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
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 .
1.3Dasar 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.
SCI 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
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
(mg / gr atau kg / ton) 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 :
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.
