Batuan Induk ( sourcerock )

Adalah batuan karbonat yang berasal dari zat-zat organic yang terendapkan oleh batuan

sedimen. Sehingga tidak terjadi siklus carbon seperti selayaknya. Justru karbonat terendapkan

dan menjadi batu. Contoh dari batuan source rock adalah batu gamping, dan kini telah di

temukan hidrokarbon yang terbentuk dari batu bara.

            Untuk menjadi source rock ada 3 faktor yang mempengaruhi. Yaitu :

1.      TOC (total organic karbon) merupakan kuantitas dari karbon organic yang terendapkan dalam

batuan tersebut. Semakin tinggi nilai OC maka akan semakin baik source rock tersebut dan

kemungkinan terbentuknya hidrokarbon akan semakin tinggi. TOC yang dapat menghasilkan

adalah di atas 1 %.

2.      Kerogen merupakan kualitas dari carbon organic yang terendapkan dala batuan tersebut.

Keregon akan menentukan hidrokarbon yang akan di bentuk. Kerogen ada beberapa tipe .

diantaranya :

a.       Kerogen tipe I

-          Terbentuk di perairan dangkal

-          Berasal dari algae yang bersipat lipid

-          H/C > 1.5 dan O/C < 0,1

-          Menghasikan minyak

b.      Kerogen tipe II

-          Terbentuk di marine sedimen

-          Berasal dari algae dan protozoa

-          H/C antara 1,2 – 1,5 dan O/C antara 0,1-0,3

-          Menghasilkan minyak dan gas

c.       Kerogen tipe III

-          Terbentuk di daratan

-          Berasal dari tumbuhan daratan

-          H/C < 1,0 dan O/C > 0,3

-          Menghasilkan gas

d.      Kerogen tipe IV

-          Telah mengalami oksidasi sebelum terendapkan, sehingga kandungan karbon telah

terurai sebelum terendapkan

-          Tidak menghasilkan hidrokarbon

3.      Maturity atau pametangan adalah proses perubahan zat-zat organic menjadi hidrokarbon.

Proses pematangan di akibatkan kenaikan suhu di dalam permukaan bumi. Maturity di bagi 3.

Yaitu :

a.       Immature adalah sourcerock yang belum mengalami perubahan menjadi hidrokarbon

b.      Mature adalah source rock yang sedang mengalami perubahan menjadi hidrokarbon

c.       Overmature adalah source rock yang telah mengalami pematangan menjadi hidrokarbon.

Reservoir adalah tempat minyak dan gas (migas atau petroleum) terakumulasi di dalam

bumi, yang dapat berbentuk perangkap struktur (structuraltrap) atau perangkap stratografi

(stratigraphical trap). Evaluasi terhadap suatu reservoir dimulai sejak reservoir migas ditemukan

oleh satu pemboran eksplorasi. Apabila reservoir tersebut dinilai prospektif sehingga kemudian

dikembangkan (developed), serta diproduksikan minyak danatau gasnya, maka evaluasi reservoir

merupakan pekerjaan rutin yang tidak dapat diabaikan, yang harus dilakukan berkesinambungan

guna menentukan strategi pengurasan (recovery) yang paling menguntungkan. Memproduksikan

migas dari reservoir berbeda dengan mengeluarkan minyak dari dalam suatu tangki minyak.

Minyak terproduksikan dari dalam reservoir karena tenaga dorong alamiah (natural reservoir

drive mecanism) yang bekerja pada reservoir tersebut. Selain itu jumlah minyak yang bisa

diproduksikan tergantung kepada cara memproduksikan serta letak (lokasi) sumur sumur

penghasilnya. Minyak dari dalam tangki bisa kita peroleh seluruhnya, namun minyak dari dalam

reservoir tidak seluruhnya bisa kita peroleh. Hanya sebagian kecil minyak bisa diperoleh dengan

mengandalkan tenaga dorong alamiahnya. Berbagai teknologi telah dikembangkan dan

diterapkan guna meningkatkan perolehan minyak dari reservoir, antara lain dengan

melaksanakan teknik secondary oil recovery, tertiary/enhanced oil recovery (EOR), horizontal

drilling, microbial technology, dan lain lain.

Migration / migrasi

Waktu migrasi amat menentukan dalam suatu petroleum system. Adanya waktu migrasi

yang tidak tepat dalam suatu suatu petroleum system akan mengakibatkan tidak adanya

akumulasi hidrokarbon terbentuk pada suatu reservoar. Sebagai contoh, pada saat batuan induk

telah mencapai suatu kematangan termal tertentu dan menghasilkan hidrokarbon

sedangkan perangkap dalam sistem tersebut belum terbentuk, maka hidrokarbon yang dihasilkan

akan mengalir hilang dan tidak akan membentuk akumulasi hidrokarbon.

       Trap/perangkap

Perangkap adalah suatu kondisi dimana hidrokarbon tidak dapat mengalir keluar dan

terjebak dalam batuan reservoar. Fungsi dari perangkap ini adalah untuk menampung adanya

aliran hidrokarbon dan mengakumulasinya pada perangkap tersebut. Tanpa adanya perangkap,

hidrokarbon akan mengalir hilang dan tidak akan terjadi suatu akumulasi hidrakarbon. Perangkap

terbagi atas perangkap struktur, perangkap stratigrafi atau perangkap kombinasi antara keduanya.

Porositas

Porositas suatu medium adalah perbandingan volum rongga – rongga pori terhadap

volum total seluruh batuan. Perbandingan ini biasanya dinyatakan dalam persen dan disebut

porositas.

Porositas juga dapat dinyatakan dalam ‘acre – feet’, yang berarti volum yang dinyatakan sebagai

luas dalam ‘acre’ dan ketebalan reservoir dalam kaki (feet).

Selain itu dikenal juga istilah porositas efektif, yaitu apabila bagian rongga – rongga di dalam

batuan berhubungan, sehingga dengan demikian porositas efektif biasanya lebih kecil daripada

rongga pori – pori total yang biasanya berkisar dari 10 sampai 15 persen.

Besaran Porositas

Porositas tertentu dapat berkisar dari nol sampai besar sekali, namun biasanya berkisar

antara 5 sampai 40 persen, dan dalam prakteknya berkisar hanya dari 10 sampai 20 persen saja.

Porositas 5 persen biasanya disebut porositas tipis (marginal porosity) dan umumnya bersifat non

komersiil, kecuali jika dikompensasikan oleh adanya beberapa factor  lain. Secara teoritis

porositas tidak bisa lebih besar dari 47,6 persen. Hal ini disebabkan karena keadaan sebagai

terlihat pada Gambar 4.4, yang berlaku untuk porositas jenis intergranuler. Dalam gambar

tersebut dapat dilihat suatu kubus yang terdiri dari 8 seperdelapan bola, sebagaimana dapat

dilihat pada butir – butir oolit. Porositas maximum yang didapatkan adalah dalam susunan kubus

dan secara teoritis nilai yang didapatkan adalah sebagai berikut.

Jelaslah, bahwa dalam hal ini porositas tidak tergantung daripada besar butir. Jika kita

subtitusikan r untuk angka berapa saja maka kita akan tetap mendapatkan angka 47,6 tersebut.

Besarnya porositas itu ditentukan dengan berbagai cara, yaitu;

1)      Di laboratorium, dengan porosimeter yang didasarkan pada hokum Boyle : gas digunakan

sebagai pengganti cairan untuk menentukan volum pori tersebut.

2)      Dari log listrik, log sonic, dan log radioaktif

3)      Dari log kecepatan pemboran

4)      Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopis

5)      Dari hilangnya inti pemboran

Skala Visual Pemerian Porositas

Di lapangan bila kita dapatkan perkiraan secara visual dengan menggunakan peraga

visual. Penentuan ini bersifat semi – kuantitatif dan dipergunakan suatu skala sebagai berikut :

0 – 5% dapat di abaikan (negligible)

5 – 10 % buruk (poor)

10 – 15% cukup (fair)

15 – 20 % baik (good)

20 – 25% sangat baik (very good)

25% istimewa (excellent)

Pemeriksaan secara mikroskopi untuk jenis porositas dapat pula dilakukan secara kualitatif.

Antara lain ialah jenis :

1)      Antar butir (intergranuler), yang berarti bahwa pori – pori yang didapat di antara butir –

butir.

2)      Antar Kristal (interkristalin), dimana pori – pori berada di atara kristal – kristal.

3)      Celah dan rekah, yaitu rongga terdapat di antara celah – celah.

4)      Bintik – bintik jarum (point – point porosity), berarti bahwa pori – pori merupakan bintik –

bintik terpisah – pisah, tanpa kelihatan bersambungan.

5)      Ketat (tight), yang berarti butir – butir berdekatan dan kompak sehingga pori – pori kecil

sekali dan hamper tidak ada porositas.

6)      Padat (dense), berarti batuan sangat kecil sehingga hamper tidak ada porositas.

7)      Growing (vugular), yang berarti rongga – rongga besar berdiameter beberapa mili dan

kelihatan sekali bentuk – bentuknya tidak beraturan, sehingga porositas besar.

8)      Bergua – gua (cavernous), yang berarti rongga – rongga besar sekali malahan berupa gua –

gua, sehingga porositas sangat besar.

PERMEABILITAS

Kelulusan atau permeabilitas adalah suatu sifat batuan reservoir untuk dapat meluluskan

cairan melalui pori – pori yang berhubungan, tanpa merusak partikel pembentuk atau kerangka

batuan tersebut.

Defenisi permeabilitas dapat dinyatakan dalam rumus sebagai berikut ;

Dimana q dinyatakan dalam sentimeter per sekon, k dalam darcy (permeabilitas), viskositas m

dinyatakan dalam sentipoise, dan dp/dx adalah gradient hidrolik yang dinyatakan dalam atmosfer

per sentimeter. Dengan demikian jelaslah bahwa permeabilitas adalah k yang dinyatakan dalam

Darcy.

Definisi API untuk 1 Darcy : suatu medium berpori mempunyai kelulusan (permeabilitas)

sebesar 1 Darcy, jika cairan berfasa satu dengan kekentalan 1 sentipoise mengalir dengan

kecepatan 1 cm/sekon melalui penampang seluas 1 cm2 pada gradient hidrolik satu atmosfer

(76,0 mm Hg) per sentimeter dan jika cairan tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut. Dari

defenisi di atas tidak dijelaskan hubungan antara permeabilitas dan porositas. Memang

sebetulnya tidak ada hubungan antara permeabilitas dengan porositas. Batuan yang permeable

selalu sarang (porous), tetapi sebaliknya, batuan yang sarang belum tentu permeable. Hal ini

disebabkan karena batuan yang berporositas lebih tinggi belum tentu pori – porinya berhubungan

satu dengan yang lain. Juga sebaliknya dapat dilihat, bahwa porositas tidak tergantung dari besar

butir, dan permeabilitas merupakan suatu fungsi yang langsung terhadap besar butir.

Besaran Permeabilitas

Sebagaimana telah disebutkan di atas, biasanya permeabilitas dinyatakan dalam ‘darcy’,

yaitu untuk menghormati DARCY yang memproklamasikan pertama kalinya hokum aliran

dalam medium yang berpori. Jadi suatu permeabilitas dengan k = 2 darcy berarti suatu aliran

sebesar 2 cc persekon yang di dapatkan melalui suatu penampang seluas satu sentimeter persegi

panjang 1 sentimeter, di bawah suatu tekanan perbedaan satu atmosfer untuk suatu cairan yang

mempunyai kekentalan (viskositas) 1 sentipoise. Pada hakekatnya permeabilitas suatu batuan

biasanya kurang dari satu darcy dan oleh karenanya dalam praktek permeabilitas dinyatakan

dalam milidarcy (1 md = 0,001 darcy).

Sebagai contoh untuk batuan yang sarang tetapi tidak permeable, dapat ditunjukkan misalnya ;

suatu serpih mempunyai permeabilitas yang sangt rendah, sedangkan porositasnya sama dengan

batupasir. McKelvey (1962) memberikan nilai permeabilitas 9 X 10 -6 md untuk serpih yang telah

kompak, tetapi porositasnya yaitu 24%. Untuk batupasir dengan porositas sama, misalnya 22,7 %

(batupasir Bradford; dari daerah Pennsylvania) ternyata mempunyai permeabilitas 36,6 % md

(Fettke, 1934). Dalam prakteknya permeabilitas berkisar antara 5 sampai 1000 milidarcy.

Cara penentuan permeabilitas adalah :

1)      Dengan permeameter, suatu alat pengukur yang mempergunakan gas.

2)      Dengan penaksiran kehilangan sirkulasi dalam pemboran.

3)      Dari kecepatan pemboran

4)      Berdasarkan test produksi terhadap penurunan tekanan dasar lubang (bottom-hole pressure-

decline).

Skala Permeabilitas Semi – Kuantitatif

Secara perkiraan di lapangan dapat juga dilakukan pemerian semikuantitatif sebagai berikut:

1. Ketat (tight), kurang dari 5 md

2. Cukup (fair) antara 5 sampai 10 md

3. Baik (good) antara 10 sampai 100 md

4. Baik sekali (very good) antara 100 sampai 1000 md

Permeabilitas Relatif dan Efektif

Permeabilitas tergantung sekali pada ada tidaknya cairan ataupun gas di dalam rongga

yang sama. Sebagai contoh, misalnya saja adanya air dan minyak. Gambar 4.1 memperlihatkan

permeabilitas relative. Penjenuhan air diperlihatkan pada absis dan dinyatakan dalam persen air,

koordinat menunjukkan fraksi permeabilitas daripada fluida yang bersangkutan terhadap keadaan

jika seluruh batuan tersebut dijenuhi oleh cairan tersebut saja. Maka pada penjenuhan air kira –

kira 20% permeabilitas relative minyak terhadap permeabilitas jika seluruhnya diisi oleh minyak

adalah sedikit di bawah 0,7 x, sedangkan jika penjenuhan air itu kira – kira 50% maka

permeabilitas keseluruhannya adalah 0,3 x daripada jika seluruh batuannya diisi oleh air saja atau

oleh minyak saja. Pada penjenuhan 90% maka minyak sudah tidak mempunyai permeabilitas

lagi sehingga hanya air sendiri saja yang bergerak. Dari grafik ini jelaslah, bahwa minyak bumi

baru dapat bergerak jika mempunyai penjenuhan lebih dari pada 10% dan air sama sekali tidak

bisa bergerak jika penjenuhannya di bawah 20%. Hal ini juga jelas sama untuk kehadiran gas dan

minyak (Gambar 4.2). Hal yang sama dapat dilihat, jika penjenuhan minyak kurang dari 40%,

maka minyak sama sekali tidak bisa bergerak dan hanya gas saja yang dapat bergerak. Secara

berangsur–angsur permeabilitas meningkat walaupun secara relative sangat lambat yaitu sampai

100% dijenuhi minyak.

Rock Eval Pyrolysis

Rock Eval Pyrolysis adalah simulasi proses hydrocarbon generation di laboratorium

dengan cara melakukan pemanasan bertahap pada sampel batuan induk dalam keadaan tanpa

oksigen pada kondisi atmosfer inert dengan temperatur yang terprogram. Pemanasan ini

memisahkan komponen organik bebas (bitumen) dan komponen organik yang masih terikat

dalam batuan induk (Espitalie et al., 1977). Pemanasan pada sampel batuan dilakukan pada

temperatur yang lebih tinggi dari pada kondisi sebenarnya, sehingga dapat dihasilkan

hidrokarbon pada waktu yang lebih pendek/cepat.

Rock Eval Pyrolysis Process, After Waples, 1985

DeskripsiPyrolisisData:

1. S1, menunjukkan jumlah hidrokarbon dalam batuan, merupakan kandungan hidrogen bebas

yang dapat diuapkan tanpa melalui proses pemecahan kerogen. Nilai S1 mencerminkan jumlah

hidrokarbon bebas yang terbentuk insitu (indigeneous hydrocarbon) karena kematangan termal

maupun karena adanya akumulasi hidrokarbon dari tempat lain (migrated hydrocarbon).

2. S2, menunjukkan jumlah hidrokarbon yang dihasilkan melalui thermal degradation/proses

pemecahan kerogen yang mewakili jumlah hidrokarbon yang dapat dihasilkan batuan selama

proses pematangan secara alamiah selama proses pyrolisis. Ini merupakan indikator yang paling

penting dari kerogen dalam menghasilkan hidrokarbon. Harga S1 dan S2 diukur dalam satuan

mg hidrokarbon/gram batuan(mgHC/gRock).

3. Tmax, adalah temperatur dimana terjadi puncak nilai S2 terjadi. Ini menggambarkan

temperature at peak generation.

4. S3, menggambarkan jumlah karbon dioksida dalam kerogen yang berhubungan dengan jumlah

oksigen dalam kerogen. Kandungan oksigen yang tinggi berhubungan dengan woody-cellulosic

source material atau proses oksidasi yang kuat selama diagenesis, kandungan oksigen yang

tinggi dari kerogen adalah indikator negatif dari hydrocarbon source potential.

After Merrill, 1991

Kombinasi parameter – parameter yang dihasilkan oleh Rock-Eval Pyrolisis dapat digunakan

sebagai indikator jenis serta kualitas batuan induk, yaitu :

a. Potential Yield (S1 + S2)

Potential Yield (PY), assuming immature sample, menunjukkan jumlah hidrokarbon dalam

batuan baik yang berupa komponen bebas maupun yang berupa kerogen. Satuan ini dipakai

sebagai penunjuk jumlah total hidrokarbon maksimum yang dapat dilepaskan selama proses

pematangan batuan induk dan jumlah ini mewakili generation hydrocarbon source potential.

b. Production Index (PI)

Jumlah hidrokarbon yang tersedia untuk produksi. Nilai PI menunjukkan jumlah hidrokarbon

bebas relatif (S1) terhadap jumlah total hidrokarbon yang hadir (S1 + S2). PI dapat digunakan

sebagai indikator tingkat kematangan batuan induk. PI meningkat karena pemecahan kerogen

sehingga S2 berubah menjadi S1.

c. Hydrogen Index (HI) dan Oxygen Index (OI)

HI merupakan hasil dari S2 x 100/%TOC dan OI adalah S3 x 100/%TOC. Kedua parameter ini

harganya akan berkurang dengan naiknya tingkat kematangan. Harga HI yang tinggi

menunjukkan batuan induk didominasi oleh material organik yang bersifat oil prone, sedangkan

nilai OI tinggi mengindikasikan dominasi material organik gas prone. Waples (1985)

menyatakan nilai HI dapat digunakan untuk menentukan jenis hidrokarbon utama dan kuantitas

relatif hidrokarbon yang dihasilkan.

Penentuan tipe kerogen berdasarkan analisa Rock Eval Pyrolisis dapat dilakukan dengan

memplot nilai – nilai HI dan OI pada diagram "pseudo" van Krevelen, atau dengan menggunakan

plot HI – Tmax.

Modified van Krevelen Diagram

Material organik yang menghasilkan hidrokarbon tidak hanya memiliki unsur karbon saja,

namun haruslah berasosiasi dengan unsur hidrogen. Jadi tidak selalu sample yang mempunyai

unsur dominan karbon dianggap sebagai good source rock, tetapi terdapat unsur hidrogen

sebagai pembentuk hidrokarbon. Makin banyak unsur hidrogen berikat dengan karbon

justru akan makin banyak menghasilkan hidrokarbon.

Kombinasi plot antara nilai TOC dan nilai S2 saat ini merupakan metode terbaik dalam

mengetahui kualitas material organik yang berasosiasi dengan seberapa banyak

kandungan hidrogen dalam material organik tersebut. Sehingga nilai S2 tinggi sudah pasti

mencerminkan good source rock yang akan menghasilkan lebih banyak hidrokarbon.

Studi Kasus (Courtesy Ian Sayers, AWE Ltd) :

Source Rock Parameters and total gas.

Potential Source Rock Intervals Highlighted.

HI-TMax Plot Rock-Eval Samples

Analisa geokimia telah dilakukan dari dari beberapa shale samples didalam Formasi

Kujung II dan Kujung III. High gas readings nampak coklat tua hingga abu-abu/shales abu-abu

tua didalam Formasi Kujung II dari 7300-7750 ftMDRT. Shale ini memiliki good-excellent

potential dengan TOC 3.8 & 4.5% dan potential yield (S1 + S2) antara 11 and 14 mg/g rock.

Hidrogen Index (HI) 260 - 280 mg/g TOC menunjukkan mixed Type II/Type III source rock yang

mungkin merupakan gas prone dengan beberapa oil potential. Dikonfirmasi dengan analisa

visual dari kerogen dimana hanya 11-15% yang diidentifikasi sebagai oil-prone. Sampel sisa

dianalisa dari bagian paling bawah Kujung II and Kujung III yang hanya mempunyai poor to fair

potential for gas dengan nilai TOC antara 1-2%, potential yield (S1 + S2) kurang dari 3 mg/g

rock dan Hidrogen Index (HI) kurang dari 150 mg/g TOC. Ini mungkin dikarenakan higher gas

readings didalam Kujung III dari 8070-8185 ftMDRT berhubungan dengan kualitas source lebih

baik.