Kehadiran cairan hidrokarbon abiotik dalam Mantle Bumi ilmiah terbukti bukti.
7. Minyak di kawah meteor
Cadangan minyak bumi di kawah meteor memiliki sebuah potensi besar. Pada saat ini ada sekitar 170 kawah meteor ditemukan di semua benua dan di bawah dunia laut. Dampak rekah dapat terjadi sampai kedalaman 35-40 km dan menembus ke mantel bumi. Fraktur dampak adalah hasil dari dampak asteroid, bolides, komet di Bumi. Ketika besar-besaran objek dampak kosmik permukaan bumi dengan kecepatan berkisar 15-70 km / s itu menyertai ledakan. Menurut percobaan yang ditujukan untuk mekanisme dan model kawah di media Bumi, dampak cepat hiper menciptakan suhu 3000 derajat C dan tekanan 600-900 kbar di batu komposisi yang berbeda dan menghasilkan mereka disintegrasi, penumbukan, penguapan / pernafasan, oksidasi dan transformasi hidrotermal. Sebagai hasil dari peristiwa yang disebutkan di atas dan memproses meteorit (komet) dampak mengubah setiap batu
non-waduk menjadi batuan reservoir berpori dan permeabel [Curran et al, 1977.; Masaitis et al., 1980; Donofrio, 1981].
Cadangan minyak bumi yang ditemukan di darat dan lepas pantai meteor kawah karbonat, batu pasir dan batu-batu granit seluruh dunia [Donofrio, 1998; India, 2006] (Tabel 4). Granit menyusun basement kristal dari kawah meteor sedangkan karbonat dan batupasir menyusun infill sedimen dari kawah. memproduksi kedalaman ditentukan 61-5185 m; total produksi dari 4,8 ke 333.879 m3 / d minyak dan dari 7363 m3 / d ke 39.6 106 m3 / d gas; total cadangan terbukti dari 15.899 m3 ke 4770 106 m3 minyak, 48 106 m3 kondensat dan dari 56.6 106 ke 424.8 109 m3 gas [Donofrio, 1998].
Terkaya meteor minyak bumi dampak kawah Cantarell adalah di Meksiko. Its kumulatif produksi melebihi 1.1 109 m3 minyak dan 83 109 m3 gas. The dipulihkan sisa saat ini cadangan sama dengan 1.6 109 m3 minyak dan 146 109 m3 gas di tiga zona produktif. Mereka menghasilkan saat ini 206.687 m3 / d minyak, dan 70% dari itu pulih dari breksi karbonat hanya. porositas adalah 8-12% dan permeabilitas adalah 3000-5000 millidarcies. Terjadi pada batas Tersier Kapur breksi ini secara genetik terkait dengan kawah dampak Chicxulub diameter yang sekarang diukur menjadi 240 km [Grajales-Nishimura et al., 2000].
Batas Kapur- Tersier pada breksi secara genetic berkaitan erat dengan diameter dari kawah Chicxulub yang diukur hingga mencapai 240 km (Grajales- Nishimra dkk,. 2000).
Perhitungan dengan rata-rata porositas, permeabilitas, dan kejenuhan air dari kawah breksi dan fracturity dari bawah kawah kristalin pada kerak bumi bersama dengan batuan disekitarnya yang berpotensi terdapatnya minyak yang disebabkn benturan dengan meteor yang mempunyai diameter 20 km hingga terbukti dapat melebihi total cadangan minyak dan gas di Timur Tengah ( Donofrio, 1981). Donofrio (1981) memperkirakan bajwa selama akhir 3000 Ma terdapat hujan meteor hingga menciptakan 3060 onhore akibat terbentuknya kawah benturan meteor tadi dengan diameter yang hampir sama. Krayushkin (2000) menghitung dengan 7140 kawah yang terletak dibawah laut akibat benturan dengan meteor tersebut dan mungkin samma dengan 1- 1014 m3 minyak dan 7,4- 1014 m3 gas.
Minyak dan gas akibat proses ini tidak dapat dikaitkan dengan proses biogenic karena: 1. Pada setiap antar batuan sumber sudah rusak, disintegrasi, meleleh dan saling bertumbukan satu sama lainnya akibat benturan tersebut (Masaitis dkk, 1980)
2. Setelah benturan tersebur terjadi perpindahan secara lateral dari zona bukan kawah ke kawah melewati seperti cincin knsentris dengan yang muncul setinggi 100-300 dan dengan trench 100- 300 m dengan kedalaman mengelilingi pusat dari yang uplift tersebut.
8. Endapan Minyak dan Gas pada basement kristalin Precambrian
Kerak kristalin bumi yang menjadi basement terdiri dari 60 cekungan sedimen dengan umumnya merupakan terdapatnya minyak dan gas pada 29 negara di dunia. Selain itu, terdapat 496 lapangan minyak dan gas yang masih menjadi cadangan yang terdapat baik sebagian maupun keseluruhan basementnya batuan kristalin. Ada sekitar 55 lapangan minyak terbesar (>500 Mbbls) dengan 16 tidak ada kaitannya dengan gas, 9 gas dan minyak serta 30 lapangan minyak tak jenuh. Lihat tabel berikut:
Tabel 5. Endapan minyak dengan kuantitas besar pada Prekambrian di basement kristalin
Terdapat kandungan 9432- 109 m3 gas alam dan 32,837-106 ton minyak mentah dengan total 18% cadangan minyak dunia telah terbukti dan sekitar 5,4% total cadangan gas alam dunia
Pada basement kristalin kedalaman yang produktif terdapat pada variasi interval 900-5985 m. Aliran sumur yang mengalir berkisar antara 1- 2 m3/s hingga 2,400 m3/s minyak dan 1000-200 m3/s hingga 2,3- 106 m3/s gas. Ketebalan basement juga sangat bervariasi. Di lapangan Gomez dan Puckett mencapai 320 m, di Xinglontai China 680m. Interval minyak jenuh tidak bertambah pada basement batuan kristalin. Dengan demikiran, minyak ditemukan pada jarak 18- 20 m diatas basement batuan kristalin di lapangan La Paz dan Mara ( Venezuela Barat ), 140 m diatas basement lapangan minyak Oimasha Kazakhstan. Di Baltik, jika Swedia memproduksi 1 Graveberg setara dengan 15 m3 minyak dari batuan beku Prekambrian yang terdapat di cincin Silian pada kawah akibat benturan tadi dengan kedalaman 6800 m. Pada segmen Kola dikawasan Baltik beberapa lapisan minyak jenuh pada batuan beku diterobos oleh sumur Kola dengan kedalaman yang sangat dalam dengan kisaran 7004- 8004 m.
Salah satu cerita popular mengenai teori abyssal abiogenic origin of petroleum pada eksplorasi di cekungan Dnieper- Donetsk (DDB) Ukraina (Krayushkin dkk. 2002) Cekungan bergerak kearah NW-SE dengan arah antara 30.6oE-40.5oE. Pada perbatasan antara utara dan
selatan masingp masing 50.0оN- 51.8oN dan 47.8oN-50.0oN. Pada DDB bagian utara, sayap monoklin tidak terdapat dome garam, lapisan pembawa garam, ataupun stratovolcano dan batuan sumber. Sehingga disini dicirikan oleh adanya sesar syn thethic dan anti thethic. Sesar membentuk sturktur blok sesar basement kristalin tadi dan menutupi sedimen, membentuk suatu perngkap ( disebut perangkap antiklin) untuk minyak dan gas, terdapat horst dan graben. Struktur sayap di DDB utara tidak mencakup migrasi minyak secara lateral dari sabuk kekar Donets ataupun graben DDB Dnieper.
Akibatnya, sisi utara DDB tidak memenuhi syarat secara perspektih untuk menghasilkan minyak karena tidak adanya source rock dan saat ini terdapat akifer artesian yang dinamis. Namun selanjutnya area ini diteliti lagi terutama dengan teori abyssal abiogenic origin of petroleum dan dianalisa sejarah tektoniknya dan struktur geologinya. Ditambah lagi dengan analisa geofisika dan geokimia agar program ini dapat diterima untuk di eksplorasi.
Akhir 1980 hingga awal 1990, sebanyak 61 sumur telah di bor padda bagian utara DDB. 37 diantaranya terbukti menghasilkan minya ( eksplorasi sukses sebesar 57%) dan gas di Khukhra, Chernetchina, Yulyevka, dan wilayah lain. Total 12 lapangan minyak dan gas berharga $ 4.38 billion pada tahun 1991 dan $ 26.3 billion pada tahun 2008. Untuk penemuan baru akumulasi minyak dan gas oleh yang ditemukan I.Chebanenko,
V.A.Krayushkin, V.P.Klochko, E.S. Dvoryanin, V.V.Krot, P.T.Pavlenko, M.I.Ponomarenko, dan G.D.Zabello, sehingga pihak Ukraina memberi semacam penghargaan kepada mereka di
bidang sains dan teknologi pada tahun 1992 [Chebanenko dkk., 2002].
Hari ini sekitar 50 lapangan minyak dan gas diketahui di bagian utara DDB. Data didapat dari pengeboran ada banyak area, yang menunjukkan bahwa basement pada daerah tersebut berupa batuan kristali yang mengandung amfibol, charnockites, diorite, gneiss, granit, granodiorite, granite-gneiss, migmatit, peridotit,skis Sebanyak 32 lapangan terdapat minyak dan atau akumulasi gas di batupasir yang berumur Karbon Tengah dan Karbon Akhir. 16 diantaranya terdapat reservoir dengan litologi yang sama yaitu batupasir tetapi secara terpisah kesemuanya ada amfibol, granit dan granidiorit pada basement sumur- sumur tersebut. Hanya terdapat dua lapangan mengandung minyak seperti kolam pada basement sumurnya.
Eksplorasi pengeboran di utara sayap DDB telah ditemukan lima reservoir dengan basement batuan kristalin kompleks dengan umur Prekamvrian dengan kedalaman sekitar 336 m diatas basement. Gas dan minyak yang ditemukan pada kedalaman 760 m dari basement batuan kristalin berumur Prekambrian tadi. Seal rock pada reservoir yang berumur Karbon
yaitu batupasir menujukka formasi serpih. Tipe ini untuk petroleum pools pada lapisan sedimen. Cap rock untuk reservoir tersebut akan berubah jika terkena struktur, umumnya horizontal,lapisannya termasuk batuan kristalin dengan adanya sesar, tidak kompak, seperti lapisan granit, amfibol dan batuan kristalin lain seperti yang disebutkan diatas (Krayushkin
dkk., 2001).
Kegiatan eksplorasi di bagian utara DDB hingga saat ini masih berlangsung sukses menghasilkan sekitar 100x600 kn petrliferous strip. Hal ini terbukti bahwa cadangan yang ada sebesar 289-106 ton (senilai $230 billion at 50 USD/bbl). Pada daerah ini juga terdapat keunikan bahwa terdapat sumber mencapai 13,000-106 ton(~80,000 bbls) atau setara dengan luas area 48,000 km2. Potensi minyak pada bagian selatan tidak boleh diremehkan karena sumber minyak dapat mencapai 6000106 ton atau setara dengan 22,000 km2. Hal berikut menunjukkan bahwa minya dapat ditemukan pada basement batuan kristalin dengan penutup diatasnya batuan sedimen [Chebanenko dkk., 1996]
Minyak pada abyssal abiogenik telah ditemukan di China seperti pada sumur: Xinjiang dengan lapangan gas yang mengandung 400-1012 m3 komponen gas abiogenik [Zhang, 1990]. Ahli Petroleum geologi China memperkirakan terdapat pengaruh dari volcanic island arcs, trans-arc zones of mud volcanism, trans-arc rift basins, trans-arc epicontinental basins, deep fault zones and continental rift basin sebagai faktor yang dapat mempengaruhi keterdapatan gas tersebut.
Kesimpulan:
1. Jika sesuai teori yaitu minyak bumi harus dari material organi, pada bagian sayap utara antiklin DDB tidak memenuhi syarat teori tersebut.
2, Berdasarkan teorri abyssal abiogenic origin of petroleum, ditemukan 50 gas dan endpan minyak yang berada ditempat ini. Hal ini satu- satunya bukti kuat tentang keberadaan teori ini.
9. Deep and ultra-deep petroleum reservoirs
Pada bagian ini akan kita diskusikan bagaimana hubungan antara distribusi, lokasi dan kondisi reservoir pada kedalaman yang dalam hingga sangat dalam yang mengandung minyak dan dijelaskan dengan teori biogenic. Kunci yang harus dipegang dalam bahasan ini yaitu:
Ladang minyak yang ditemukan pada kedalaman yang dalam hingga sangat dalam menunjukkan adanya “zona pembentukan minyak” yang berarti terdapat sebuah
hipotesa bahwa minyak berasal dari material organik yang ditemukan pada kedalaman 2-4 km dan pada kasus yang luar biasa hingga pada kedalaman 8 km.
Temperatur reservoir pada ladang mintak tersebut sangat tinggi dibandigkan dengan temperature optimal hipotesa pembentukan minyak dari material organik.
Hipotesa menunjukkan bahwa dengan bertambahnya kedalaman dan tempertaur menyebabkan berkurangnya cadangan minyak. Hingga saat ini ditemukan sekitar lebih dari 1000 endapan minyak pada kedalaman 5-10 km.
Lebih dari 1000 lapangan minyak yang telah diproduksi dari batuan sediman pada kedalaman 4500- 10,685 m. Lapangan minyak ini berasal dari 50 cekungan material sedimen di dunia.
Rusia. Beberapa lapangan minyak dan gas pada daera ini ditemukan pada kedalaman 4000-4600 m . Produksi komulatif berkisar antara 421-106 t minyak, 45,5-109 m3 campuran minyak dan gas, serta 641-106 m3 berupa gas. Keseluruhannya bukan termasuk emiliki kedalaman yang sangat dalam pada reservoarnya, akan tetapi terdapat keunikan disini berupa adanya sesar- sesar yang memotong urut- urutan batuan sedimen. Bahkan sesar daan menembus hingga basement bagian dari litosfer. Bentukan pipa dengan permeabilitas yang tinggi/ jenuh akan minyak dan terdapat rantai minyak dan akumulasi gas yang saling terkait. Hal ini ditandai dengan jejak migrasi minyak keeluruhannya tidak ditemukan pada struktur antiklin [Istratov, 2004].
Ukraina. Ada 17 lapangan gas raksasa yang berumur Karbon Akhir dengan litologi batuasir pada cekungan Dnierper- Donets dengan kedalaman antara 4500- 6287m. Pada kedalaman tersebut, total cadangan gas yaitu 142,6-109 cu m. Total cadangan yang dapat diperoleh yaitu 2,3-106 t [Gozhik dkk., 2006].
Amerika Serikat. Di Amerika Serikat terdapat lebih dari 7000 sumur bor dengan Kedalaman TD hingga 4575 m saat dilakukan pengeboran antara tahun 1963- 1979. Saat terjadi rifting teluk Meksiko pada Mesozoikum- Kenozoikum dengan kedalaman yang dalam hingga sangat dalam ( Karbon Atas) dan ditemukan endapan pasir. Dengan luas 32-48 km dan lebar 520 km pelamparan Teluk Meksiko dari New Orleans hingga berbatasan dengan Louisiana dan Texas. Banyak terdapak lapangan minyak dan gas yang ditemukan pada pembentukan area tersebut dengan kedalaman 4500- 6100 m. Kebanyakan dari keseluruhan menunjukkan keanehan berupa temperature yang tinggi pada reservoarnya (Freeland field: 232 degrees C) dibandingkan dengan suhu optimum ketika minyak bumi tersebut terbentuk dari material organik. Total cadangan gas yang telah terbukti ada sebesar 170-109 m3 tetapi ada pendapat lain hanya pada bagian tengah saja yang memiliki potensi terdapatnya gas
sebesar 850-109 m3 dan kondensasi sebesar 240-106 m3. . [King, 1979; Matheny, 1979;
Pankonien, 1979; Sumpter, 1979].
Pada tahun 2009, BP menemukan deposit minyak mentah di Teluk Meksiko. Sumur yang ditemukan berada di Keathley Canyon blok 102, kira- kira 400 kilometer kearah tenggara Houston. Sumur Tiber telah dibor hingga kedalaman 10.685 m. Endapan sumur ini antara 4 milyar hingga 6 milyar barel minyak (ketiga terbesar yang ditemukan di Amerika Serikat)
(http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&contentId=7055818).
10. Akumulasi raksasa minyak dan gas
Salah satu masalah utama dari hipotesa bahwa minyak berasal yaitu identifikasi sumber biotik tersebut dan material yang membuat seimbang pada tahaoan pembentukan hidrokarbon pada kebanyakan lapangan migas dengan skala besar.
Timur Tengah. Di daerah ini telah terbukti terdapat cadangan minyak sebesar 101-109 t dan 75,8-1012 m3 gas yang diteliti pada akhir tahun 2010 [BP, 2011]. Saudi Arabia telh terbukti memiliki cadangan minyak sebesar 36-109 t dan gas sebesar 8-1012 m3 [BP, 2011]. Kebanyakan dari cadangan tersebur terletak pada 10 lapangan migas raksasa (Tabel 6) [International, 1976; Alhajji, 2001, The List, 2006]. Minyak pada lapangan tersebut diproduksi pada saat Jura- Kapur berlitologi batuan karbonat granular. Keseluruhan minyak mentah komposisinya hampir sama karena berasal pada satu sumber yang saa. Seperti sumber kematangan Jura- Kapur, lapisan kaya akan material organik pada urut- urutan bauna karbonat. (3-5 mass%). Material organik terkonsentrasi dengan warna gelap, jika disayat tipis 0,5-3 mm akan menunjukkan wara yang terang, seperti pada lapisan yang miskin akan kandungan material organik. Mari dihitung jika diperkirakan kandungan minyak pada cekungan tersebut sebesar 127- 109 m3 [BP, 2011]. Dengan area cekungan sedimen dimana kerogennya telah matang ( perbandingan H/C 0,8-1,3), telah dipetakakan oleh Ayres dkk [1982] kemudian dikalikan dengan ketebalan sumber minyak tersebut. Secara sederhana volume yang diberikan batuan induk tergolong tinggi sekita 5000 kubik km. Jika pendapat ini diterima
Volume kerogen sama dengan 10% volume batuan induk Koefisien transformasi kerogen ke bitumen sebesar 15% 10% dari bitumen dapat bermigrasi keluar dari batuan induk
Sehingga dapat kita simpulkan bahwa hanya 7,5-109 m3 minyak dapat bermigrasi keluar dari batuan induk. Hal ini menunjukkan kurang dari 6% Saudi Arabia memperkirakan
“sebagai tempat “ cadangan minyak. Catatan penting, bahwa jika parameter transformasi kerogen ada dua jika yang tinggi (i.e. 20%, 30% dan juga masing- masing 20%),,OOIP masih pada 60-109 m3 .
Lantas darimana minyak Saudi Arabia yang sebesar 94% berasal? Pertanyaan tersebut bukan salah satu rethorical karena ketidakhadiran lapisan pembawa minyak di atas permukaan, menurut Ayres dll. [1982], and Baker dll. [1984]. Bahrain, Iran, Iraq, Kuwait, Oman, Qatar, Saudi Arabia, Syria, United Arab Emirates dan Yaman juga terletak pada cekungan sedimen yang sama yaitu cekungan Arabian- Iranian dimana Dunnington [1958; 1967] menetapkan bahwa terdapat hubungan genetic, yaitu hubungan tunggal sumber dengan keseluruhan minyak mentah.
Kanada. Cekungan sedimen Kanada Barat juga terdapat hal yang menarik. Terdapat keuinikan berupa sabuk minyak/bitumen disepanjang busur dengan panjang 960km dari Peace River melalui Athabascar (Provinsi Alberta) menuju ke Lloydminster (Provinsi Saskatchewan). Ladang minyak raksasa di Athabasca termasuk kedalam sabuk ini (luasnya 125 km, panjangnya 250 km), Cold Lake (50 km, 125 km), Peace River (145 km, 180 km) dan Wabaska (60 km, 125 km).Berikut berat (946,5-1,029 kg/m3) dan viskositas (beberapa ratus hingga jutaan cP) minyak jenuh pada
Tabel 6. Endapan minyak dengan jumlah yang sangat besar di Saudi Arabia
Kapur dengan litologi pasir dan batupasir, Lapangan minyak ini mengandung reservoir sebesar 92.109 -187.109 m3 di Athabasca, 32.109 – 75.109 m3 di Cold Lake, 15.109 – 19.109 m3 di Peace River, 4,5.109- 50.109 m3 di Wabaska, dan 2.109- 5.109 minyak/bitumen di
Lloydminister, dengan total 170.109- 388.109 m3 [Vigrass, 1968; Wennekers, 1981; Seifert
dkk., 1985; Sincrude, 1992; Warters dkk., 1995].
Pemahaman secara konvensional yaitu minyak pada daerah Athabasca, Cold Lake, Lloydminster,
Peace River dan Wabasca berasal dari sebaran material organik yang tertimbun pada serpih arllaceous pada Kapur Akhir hanya pada Kelompok Mannville. Perlu digarisbawahi pada saat sebelum Kapur secara regional mengalami ketidakselarasan dan ketebalannya bervariasi dari 100 hingga 300 m. Dengan volume total mencapai 190.109 kubik km dnegna kandungan 65% serpih.Dengan memiliki data TOC, HI, K, dan nilai keseluruhan lainnya dapat diterima permodelan geokimia dari perkembangan minyak dari awalnya timbunan material organik yang tersebar pada lempung- argillite, bahwa dapat disimpulkan Kelompok Mannville hanya menyumbang sekita 71,5. 109 m3 minyak. Pada beberapa waktu terakhir kuantitas minyak menurun ( lihat diatas ) yang mana diperkirakan sebelum tahun 1985 pada endapan pasir yang mengandung minyak di Athabasca, Cold Lake, Lloydminster, Peace River dan Wabasca [Moshier dkk., 1985].
Jika pendapat ini diterima mengenai perkiraan volume dari minyak/bitumen di Athabasca, Wabasca, Cold Lake dan Peace River area (~ 122,800 km2) termasuk Alberta Energy Utilities Board (AEUB) dan National Energy Board (NEB), Kanada mengalami kesenjangan yang luasantara jumlah pengambilan dengan jumlah organisme yang ada ( Tabel 12). AEUB memperkirakan jumlahnya sekitar 270.109 m3 bitumen, sedangkan NEB memperkirakan sejumlah 397.109 m3 [Canadian, 1996].
Di daerah yang telah disebutkan diatas terdapat penambahan sekitar 200.109- 215.109 m3 berat (986-1030 kg/cu m) dan viskositas (106 cP dibawah suhu 160 C) minyak pada kedalaman antara 75- 400 m pada batuan karbonay Devon Atas ( Frmasi Grosmont). Hal ini terjadi pada 70.103 km2 dibawah Athabasca/Cold Lake/Lloydminster/Peace River/Wabasca oil sand deposits [Wennekers, 1981; Seifert dkk., 1985; Hoffmann dkk., 1986].
Total cadangan yang diperkirakan antara area ini sebesar 370.109 dan 603.109 m3. Jika disamping lempung Mannville dan serpih yang memberikan kisarak 71,5.109 m3 minyak dan hanya terdaoat itu tidak ada yang lain ada batuan induk,dimana sumber biotik sisa 82-88% terdapat?
Venezuela. Hampir sama ditemukan lapangan minya Boliviar Coastal di Venezuela. Menurut Bockmeulen dkk [1983] menyebutkan bahwa batuan induk disini yaitu batugamping La Luna yang berumur Kapur. Diperkirakan cadangan minyak sebesar 4.8.109 m3 [Peniltian tahun 2006] dengan berat jenis 820- 1000 kg/m3.Pada jenis yang sama perhitungan dengan
Saudi Arabia menghasilkan beberapa kesimpulan sebagai berikut. Setiap m3 litologi pembawa minyak sebesar 2,5. 10-2 m3 niai kerogennya yang dapat menghasilkan 2,5.10-3 bitumen yang memberikan sebesar 1,25.10-4 m3 minyak dengan menggunakan model geokimia asal pembentuk minyak dari komponen biotik. Memiliki potensi menghasilkan minyak dan diperkiran 4,8.109 m3 besar cadangannyapada lapangan minyak tersebut, semakin bertambah volume batuan induk hingga mencapai 3,84. 1013 m3. Hal ini sesuai dengan cekungan penghasil minyak yang luasnya 110 km dengan tebal 1.000 m. Rata-rata ketebalan dari batugmping La Luna dapat diukur hanya sampai 91 m [Bockmeulen et al., 1983). Diameter dari cekungan tersebut hampir mencapai 370 km dan luas area cekungan tersebut kurang lebih 50% dar wilayah Venezuela ditinjau dari sisi geologinya.
11. Gas hydrate sumber terbauk untuk hidrokarbon abiogenik
Gas hydrates adalah clathrates. Seperti pada es yang mengandunggas dan air dimana molekul hidrate membentuk gas (misalnya Ar, CH4, C2H6, C3H8, i-C4H10, Cl, CO, CO2, He, H2S, N2, dll ) diperas dibawah tekanan 25 MPa dan lebih lagi kedalam kerangka celah air tanpa ikatan kimia antara molekul air dan gas. Sebagai hasil dari mencairnya 1m3 gas hidrat pada muka air laut menghasilkan 150-200 m3 gas metana dan 0,87 m3 air bersih. Secara alami, pembentukan gas hidrate terjadi pada suatu tempat dibawah kecepatan pergerakan fluida dan dibawah kombinasi antara tekanan dan temperature. Sebagai contohnya, metana hidrate timbul dibawah kondisi -2360 C dan 2.10-5 MPa; 570 C dan 1,146 MPa (Klimenko, 1989; Makogon, 1997; Lowrie et al., 1999; Makogon et al., 2005). Data pembentuk gas hidrate tersebut berasal dari berasal dari campuran CH4/C3H8/CO2/H2O/H2S dibawah temperature yang tinggi atau meningkatnya tekanan sehingga berkuranglah komposisi gas hidrate, yang muncul pada endapan sedimen bawah laut dengan kedalaman hanya 50 m seperti di Laut Kaspia [Lowrie et al., 1999].
Secara visual gas hydrate (“es yang mudah terbakar”) adalah perkembangan agregrat kristal baik itu secara transparan maupun semi transparan, berwarna putih, abu-abu ataupun kuning. Sebagian atau keseluruhan gas hidrat tersebut dapat menjenuhkan media berpori, menambah kekuatan secara mekanik dan kekerasan shingga terbentuk sedimen dan batuan sediemn. Lubang bor dan survey seismic dilakukan untuk mengetahui gas methane hidrate terjadi di sekitaran kutub Asia, Eropa, Amerika Utara (Gabar 10), dimana “es yang mudah terbakar” harus digarisbawahi dengan adanya kandungan gas alam [Trofimuk et al., 1975;
Panaev, 1987; Collett, 1993; Dillon et al., 1993; Kvenvolden, 1993; Modiris et al., 2008]
Gas hidrate termasuk kedalam sumberdaya alam yang tak dapat diperbarui: besarnya berkisar dari 1,5.1016 m3 [Makogon et al., 2007] hingga 3.1018 m3 [Trofimuk et al., 1975] gas
metana. Dengan demikian gas tersebut dapat menjadi cadangan untuk mensuport kehidupan manusia dalam beberapa ribu tahun mendatang
Jumlah yang super banyak gas hidrate dengan kuailitas tinggi terakumulasi pada kedalaman 0,4 – 2 m diatas endapan sedimen bawah laut. Pada bagian bawah terdapat akumulasi hampir sejajar dengan permukaan bawah laut dan memotong lapisan dengan anticlinal,sinklinal dan bentuk tilted. Persebaran geografu dari hidrate di samudera dunia, berumur sekarang hingga Pleistosen dan bersifat air tawar ,tidak dapt dijelaskan dengan istilah ( batuan sumber diagenesa, dan katagenesa/ metagenesa pada setiap material organik yang tertimbun, tersebat, migrasi secara lateral) digunakan untuk menguatkan hipotesa bahwa minyak berasal dari material organik.
Menurut teori asbyssal bahwa minyak berasal dari material abiogenik, keselirahan dari gas hidrate/ gas yang terakumulasi dan terbentuk akibat dari “suatu reaksi yang terjadi didunia” yaitu terjadi kenaikan migrasi verikal cairan mantel abyssal abiogenik melalui sesar kekar, proi batuan dan endapan sedimen bawah laut. Pada waktu tersebut, tidak lebih dari 200 ribu tahun lalu sesar, kekar, pori berubah menjadi cairan supercritical geo ( bercampur antara air superkritis dan metana) menjadi sebuah akumulai. Reaksi alam “hydrofacturing” fluida geo abyssal tersebut terbuka karena membelah dan memotong lapisan pada batuan dan sedimen. Menurut Dillon et al. [1993] migrasi verikal gas tersebut masih berlangsung hingga sekarang pada samudera Antlantik di Amerika Serikat. Selama adanya sesar, gas akan bergerak bebas.
Pada 10 April 2012. Japan Oil, Gas and Metals National Corporation and ConocoPhillips mengumummkan akan keberhasilan uji teknologi yang berhubungn dengan keselamatan saat ekstraksi gas yang berasal dari gas hidrate metana. Percampuran CO2 dan nitrogen yang diinjeksikan ke dalam formasi pada North Slope of Alaska. Uji tersebut menunjukkan bahwa campuran tersebut bisa dijadikan produksi gas alam. Ujicoba ini adalah ujicoba pertama dimana metodologi yang digunakan merubah CO2 secara in situ dengan molekul metana dalam struktur hidrate metana
12.Kesimpulan
1. Data geologi yang di tampilkan pda setiap bab tidak bisa menjawab pertanyaan-pertanyaan yang berkaita dengan hipotesa pembentukan minyak dari material organik. Hanya dengan teori abiogenik pembentukan hidrokarbon dapat dijelas dengan keseluruhan data.
2. Hasil dari ujicoba pada setiap bab dijelaskan bahwa sistem CaCO3-FeO-H2O secara spontan menghasilkan hidrokarbon suite dalam karakteristik minyak bumi. Penelitian modern
enjelaskan genesa hidrokarbon dengan hasil ujicoba dan investigasi geologi menyajikan pemahaman bagian bahwa komponen hidrokarbon dapat dihasilkan dari sesar yang dalam hingga ke kerak bumi dimana minyak dan gas tersebut berada.
3. Hasil ujicoba menunjukkan tempat- tempat yang digunakan untuk menguatkan teori ini dan pada arus modern seperti sekarang harus dapat diaplikasikan. Teori ini menunjukkan bahwa telah terjadi eksplorasi hidrokarbon secara besar- besaran sehingga harus dilakukan pendekatan dengan metode- metode baru dan pengujian kembali struktur,ukuran dan lokasi cadangan hidrokarbon didunia (www.jogmec.go.jp)..
Gambar 5. Tersirat (63), pulih (23), dan lokasi potensial hidrate didunia (5) [Kvenvolden and
Rogers, 2005].
Penulis
Division of Heat and Power Technology, Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden Department of Physics, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Moscow, Russia
Daftar Pustaka
Ayres, M. G., M. Bilal, R. W. Jones, L. W. Slentz, M. Tartir, and A. O. Wilson (1982),
Hydrocarbon habitat in main producing areas, Saudi Arabia, Amer. Assoc. Petrol. Geol.
Bull., 66, 1, 1-9.
Baker, E. G. (1962), Distribution of hydrocarbons in petroleum, Amer. Assoc. Petrol. Geol.
Bull., 46, 1, 76-84.
Baker, C., and P. A. Dickey (1984), Hydrocarbon habitat in main producing area, Saudi Arabia, Discussion, Ibid., 68, 1, 108-109.
Blanc, G., J. Boulegue, and J. L. Charlou (1990), Profils d’hydrocarbures légers dans l’eau de mer, les saumures et les eaux intersticielles de la fosse Atlantis II (Mer Rouge), Oceanol.
Acta, 13, 187-197.
Bockmeulen, H., C. Barker, and P. A. Dickey (1983), Geology and geochemistry of crude oil, Bolivar Coastal fields, Venezuela, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 67, 242-270.
BP Statistical Review of World Energy. June 2011,
http://www.bp.com/sectionbodycopy.do?categoryId=7500&contentId=7068481.
Brooks, J. M. (1979), Deep methane maxima in the Northwest Caribbean Sea: possible seepage along Jamaica Ridge, Science, 206, 1069-1071.
Carson, R. W., D. G. Pearson, and D. E. James (2005), Physical, chemical, and chronological characteristics of continental mantle, Rev. Geophys., 43, RG1001.
Charlou, J. L., and J. P. Donval (1993), Hydrothermal methane venting between 12oN and 26oN along the Mid-Atlantic Ridge, J. Geophys. Res., 98, 9625-9642.
Charlou, J. L., J. P. Donval, Y. Fouquet, P. Jean-Baptist, and N. Holm (2002), Geochemistry of high H2 and CH4 vent fluids issuing from ultramafic rocks at the Rainbow hydrothermal field (36o14'N, MAR), Chem. Geol., 184, (1-2), 37-48.
Chebanenko, I. I., V. A. Krayushkin, V. P. Klochko, and V. P. Listkov (1996), Petroleum potential of non-traditional targets in Ukraine, Geol. J., 3-4, 7-11.
Chebanenko, I. I., P. F. Gozhik, V. A. Krayushkin, V. P. Klochko, B. J. Mayevsky, N. I. Yevdoshchuk, V. V. Gladun, T. E. Dovzhok, P. Ya. Maksimchuk, A. P. Tolkunov, O. G. Tsiokha, and M. G. Yegurnova (2005), Petroleum in the Basement of Sedimentary Basins,
EKMO Publishing House, Kiev, Ukraine.
crystallization, Journal of Crystal Growth, 198/199, 963-967.
Collet, T. S. (1993), Natural gas production from Arctic gas hydrates, in The Future of
Energy Gases, pp. 299-311, US Geol. Survey Profes. Piper 1570, United States
Government Printing Office, Washington (D.C.).
Craig, H., Y. Horibe, and K. A. Farley (1987), Hydrothermal vents in the Mariana Trough: Results of the first Alvin dives, Eos Trans. AGU, 68, 1531.
Curran, D. R., D. A. Shockley, L. Seaman, and M. Austin (1977), Mechanisms and models of cratering in earth media, in Impact and Explosion Cratering, pp. 1057-1087, Pergamon, Elmsford, NY.
Deines, P., J. W. Harris, P. M. Spear and J. J. Gurney (1989), Nitrogen and 13C content of Finsh and Premier diamonds and their implication, Ibid., 53, 6, 1367-1378.
Dillon, W. P., M. W. Lee, and K. Fehlhalen (1993), Gas hydrates on the Atlantic continental margin of the United States – controls on concentration, in Future of Energy Gases, U.S. Geological Survey Professional Paper. 1570, pp. 313-330, edited by D.G.Howell, U.S. Govern. Print. Office, Washington (D.C.).
Donofrio, R. R. (1981), Impact craters: implications for basement hydrocarbons production,
Petrol. Geol. J., 3, 3, 279-302.
Donofrio, R. R. (1998), North American impact structures hold giant field potential, Oil and
Gas J., 96, 19, 69-80.
Dunnington, H. V. (1958), Generation, migration, accumulation, and dissipation of oil in Northern Iraq, in Habitat of Oil, pp. 1194-1251, Amer. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, OK. Dunnington, H. V. (1967), Stratigraphic distribution of oil fields in the Iraq-Iran-Arabia
Basin, Inst. Petrol. J., 53, 520, 129-161.
Evans, W. D., R. D. Norton, and R. S. Cooper (1964), Primary investigations of the oliferous dolerite of Dypvica, Arendal, S.Norway, in Advances in Organic Geochemistry, pp. 202-214, Pergamon, Oxford.
Giardini, A. A., Ch. E. Melton, and R. S. Mitchel (1982), The nature of the upper 400 km of the Earth and its potential as a source for nonbiogenic petroleum, J.Petrol. Geol., 5, 2, 130-137.
Gieskes, J. M., B. R. T. Simoneit, T. Brown, T. Shaw, Y. Ch. Wang, and A. Magenheim (1988), Hydrothermal fluids and petroleum in surface sediments of Guaymas Basin, Gulf of California: a case study, Canad. Mineralogist, 26, 3, 589-602.
Gozhik, P. F., V. A. Krayushkin, and V. P. Klochko (2006), Towards the search for oil at the depth of 8,000-12,500 m in the Dnieper-Donets Basin, Geol. J., 4, 47-54.
Green, D. H., W. O. Hibberson, I. Kovacs, and A. Rosenthal (2010), Water and its influence on the lithosphere–asthenosphere boundary. Nature, 467, 448-451, doi:10.1038/nature09369.
Grajales-Nishimura, J. M., E. Cedillo-Pardo, C. Rosales-Dominguez, D. J. Moran-Zenteno, W. Alvarez, Ph. Claeys, J. Ruiz-Morales, J. Garcia-Hernandes, P. Padilla-Avila, and A. Sanchez-Rios (2000), Chicxulub impact: The origin of reservoir and seal facies in the southeastern Mexico oil fields, Geology, 28, 4, 307-310.
Hazen R.M., R.J. Hemley and A.J. Mangum (2012), Carbon in Earth's interior: Storage, cycling, and life, EOS, Transactions American Geophysical union, 93, 2, 17, 2012, doi:10.1029/2012EO020001
Hoffmann, C. F., and O. P. Strausz (1986), Bitumen accumulation in Grosmont platform complex, Upper Devonian, Alberta, Canada, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 70, 9, 1113-1128.
Horibe, Y. K., K. R. Kim, and H. Craig (1986), Hydrothermal methane plumes in the
Mariana back-are spreading center, Nature, 324, 131-133. India. Exploration and development (2006), Oil and Gas J., 104, 43, 46.
Irvine, T. N. (1989), A global convection framework: concepts of symmetry, stratification, and system in the Earth’s dynamic structure?, Econ. Geol., 84, 8, 2059-2114.
Istratov, I. V. (2004), Chechnya sees potential for “nontraditional” deposits, Oil and Gas J.,
102, 28, 38-41.
Kaminski, F. V., I. I. Kulakova, and A. I. Ogloblina (1985), About the polycyclic, aromatic hydrocarbons in carbonado and diamond, Proceedings of AN of U.S.S.R, 283, 985-988. Kenney, J. F., V. G. Kutcherov, N. A. Bendeliani, and V. A. Alekseev (2002), The evolution
of multicomponent systems at high pressures: YI. The thermodynamic stability of the hydrogen-carbon system: The genesis of hydrocarbons and the origin of petroleum,
Proceedings of the Nat. Acad. Sci, 99, 17, 10976-10981.
King, R. E. (1979), Onshore activity surges in North America, World Oil, 188, 6, 43-57. Klimenko, A. A., A. V. Botchkarev, and A. F. Nenakhov (1981), To a problem about the gas
presence in the Paleozoic beds of the Scythian Plate, in Questions to Drilling of Wells,
Exploration and Exploation of Gas Fields in Northern Caucasus and Uzbekistan, pp.
15-18, VNIIOUGP, Moscow.
Kolesnikov A., V.G. Kutcherov, A.F. Goncharov(2009), Methane-derived hydrocarbons produced under upper-mantle conditions, Nature Geoscience, 2, 566 – 570.
Koski, R. A., W. C. Shanks-III, W. A. Bohrson, and R. L. Oscarsen (1988), The composition of massive sulphide deposits from the sediment-covered floor of Escanaba Trough, Gorda Ridge: implication for depositional processes, Canad. Mineralogist, 26, 3, 655-673.
Krayushkin, V. A. (2000), The true origin, structure, patterns,and distribution of the world petroleum potential, Georesources, 3(4), 14-18.
Krayushkin, V. A., I. I. Tchebanenko, V. P. Klochko, Ye. S. Dvoryanin, and J. F. Kenney (2001), Drilling and development of the oil and gas fields in the Dnieper-Donets Basin,
Energia (Rivista Trimestrale sui prob-lemi dell’Energia), Anno XXII, 3, 44-47.
Krayushkin, V. A., I. I. Tchebanenko, V. P. Klochko, B. B. Gladun, and O. G. Thiokha
(2002), The basement petroleum presence in the Dnieper-Donets Basin, Geology,
Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 1, 9-16.
Kulakova, I. I., A. I. Ogloblina, and V. I. Florovskaya (1982), Polycyclic, aromatic
hydrocarbons in minerals-satillites of diamonds, and possible mechanism of their formation, Proceedings of AN, U.S.S.R, 267, 6, 1458-1460.
Kutcherov, V. G., N. A. Bendiliani, V. A. Alekseev, and J.F. Kenney (2002), Synthesis of hydrocarbons from minerals at pressure up to 5 GPa, Proceedings of Rus. Ac. Sci., 387,
6, 789-792.
Kutcherov V.G., A.Yu. Kolesnikov, T.I. Dyuzheva, L.F. Kulikova, N.N. Nikolaev, O.A. Sazanova, V.V. Braghkin (2010), Synthesis of Complex Hydrocarbon Systems at
Temperatures and Pressures Corresponding to the Earth’s Upper Mantle Conditions.
Doklady Akademii Nauk, 433 (3), 361–364.
Kvenvolden, K. A., and B. R. T.Simoneit (1987), Petroleum from Northeast Pacific Ocean hydrothermal systems in Escanaba Trough and Guaymas Basin, Amer. Assoc. Petrol.
Geol. Bull., 71, 5, 580.
Kvenvolden, K. A. (1993), Gas hydrates – geological perspective and global change, Review
of Geophysics, 31, 2, 173-187.
Kvenvolden K.A., and B.W. Rogers (2005), Gaia’s breath – global methane exhalations,
Marine and Petroleum Geology, 22, 579-590.
Lonsdale, P. A. (1985), A transform continental margin rich in hydrocarbons, Gulf of California, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull, 69, 7, 1160-1180.
Lowrie, A., and M. D. Max (1999), The extraordinary promise and challenge of gas hydrates,
World Oil, 220, 9, 49-55.
surface of the Timanian and Brazil diamonds, in Problems of Mineralogy, Petrography
and
Metallogeny, pp. 193-216, Perm. Univer. Press, Perm, Russia.
Makogon, Y. F. (1997). Hydrates of Hydrocarbons, PennWell, Tulsa.
Makogon, Y. F., S. A. Holdich, and T. Y. Makogon (2007), Natural gas-hydrates — A
potential energy source for the 21st Century, Journal of Petroleum Science and
Engineering, 56, 14–31.
Masaitis, V. L., A. N. Danilin, and M. S. Mashchak (1980), Geology of Astroblemes, Nedra, Leningrad.
Masters, J. (1979), Deep Basin gas trap, West Canada, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 63, 2,152-181.
Matheny, Sh. L. (1979), Deeper production trend continuing, Oil and Gas J., 77, 15, 105-107. Mao, Z., M. Armentrout, E. Rainey, C.E. Manning, P.K. Dera, V.B. Prakapenka, and A. Kavner (2011), Dolomite III: A new candidate lower mantle carbonate, Geophys. Res.
Lett. 38, L22303, doi: 10.1029/2011GL049519
Melton, Ch. E., and A. A. Giardini (1974), The composition and significance of gas released from natural diamonds from Africa and Brazil, Amer. Mineralogist, 59, 7-8, 775-782. Ditto (1975), Experimental results and theoretical interpretation of gaseous inclusions found
in Arkansas natural diamonds, Geochim. Cosmochim. Acta, 60, 56, 413-417.
Moshier, S. O., and D. W. Wapples (1985), Quantitantive evaluation of Lower Cretaceous Manville group as source rock for Alberta’s oil sands, Amer. Assoc. Petrol, Geol. Bull., 69,
2, 161-172.
Panaev, V. A. (1987), Gas hydrates in World Ocean, Bull. Moscow Soc. Naturalists, Dep.
Geol., 62, 3, 66-72.
Pankonien, L. J. (1979), Operators scramble to tap deep gas in South Louisiana, World Oil,
189, 4, 55-62.
Peter, J. M., and S. D. Scott (1988), Mineralogy, composition, and fluid-inclusion microther mometry of seafloor hydrothermal deposits in the Southern Trough of Guaymas Basin, Gulf of California, Canad. Mineralogist, 26, 3, 567-587.
Proskurowski, G. et al. (2008), Abiogenic Hydrocarbon Production at Lost City Hydrother mal Field, Science, 319, 5863, 604-607
Ramboz, C., E. Oudin, and Y. Thisse (1988), Geyser-type discharge in Atlantis-II Deep, Red Sea: evidence of boiling from fluid inclusions in epigenetic anhydrite,
Rona, P. A. (1988), Hydrothermal mineralization at oceanic ridges, Canad. Mineralogist, 26, 3, 431-465.
Scott, H. P., R. J. Hemley, H. Mao, D. R. Herschbach, L. E. Fried, W. M. Howard, and S. Bastea, (2004), Generation of methane in the Earth’s mantle: In situ high pressuretemperature
measurement of carbonate reduction, Proceedings Nat. Ac. Sci., 101, 39, 14023-14026. Seifert, S. R., and T. R. Lennox (1985), Developments in tar sands in 1984, Amer. Assoc.
Petrol. Geol. Bull., 69, 10, 1890-1897.
Simoneit, B. R. T. (1988) Petroleum generation in submarine hydrothermal systems: an update, Canad. Mineralogist, 26, 3, 827-840.
Simoneit, B. R. T., and P. F. Lonsdale (1982), Hydrothermal petroleum in mineralized mounds at the seabed of Guaymas Basin, Nature, 295, 5846, 118-202.
Sumtper, R. (1979), Strikes sparking action along Tuscaloosa trend, Oil and Gas J., 77, 43, 19- 23.
Thompson, G., S. E. Humphris, and B. Shroeder (1988), Active vents and massive sulphides at 26oN (TAG) and 37oN (Snakepit) on the Mid-Atlantic Ridge, Canad. Mineralogist,
26, 3, 697-711. The List: Taking Oil Fields Offline (2006), Foreign Policy, 155.
Trofimuk, A. A., N. B. Cherski, and V. P. Tsarev (1975), Resources of biogenic methane of the World Ocean, Proc. AN Ud.S.S.R., 225, 4, 936-943.
Vigrass, L. W. (1968), Geology of Canadian heavy oil sands, Amer. Assoc. Petrol. Geol.
Bull., 52, 10, 1984-1999.
Warters, W. J., D. J. Cant, P. Tzeng, and P. J. Lee (1995), Western Canada Mannville gas potential seen as high, Oil and Gas J., 93, 45, 53-55.
Welhan, J. A., and H. Craig (1979), Methane and hydrogen in East Pacific Rise hydrothermal fluids, Geophys. Res. Lett., 6, 11, 829-831.
Wennekers, J. H. M. (1981), Tar sands, Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull., 66, 10, 2290-2293. Zhang Kai (1990), The “in-place” resource evaluation and directions of exploration for the
major natural gas accumulations of the non-biogenic origin in Xinjang, Petrol.
![Gambar 2. Kondisi thermobaric di kedalaman [Hijau et al. 2010].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/4443156.2971985/3.892.198.702.681.1094/gambar-kondisi-thermobaric-kedalaman-hijau-et-al.webp)
![Gambar 5. Tersirat (63), pulih (23), dan lokasi potensial hidrate didunia (5) [Kvenvolden and Rogers, 2005].](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/4443156.2971985/27.892.275.618.353.592/gambar-tersirat-lokasi-potensial-hidrate-didunia-kvenvolden-rogers.webp)
