Laporan Hasil Analisa Batuan Induk

Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Batuan Induk (Source Rock) 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 :

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 % .

Kerogen merupakan kualitas dari carbon organic yang terendapkan dala batuan

tersebut. Keregon akan menentukan hidrokarbon yang akan di bentuk. Kerogen ada

beberapa tipe . diantaranya :

Kerogen tipe I

- Terbentuk di perairan dangkal

- Berasal dari algae yang bersipat lipid

- H/C > 1.5 dan O/C < 0,1

- Menghasikan minyak

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

Kerogen tipe III

- Terbentuk di daratan

- Berasal dari tumbuhan daratan

- H/C < 1,0 dan O/C > 0,3

- Menghasilkan gas

Kerogen tipe IV

- Telah mengalami oksidasi sebelum

terendapkan , sehingga kandungan karbon

telah terurai sebelum terendapkan

- Tidak menghasilkan hidrokarbon

Nama : M Lukman Baihaqi Page 1Nim : 111.110.096Plug 7


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 :

Immature adalah sourcerock yang belum mengalami perubahan menjadi hidrokarbon

Mature adalah source rock yang sedang mengalami perubahan menjadi hidrokarbon

Overmature adalah source rock yang telah mengalami pematangan menjadi

hidrokarbon.

1.2 Maksud dan Tujuan

MMaksud dan tujuan dari praktikum geologi minyak dan gas bvumi acara analis

abatuan induk adalah :

Aagar praktikan dapat mengetahui cara dan tahapan dalam emlaukkan analisa dari

suatu batuan induk melalui 2 metode yaitu metode langsung dan tidaak lansung , acara ini

juga dimaksudkan agar praktikan dapat menginterpretasi hasil dari analisanya .



1.3 Dasar Teori

ANALISA JUMLAH ORGANIK DALAM BATUAN INDUK

Jumlah material organic yang terdapat di dalam batuan sedimen dinyatakan sebagai

Karbon Organik Total (TOC). Analisa ini cukup murah, sedrhana dan cepat biasanya

memerlukan satu gram batuan, tetapi jika sample banyak material organic, jumlah yang

lebih kecil dari satu gram cukup.

Analisa TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganalisis karbon, Leco

Carbon Analyser.

ANALISA KEMATANGAN BATUAN INDUK

Tingkat Kematangan Minyak Bumi

Para ahli berpendapat bahwa proses kematangan dikontrol oleh suhu dan waktu.

Pengaruh suhu yang tinggi dalam waktu yang singkat atau suhu yang rendah dalam waktu

yang lama akan menyebabkan terubahnya kerogen minyak bumi. Mengenai jenis minyak

bumi yang terbentuk tergantung pada tingkat kematangan panas batuan induk, semakin

tinggi tingkat kematangan panas batuan induk maka akan terbentuk minyak bumi jenis

berat, minyak bumi ringan, kondensat dan pada akhirnya gas.

Dari pengaruh suhu dan kedalaman sumur, umur batuan juga berperan dalam proses

pembentukan minyak bumi. Umur suatu batuan erat hubungannya dengan lamanya proses

pemanasan berlangsung serta jumlah panas yang diterima batuan induk, sehingga suatu

batuan induk yang terletak pada kedalaman yang dangkal, pada kondisi temperature yang

rendah dapat mencapai suhu pembentukan minyak bumi dalam skala waktu tertentu.

Dari hasil suatu reset, Bissada (1986) menyatakan bahwa temperature pembentukan

minyak bumi sangat bervariasi. Dijelaskan bahwa batuan yang berusia lebih muda relative

memerlukan temperature yang lebih tinggi dalam pembentukan minyak bumi.



5 tahapan zonasi pematangan minyak bumi menurut Bissada (1986) :

1. Zona I : dimana gas dapat terbentuk sebagai akibat aktivitas bekteri tidak ada minyak

yang dapat dideteksi kecuali minyak bumi merupakan zat pengotor atau hasil dari suatu

migrasi.

2. Zona II : merupakan aal pembentukan minyak bumi. Hasil utama yang terbentuk pada

zona ini adalah gas kering basah dan sedikit kondensat. Adanya pertambahan konsentrasi

minyak menyebabkan minyak bumi terus mengalami pengenceran, tetapi belum dapat

terbebaskan dari batuan induknya. Begitu titik kritis kemampuan menyimpan terlampaui,

proses perlepasan minyak bumi sebagai senyawa yang telah matang.

3. Zona III : merupakan zona puncak pembentukan dan pelepasan minyak bumi dari

batuam induk. Bentuk utama yang dihasilkan berupa gas dan minyak bumi. Dengan

bertambahnya tingkat pematangan maka minyak yang berjenis ringan akan terbentuk.

4. Zona IV : merupakan zona peningkatan pembentukan kondensat gas basah.

5. Zona V : merupakan zona akhir, dicirikan dengan suhu yang tinggi sehingga zat organic

akan terurai menjadi gas kering (metana) sebagai akibat karbonasi. Perubahan yang terjadi

sebagai akibat penambahan panas dan lamanya pemanasan pada kerogen atau batubara

dapat bersifat kimia dan fisika, seperti diuraikan Bissada (1986) sebagai berikut :

Daya pantul cahaya dari partikel vitrinit akan meningkat secara eksposnensial.

Warna kerogen akan berubah menjadi lebih gelap.

Adanya peningkatan mutu batubara, dengan kandungan volatile akan berkurang.

Sifat kimia dari kerogen akan berubah, kandungan oksigen dan hidrokarbon akan

berkurang sehingga perbandingan dari atom oksigen / karbon dan hydrogen / karbon

akan menurun dan akhirnya hanya akan membentuk karbon murni (grafit).



1. Analisa Pantulan Vitrinit.

Analisa ini berdasarkan pada kemampuan daya pantul cahaya vitrinit. Besarnya

pantulan vitrinit merupakan petunjuk langsung untuk tingkat kematangan zat organic,

terutama humus yang cenderung membentuk gas dan merupakan petunjuk tidak langsung

untuk sapronel kerogen yang cenderung membentuk minyak (Cooper, 1977). Kemampuan

daya pantul ini merupakan fungsi temperature artinya dengan perubahan waktu pemanasan

dan temperature akan menyebabkan warna vitrinit berubah dibawah sinar pantul.

Cara penganalisaan pantul vitrinit ini yaitu dengan mengambil contoh batuan dari

kedalaman tertentu diletakkan diatas kaca preparat dan direkatkan dengan epoxyresin.

Kemudian digosokkan dengan kertas korondum kasar sampai halus dan terakhir dengan

menggunakan alumina. Selanjutnya contoh batuan tersebut diuji dalam minyak immerse

(indeks bias = 1,516) dengan menggunakan mikroskop dan suatu micro photomultiplier dan

digital voltmeter attachment. Kemudian dilakukan kalibrasi terhadap vitrinit berdasarkan

suatu standart yang terbuat dari gelas. Table dibawah mempelihatkan hubungan antara nilai

pantulan vitrinit dengan tingkat kematangan hidrokarbon (Tissot and Welte 1978).

VITRINIT REFLECTION (Ro) HIDROCARBON TYPE

0,33 – 0,35

0,35 – 0,66

0,66 – 0,80

0,80 – 1,30

1,30 – 1,60

1,60 – 2,00

> 2,00

Biogenic gas

Biogenic gas and oil immature

Immature oil

Mature oil

Mature oil,condensate, wet gas

condensate, wet gas

Petrogen Oic methane gas



2. Analisa Indeks Warna Spora

Analisa ini untuk mengetahui tingkat kematangan zat organik dengan menggunakan

mikro fosil dari sekelompok spora dengan serbuk sari. Analisa ini dilakukan dengan cara

contoh kerogen yang diperlukan dari keratin bor diuraikan dengan cairan asam kemudian

contoh spora atau tepung sari ini diletakkan pada kaca preparat dan diamati tingkat

warnanya dengan suatu skala waena melalui mikroskop.

Kesulitan dalam analisa indeks warna spora ini terkadang timbul dalam hal dalam

membanfingkan tingkat warna dari suatu contoh spora atau tepung sari dengan warna

stndart tertentu. Keterbatasan lainnya adalah bahwasanya tingkat warna spora akan sangat

tergantung pada ketebalan dindingnya, pada beberapa jenis sporaefek panas yang

mengenainya terkadang tidak selalu tercermin dari perubahan warnanya. Tabel dibawah

memperlihatkan hubungan antara warna dari spora atau tepung sari dengan tingkat

kematangannya.

SC

I

PALYNOMORPH COLOUR MATURITY DEGREE

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Pale Yellow

Yellow

Yellow

Gold Yellow

Orange to Yellow

Orange

Brown

Dark Brown

Dark Brown to Black

Black

Immature

Immature

Transition to mature

Transition to mature

Mature

Optimum Oil Generation

Optimum Oil Generation

Mature, gas condensate

Over Mature, Dry gas

Over Mature, Dry gas (traces)



3. Indeks Pengubahan Thermal

Metode ini menggunakan penentuan warna secara visual dari pollen (sebuk kepala

putik) dari zat organik lainnya, dari warna kuning, coklat sampai hitam. Klasifikasi ini

dihubungkan langsung dengan pembentukan atau pematangan minyak dan gas bumi.

Identifikasi Kematangan Berdasarkan Pyrolisis

Metode Analisis

Alat yang dipergunakan untuk ini adalah rock – eval. Didalam pyrolisis, sejumlah

kecil bubuk sample (biasanya sekitar 5 – 100 mg) dipanasi secara perlahan tanpa adanya

oksigen dari suatu temperatur awal 2500 C ke temperatur maksimum 5500 C.

Selama pemanasan berlangsung dua jenis hidrokarbon dikeluarkan dari batuan.

Hidrokarbon pertama, yang keluar sekitar 2500 C, merupakan hidrokarbon yang sudah ada

dalam batuan. Hidrokarbon ini setara dengan bitumen yang dapat diekstraksi dengan

mempergunakan pelarut. Detector pada rock – eval akan merekam hal ini dan dapat

menggambarkannya dalam bentuk S1 pada kertas pencatat. Dengan menerusnya

pemanasan, aliran hidrokarbon yang sudah ada didalam batuan mulai berkurang. Pada

temperature 3500 C jenis hidrokarbon jenis kedua mulai muncul. Aliran kedua ini mencapai

4200 C dan 4600 C, yang kemudian menurun sampai akhir pyrolisis. Hidrokarbon kedua ini

disebut S2, merupakan hidrokarbon yang terbentuk dari kerogen didalam rock – eval

karena penguraian bahan kerogen. S2 dianggap sebagai indicator penting tentang

kemampuan kerogen memproduksi hidrokarbon saat ini.

Selama pyrolisis, karbon dioksida juga dikeluarkan dari kerogen. Karbon dioksida

ini ditangkap oleh suatu perangkap selama pyrolisis berlangsung dan kemudian dilepas

pada detector kedua (direkam sebagai S3) setelah semua pengukuran hidrokarbon selesai.



Jumlah karbon dioksida yang didapat dari kerogen yang dikorelasaikan dengan jumlah

oksigen yang tinggi berkaitan dengan material yang berasal dari kayu selulosa atau oksida

tinggi selama diagenesis, maka kandungan oksigen tinggi didalam kerogen merupakan

indicator negative potensial sumber hidrokarbon.

Pyrolisis Tmax

Parameter Tmax adalah temperatur puncak S2 mencapai maksimum. Temperatur

pyrolisis dibunakan sebagai indicator kematangan, sebab jika kemtangan kerogen

meningkat, temperature yang menunjukkan laju maksimum pyrolisis terjadi juga meningkat

atau dengan kata lain jika Tmax makin tinggi batuan semakin matang. Demikin pula halnya

dengan ratio S1 / (S2 + S3) yang disebut juga transportation ratio atau OPI (Oil Production

Index) dan juga parameter Tmax. Untuk hubunagn antara transportation ratio dan

Tmaxdengan kematangan dapat dilihat pada table dibawah ini.

S1 / (S1 +S2)

(mg / gr atau kg / ton)

Tingkat Kematangan

< 0,1

0,1 – 0,4

> 0,4

Belum matang

Matang (oil window)

Lewat matang (gas window)

Tabel Hubungan antara transportation ratio dengan kematangan (Espilatie etal 77 Vide

Tissot & Welte 1978)

Tmax ( 0 C) Tingkat Kematangan

400 – 435

435 – 460

> 460

Belum matang

Matang (oil window)

Lewat matang (gas window)



Tabel Hubungan antara Tmax dengan kematangan (Espilatie etal 77 Vide Tissot & Welte

1978

S1 / (S1 +S2)

(mg / gr atau kg / ton)

Potensial

0,00 – 1,00

1,00 – 2,00

2,00 – 6,00

6,00 – 10,00

10,00 – 20,00

> 20,00

Poor

Marginal

Moderate

Good

Very good

Excellent

Tabel Klasifikasi S1 +S2 (HY) (Espilatie etal 77 Vide Tissot & Welte 1978)

ANALISA TIPE MATERIAL ORGANIK

Tipe-tipe bahan organic dalam batuan induk

Hampir seluruh bahan organic dapat diklasifikasikan menjadi dua tipe utama yaitu

Sapropelic dan Humic (POTONIE, 1908), istilah Spropelic menunjukkan hasil dekomposisi

dari lemak, zat organic lipid yang diendapkan dalam lumpur bawah air (Laut dan Danau)

pada komposisi oksigen terbatas.

Istilah humic menjelaskan hasil dari pembentukan gambut, dan pada umumnya

berasal pada mulanya menunjukkan bahan organic dan serpih minyak yang menjadi minyak

akibat pematangan thermal.

Sekarang kerogen didefinisikan sebagai bahan organic yang tidak dapat larut dalam

asam non oksidasi, basa dan pelarut organic (HUNT, 1979), sekitar 80-99% kandunagn

bahan organic pada batuan induk tersusun oleh kerogen, selebihnya adalah bitumen.



Dalam diagram van krevelen yang dimodifikasi Tissot (1974) dan ahli lainya

(North, 1985), ia menggambarkan jalur evolusi pematangan (Evolusi thermal), 4 tipe

kerogen yaitu :

Tipe 1

Merupakan tipe tinggi, berupa sedimen-sedimen alga, umumnya merupakan

endapan danau, mengandung bahan organic sapropelic. Rasio atom H : C sekitar 1.6

– 1.8. Kerogen ini cenderung menghasilkan minyak (oil prone).

Tipe 2

Kerogen tipe ini merupakan tipe intemediet, umumnya merupakan endapan-

endapan tepi laut. Bahan merupakan campuran antara bahan organic asal darat dan

laut, rasio atom H : C sekitar 1.4. tipe ini juga menghasilkan minyak (oil prone).

Tipe 3

Kerogen ini mengandung bahan organic Humic yang berasal dari darat, yakni dari

tumbuhan tingkat tinggi (ekivalen vitrinite pada batubara). Rasio antara atom H : C

adalah0.1. tipe ini cendurung untuk membentuk gas ( gas prone).

Tipe 4

Tipe ini bahan organiknya berasal dari berbagai sumber, namun telah mengalami

oksidasi, daur alterasi. Bahan organiknya yang lembam (inert) miskin hydrogen

(rasio atom H:C kurang dari 0,4) dan tidak menghasilkan hidrokarbon.



BAB II

PEMBAHASAN

II.1 Pembahasan Analisa Sumur "gamma" Metode Langsung

Analisa grafik TOV vs Depth

Berdasarkan grafik yang didapatkan dari hasil TOC dan kedalaman dari sumur

didapatkan pada formasi Kujung dengan litologi batugamping memiliki nilai Toc 1,07 –

1,29 yang berarti nilainya baik ( Peter & Cassa ) dan apada formasi Ngimbang bernilai

antara 1,06 – 1,43 yang juga memiliki nilai baik ( Peter &Cassa ) total kandungan karbon

terbanyak terletak apda formasi Ngimbang dengan kedalaman 3195 – 3205 dan terendah

pada formasi Ngimbang kedalaman 3165 – 3175.

Analisa Grafik PY vs TOC

Pda hasil analisa grafik ini didapatkan bahwa PY dari kedua formasi bernilai 7,86 –

9,11 daa TOC nya bernilai antara 1,00 – 1, 43 dari hasil ini dapat disimpulkan bahwa total

kandungan karbon organic pada sumur ini berkisar antara sedang – baik ( Peters & Cassa )

Analisa grafik HI vs OI

Pada hasil analisa antara nilai hydrogen index dan nilai oksigen index pada formasi

kujung dan ngimbang memiliki kerogen tipe II yang akan menghasilkan minyak.



Analisa grafik Depth VS RO

Pada hasil analisa grafik diatas didapatkan bahwa formasi kujunng memiliki tingkat

kematangan antara early mature hingga late mature sedangkan pada formasi Ngimbang

memiliki tingkat kematangan antara Late mature hingga post mature.

II.2 Pembahasan Analisa Sumur dengan Metode Tidak Langsung

Pada analisa dengan metode tidak langsung didapatkan bahwa pada formasi

wonocolo memiliki warna polymonor antara kuning hingga kuning keemasan yang berarti

memiliki tingkat kematangan immature – transisi mature dan pada formasi ngarayong

memiliki warna kuning keemasan yang memiliki tingkat kematangan transisis immature .

menurut hasil pengeplotan nilai nilai komposisi kerogennya pada formasi wonocolo

didapatkan berupa oil dan pada formasi ngrayong didpatkan berupa oil dan wet gas.



BAB III

KESIMPULAN

Tingkat kematangan dikontrol oleh proses yang berkaitan dengansuhu dan

waktu. Pengaruh suhu yang tinggi dalam waktu yang singkat atau suhu yang rendah dalam

waktu yang lama akan menyebabkan terubahnya kerogen minyak bumi. Mengenai jenis

minyak bumi yang terbentuk tergantung pada tingkat kematangan panas batuan induk,

semakin tinggi tingkat kematangan panas batuan induk maka akan terbentuk minyak bumi

jenis berat, minyak bumi jenis ringan, kondesat dan pada akhirnya gas.

Pada hasil analisa sumur gamma didapatkan bahwa sumur ini memiliki jumalah

kandungan total karbon yang bernilai baik menurut ( Peters dan Cassa ) ,tipe kerogen yang

terdapat pada kedua sumur adalah kerogen tipe II yna gmemiliki potensi untuk

menghasilkan minyak.Tingkat kemtangan dari dari kandungan hidrokarbon pada kedua

sumur adalah early mature hingga post mature .

Sedangakn analisa melalui metode tidak langsung didapatkan bahwa pada formasin

ngrayong dan wonocolo memiliki warna polynomorph kuning – kuning keemasan yang

berarti hidrokarbon pada sumur tersebut masih dalam tingkat immature – transition

matuere.




Documents

Laporan Hasil Analisa Batuan Induk