Bibliography: leaves 256-286. / xviii, 286 leaves : ill. (chiefly col.), maps ; 30 cm. / Title page, contents and abstract only. The complete thesis in print form is available from the University Library. / Thesis (Ph.D.)--University of Adelaide, Dept. of Geology and Geophysics, 1998

According to the Ade observation (Ade, W., pers. Comm.) “95% of all commercial oil fields in the Sumatra region occur within 17 km of seismically mappable structural grabens in the producing basins”. The Ade observation proposes a link between the subsidence of the source rocks (the Talang Akar Formation) in the grabens and the maturity of the organic material. To test the validity of the Ade observation, subsurface mapping of the region was carried out using geophysical logs. Using the well log information, the basement and the formation tops have been mapped with a special emphasis on Talang Akar and Air Benakat Formations. The isopach maps of these formations show that most of the producing wells on the Sunda shelf are in fact located in and around the major structural basins. Trends in the occurrence of the oil fields have also been observed which are analogous to the orientation of the grabens. Structural mapping of the basins have identified several wrench faults. These are of particular interest as wrench faults provide good structural traps for oil in the Los Angeles and the North Sumatra Basins and may prove to be very important for future exploration in southern Sumatra and northwest Java. In South Sumatra Basin, 77.78% of the potential oil fields are located in the 17 km margin from the grabens. For Sunda/Asri Basins and the Ardjuna Basin, it is 100 and 92 respectively. Identifying the source rocks in this 17 km window will enhance the success rate of oil exploration in the Sundaland Basins. / Department of Geological Sciences

published_or_final_version / Earth Sciences / Master / Master of Philosophy

The research involves mapping of subsurface at a scale of 1:25,000 the top of three geological formations in the Southern Part of Sumatra – the Airbenakat Formation, the top of the Talangakar Formation, and the top of structural basement in the Jambi Trough. Isopach maps of the formations will be constructed. These maps will form the basis of a basin analysis and hydrocarbon source rock assessment of the Jambi Trough using Basin Mod basin modeling software (Rockworks Software). The studies utilize the L. Bogue Hunt Southeast Asia database housed in the Department of Geological Sciences at Ball State University. Seismic record sections, geophysical logs, cutting descriptions, and paleontological reports will provide basic geological data to enable mapping of the three horizons. Although hydrocarbon accumulations are abundant in Central and Southern Sumatra, the nature of the source rocks is only partially understood. The proposed research will map the Airbenakat and Talangakar Formations while identifying the areas of thermally mature source rock is the main goal of the research. This study will identify characteristics which will enable the identification of thermally mature rocks in other regions of Sumatra. The area of the project is located at the Southeastern part of Asia in Indonesia and mainly the Jambi trough located in Southern Sumatra. Generally, the geology and tectonics of this area (Sumatra) is controlled by the subduction of the Indian plate towards the east and beneath the Eurasia plate. / Department of Geological Sciences

New Guinea has long been recognized by geologists as the location of geologically recent mountain building. This study combined field mapping, stratigraphic and remote sensing analysis along and near the Gunung Bijih (Ertsberg) mine road and mining district in order to analyze the geologic development of the collisional New Guinea orogen. As a result of the youthfulness and the quality of data, it is possible to constrain distinct parts of orogenic evolution to 1 or 2 m.y. The southern Central Range of New Guinea is located on the northern Australian continental margin. The southern one-third of the Central Range, exposed along the Gunung Bijih mine access road, is a 30-km-wide, north-dipping homocline exposing an apparently 18-km-thick Precambrian or Early Paleozoic to Cenozoic sequence. Following rifting in the early Mesozoic and until the Middle Miocene, the northern Australian continent was a passive margin. The Central Range of Irian Jaya formed when the Australian passive margin was subducted beneath and collided with a north-dipping subduction zone in the Middle Miocene. Litho- and biostratigraphic analysis of the New Guinea Limestone Group in the Gunung Bijih mining district and regional stratigraphic correlation indicates that the first evidence of subaerial exposure and erosion of the orogen is the widespread deposition of siliciclastic, synorogenic strata at ~12 Ma. I name this event the Central Range Orogeny. There is no evidence of an Oligocene orogenic event in the Irian Jaya region as has been described to the east in Papuan New Guinea. Deformation in the Central Range is dominated by ~12 to ~4 Ma southwest verging (210°-220°) contraction and minor east-west wrenching. This deformation is equally accommodated, there is no evidence for strain partitioning in the Central Range. Lithospheric-scale cross sections, incorporating field observations, predict the Central Range Orogeny is divided into a pre-collision and collisional stage. The pre-collision stage is the bulldozing of passive margin sediments in a north dipping subduction zone. The collision stage occurs when buoyant Australian lithosphere can not be subducted. The collision stage results in basement involved deformation and lithospheric delamination of the already subducted Australian plate. / text

Der weltweit steigende Energiebedarf stellt die Menschheit vor immer größere Herausforderungen. Im Angesicht des Klimawandels und der begrenzten Verfügbarkeit von fossilen Energieträgern liegt eine besondere Verantwortung bei der Entwicklung von erneuerbaren Energieressourcen. Dabei spielt die Geothermie eine besondere Rolle, da sie zur Deckung der Grundlast geeignet ist. Zu der Bewertung von geothermischen Potentialen leisten die Geowissenschaften einen großen Beitrag. Das geothermische Potential eines Standorts hängt vor allem von der Art und Ausbreitung von Störungszonen ab, da sie wesentlich den Grundwasserfluss kontrollieren. In dieser Arbeit werden verschiedene geowissenschaftliche Methoden miteinander kombiniert, um die Wirksamkeit von Störungszonen zu bewerten. Strukturgeologische Kartierungen und hydrogeologische Felduntersuchungen erklären die Ausbreitung und hydraulische Funktion von Störungszonen im Untersuchungsgebiet. Geohydrochemische Untersuchungen geben Auskunft über Fluid- und Gesteinszusammensetzung und deren Wechselwirkungen. Numerische Simulationen des Gebietes zeigen, dass sowohl Störungszonen als auch Fluideigenschaften wichtig für die Verteilung von Druck und Temperatur im Reservoir sind. Das Untersuchungsgebiet ist das Hochenthalpy-Geothermiefeld Lahendong in Sulawesi (Indonesien). Ein Kraftwerk produziert hier 80 MW Elektrizität. Die ersten Untersuchungen im Gebiet starteten in den 1970er Jahren. Jedoch sind Genese und Verteilung der thermalen Wässer noch nicht komplett verstanden. Das aktuelle konzeptionelle Modell zeigt eine Aufteilung in mehrere Reservoirbereiche. Die verschiedenen Bereiche sind durch horizontal impermeable Störungszonen voneinander getrennt. Den nördlichen Bereich kennzeichnen saure Wässer und den südlichen Teil pH-neutrale Wässer. Auch die Produktivität variiert stark zwischen den beiden Reservoirbereichen. In vertikaler Richtung sind Störungszonen jedoch durchlässig, was dazu führt, dass heiße Quellen entlang von Störungen oder deren Kreuzungspunkten auftreten. Die Reservoirgesteine in Lahendong sind basaltische Andesite, Tuffe und vulkanische Brekkzien. Die Permeabilitätsverteilung der Störungszonen wird durch die Ausbreitung von Rissen kontrolliert. Risse sind vor allem in der Bruchzone der Störung verbreitet, was zu einer hydraulischen Durchlässigkeit parallel zur Störung führt. Die Unterteilung des Reservoirs in Lahendong wird durch diese Rissverteilung bestimmt. Der nördliche saure Teil des Reservoirs ist durch höhere Produktivitätsraten, Gasaustritte an der Oberfläche und stark alterierte und geklüftete Gesteine im Untergrund charakterisiert. Der südliche Abschnitt ist heißer und hat weniger stark alterierte Gesteine. Die beobachteten Reservoireigenschaften wurden von hydrochemischen und hydraulischen Modellierungen bestätigt. Der Grundwasserfluss mit Neubildung und Austritten aus dem Reservoir ist im Gelände und im Modell vor allem durch Störungszonen kontrolliert. Jedoch ist der Grundwasserfluss auch durch den Aggregatzustand des Wassers beeinflusst. Für die Modellierung von 2-Phasen-Ausbreitung müssen die Permeabilitäten angepasst werden, um gleiche Temperatur- und Druckbedingungen zu modellieren. Der Hauptbeitrag dieser Arbeit liegt in der Demonstration, dass eine systematische strukturgeologische Analyse für das Verständnis von Grundwasserfluss in geothermischen Reservoiren unentbehrlich ist. Es wurde bestätigt, dass die Kombination von tektonischen, hydrogeologischen und geohydrochemischen Informationen den wichtigsten Beitrag für das Verständnis von Grundwasserströmungen leistet. Die Grundwasserströmung ist der wichtigste Faktor für die Wahl des richtigen Standortes für Produktion und Injektion in geothermischen Feldern. Eine detaillierte Analyse gewährleistet eine nachhaltige Nutzung des Feldes und verringert Risiken, wie schwach produzierende Bohrungen oder die Produktion von stark korrosiven Wässern. Auf dieser Grundlage kann eine Felderweiterung geplant werden, wie es in Lahendong angedacht ist.