211333682 source rock petroleum system
DESCRIPTION
SourceTRANSCRIPT
A petroleum system encompasses a pod of active source rock and
all genetically related oil and gas accumulation (Magoon and Beaumont, 1999)
Time
Temperature
Exploration Workflow
Decision
Making
Risk
Analysis
Petroleum
Systems / Synthesis
Analysis
Interpretation / Modelling
Exploration Data
Decision
Analysis
Data
Reasons for Dry Holes
0
510
1520
25
3035
40
Source
Rock HC
charge
Seal
Migration
Structure
Trap
Reservoir
(Kingston, AAPG Explorer,1996 )
accumulation
RESERVOIR
RESE
RVOIR (& pathway)
trapping
development
OVERBURDEN
THE PETROLEUM SYSTEM A natural system that encompasses a pod of
active source rock and all related oil and gas
which includes all the geological elements and
processes that are essential if a hydrocarbon
accumulation is to exist
SOURCE
ROCKS
SEAL
• Source Rock
• Reservoir Rock
• Seal Rock
• Overburden Rock
elements
processes
Magoon & Dow, 1994
• trap development
• generation - migration -
accumulation of petroleum
(TIMING)
The Petroleum System
The Petroleum System
The Petroleum System
Geochemical Processes
• Does the rock have sufficient organic matter?
• Is the organic matter capable of generating HC?
• Is the source-rock oil-prone or gas prone?
• Has the organic matter generated petroleum?
• Has the generated petroleum migrated out?
QUANTITATIVE
QUALITATIVE
MATURITY
Where high organic content rocks form?
THE MORE ORGANIC MATTER PRESENT,
THE MORE PETROLEUM THAT WILL BE GENERATED
Depends on:
•Productivity: amount OM on water column
•Physical condition:oxic-destroy; reduc-preserve
•Sedimentation rate: slow-bacteria eat OM
Fast-dilutes with inorganic
medium-best
QUANTITY:
•ECONOMIC VALUE: Higher is better
•EXPULSION/MIGRATION: 50 MMBO/mil3
QUALITY:
HC PRODUCTS
•Oil prone (Kerogen type I, II)
•Gas Prone (kerogen Type III)
MATURITY:
•Just right
Tabel 1. Metode yang digunakan dalam karakterisasi batuan induk
(Anders, 1991)
Metode Jumlah MO Kualitas Kematangan
(tipe) MO MO
Mikroskopik – optik
Sinar transmisi - +++ +++
(Palinomorf)
Pantulan vitrinit - - +++
Fluoresens (kerogen) - +++ ++
Pirolisis
Rock-Eval +++ +++ +++
Karbon organik +++ - -
Analisis unsur (C,H,O) - +++ ++
Komposisi molekular
(GC dan GC-MS)
Alkana - ++ ++
Sterana - ++ +++Terpana - ++ ++
Steroid aromatik - ++ +++
MPI - - +++
Porfirin - ++ +++
Tanda: +++ sangat berguna; ++ seringkali berguna; - tidak berguna
Tabel 1. Metode yang digunakan dalam karakterisasi batuan induk
(Anders, 1991)
Metode Jumlah MO Kualitas Kematangan
(tipe) MO MO
Lain-lain
C2-4/ C1-4 (GC) - - +++
C5-7/TOC (GC) - - +++
C15+ HK/TOC (gravimetrik) - - +++
Bitumen/TOC (gravimetrik) - ++ ++
Electron Spin Res. (ESR) - - ++
Isotop stabil (C,H,S) (MS) - ++ ++
Tanda: +++ sangat berguna; ++ seringkali berguna; - tidak berguna
TOC
* Maturitas
* Kekayaan
* Tipe MO
* Maturitas
Distribusi
biomarker
Distribusi
biomarker
Distribusi biomarker
BATUAN
EKSTRAKSI
(DIKLOROMETANA)
)
MINYAK BITUMEN
GAS KROMATOGRAFI
KOLOM
GC HK JENUH AROMATIK NSO
PENYARING
MOLEKUL
SENYAWA
BERCABANG
& SIKLIK
KROMATOGRAFI
LAPISAN TIPIS
FRAKSI
NUKLIR DI &
TRI
GC / GC-MS
LECO
ROCK-EVAL
OPTIK
- RV
- TAI - SCI
- Dll .
SISA SAMPEL
PY-GC
* Tipe MO
* Kekayaan
Pencatat
Perangkap CO2
Contoh batuan
Tungku pirolisis
Aliran He
Gambar 4.2. Diagram skematik Rock-Eval (diadaptasi dari Waples, 1985).
S2 S1 S3
Detektor
hidrokarbon
Detektor
CO2
Pemrogram
temperatur
S1 = Hidrokarbon volatilS2 = Hidrokarbon berasal dari pirolisis kerogenS3 = CO2 berasal dari pirolisis kerogen
Aliran O2
Pendeteksi CO2
Sumber tenaga
Perangkap CO2
Tungku induksi Krusibel,(sampel batuan)
Pencatat digital
Gambar 4.1. Diagram skematik penganalisis karbon LECO (carbon analizer). Diadaptasi dari Waples (1985).
0,50
Soluble and insoluble organic matter in
sediments
After Cornford, 1990, p. 297 and 301
ANALISIS TOC
(Jarvie, 1991)
Penentuan kekayaan MO yang dikandung
batuan sedimen
Gunanya untuk seleksi/skrining batuan
induk
MO berasal dari berbagai organisme yang
telah tersedimentasikan dan terpendam
sepanjang waktu geologi
ANALISIS TOC
(Jarvie, 1991)
Karbon mewakili 75-95% berat HK
berdasar BMnya, rata-rata sekitar 83%
berat.
Material organik nonhidrokarbon dalam
petroleum (N, S, O) dan fraksi aspaltena,
juga bitumen dan kerogen yang terdapat
di batuan induk mengandung karbon
organik dalam jumlah tinggi
Harga TOC diberi satuan % berat,
artinya 1% berat berarti bahwa dalam
100 g sampel sedimen terdapat 1 g
karbon organik
(lihat gambar)
Dalam sampel serpih atau karbonat
tertentu, fraksi karbon EOM kurang
dari 1% TOC, akan tetapi di batuan
reservoar persentase ini semakin besar.
Karbon dapat diubah mencerminkan
potensi sisa (remaining potential) suatu
sampel sedimen untuk membentuk
migas.
Gas/Minyak Kerogen
Karbon EOM Karbon dapat diubah Karbon
sisa
S1ncc S2 ncc S4 ncc
KARBON ORGANIK TOTAL (TOC)
Gambar 4.2. Hubungan data Rock-Eval relatif
terhadap model TOC. S1 dan S2 diperoleh dari
pirolisis Rock-Eval, sedangkan S4 dari proses
oksidasi Rock-Eval (ncc = normalised carbon
content; 0,083% berat untuk S1 dan S2; 0,1% berat
untuk S4) (Diadaptasi dan dimodifikasi dari Espitalie
et al., 1982, dalam Jarvie, 1991)
Gehman (1962): karbonat mempunyai
konsentrasi HK per unit TOC > serpih.
Jones (1984): data Gehman menyatakan
bahwa BI berpotensi mempunyai
konsentrasi HK per unit TOC > non-BI.
menyatakan bahwa harga TOC minimum
sama untuk karbonat dan serpih.
Tabel 5.1. Parameter evaluasi batuan induk
dengan Rock-Eval (Peters, 1986)
Potensi TOC
Pembentukan (%) S1 S2
Buruk 0,0-0,5 0,0-0,5 0,0-2,5
Sedang 0,5-1,0 0,5-1,0 2,5-5,0
Baik 1,0-2,0 1,0-2,0 5,0-10,0
Sangat baik >2,0 >2,0 >10,0
HI
Tipe (mg HC/g TOC) S2/S3
Gas 0-150 0-3
Gas dan minyak 150-300 3-5
Minyak >300 >5
Berdasar asumsi kematangan setara dengan 0,6% Ro.
Harga TOC tanpa data kematangan (seperti
Tmaks atau Ro) tidak cukup untuk menyeleksi
potensi batuan induk.
Jika harga TOC tinggi didapatkan pada batuan
yang sangat matang, maka TOC itu hampir
seluruhnya berupa karbon residu. Karbon yang
dapat diubah telah habis sewaktu proses
pembentukan migas.
Source Rock: Special Precaution
Pertanyaan kunci: “Apakah suatu batuan
sedimen cukup karbon organik dengan jenis
(tipe) yang tepat (cenderung membentuk
minyak atau gas) dan kematangan untuk
membentuk dan mengeluarkan HK dengan
akumulasi komersial”
Perlu didefinisikan tentang „komersial‟, yang
bervariasi tergantung atas lokasi dan operator.
TOC hanya menjawab tentang kecukupan MO,
analisis lain diperlukan untuk menentukan tipe
kerogen dan kematangan.
Qualitative
Tipe MO penting dalam penentuan
potensi batuan induk
Pembentukan kerogen tipe I, II, dan III
tergantung atas kontribusi algae, bakteri,
tanaman tinggi, dan zooplankton yang
juga tergantung atas paleoekologi dan
lingkungan pengendapan
Komposisi kerogen (diambil dari Waples, 1985).
MASERAL TIPE KEROGEN MATERIAL ORGANIK ASAL
Alginit I Alga air tawar
Eksinit II Polen, spora
Kutinit II Lapisan lilin tanaman
Resinit II Resin tanaman
Liptinit II Lemak tanaman, alga laut
Vitrinit III Material tumbuhan tinggi (kayu, selulosa)
Inertinit IV Arang, material tersusun-ulang yang teroksidasi
Jenis kerogen dan prazatnya (menurut Stach, 1975; diambil dari BP Short Course,
1992)
KELOMPOK MASERAL MASERAL ASAL TANAMAN
Alginit Alga
Kutinit Lapisan lilin
EKSINIT Sporinit Spora/polen
(cenderung minyak) Resinit Resin
Suberinit Gabus
Liptoderinit Berbagai material di atas
VITRINIT Telinit Jaringan tanaman
(cenderung gas) Kolinit Gel humus
Fusinit Arang
Semifusinit Tanaman
INERTINIT Pirofusinit Jaringan
(lembam/inert) Sklerotinit Jamur
Mikrinit Amorf, tidak jelas prazatnya
Makrinit
Semakin kaya hidrogen dan
miskin oksigen (kerogen tipe I
dan II), semakin besar potensi
pembentukan minyaknya
Semakin miskin hidrogen dan
kaya oksigen (kerogen tipe III),
semakin cenderung membentuk
gas
Kemurnian tipe kerogen
dipengaruhi oleh:
paleoekologi
lingkungan pengendapan
mekanisme transpor
Metode penentuan tipe MO:
Analisis unsur: H/C dan O/C
Pirolisis: HI versus OI
(A) KEROGEN ALGA
(CH2)2CH3
O OH
CH2CH3
N
H (CH2)10CH3 CH3
Model skematik kerogen tipe I, II, dan III
(A,B, dan C, berurutan) pada jenjang
kurang-matang (diagenesis) (Dow, 1977;
diambil dari Waples, 1985)
A B C
Atom H/C 1,65 1,28 0,84
Atom O/C 0,06 0,10 0,13
(B) KEROGEN LIPTINIK (C) KEROGEN HUMIK
OH (CH2)2CH3 HO CH3
CH3
HO
OH
CH3 O O
CH3 C HO
CH3
O
C OH O
HO C
O
C N
H
N (CH2)2CH3
H (CH2)14CH3
CH3
Source of
organic matter
Type of
organic
matter
Role
Chemical structure
and
Degradation product
Petroleum
type
TERESTRIAL
Lignin
(monomer)
Structural
Support
Natural
Gas
Surface
waxes
Cutin
Prevent
evaporation
Waxy Crude
oil
AQUATIC
Lipids
Normal crude
oils
CH2
CH2
CH3
METHANE OCH3
ETHANE
OH
LIGNIN MOLECULE STRUCTURE
Isoprenoid n-alkanes napthanes
LIPIDS MOLECULE STRUCTURE
R-C-O-R‟
O
WAX CUTIN
-O-C-R-C-R‟-C
O
O R, R‟=Long chain alkanes
WAXES AND CUTIN MOLECULE STRUCTURE
Kerogen tipe I: persentase karbon yang dapat
diubah dalam TOC tinggi (umumnya > 70%
berat); menghasilkan HK berkonsentrasi
parafinik (lilinan) lebih tinggi daripada kerogen
tipe II dan III.
Kerogen tipe II: persentase karbon yang dapat
diubah antara 30 dan 70%; menghasilkan HK
campuran yang kompleks.
Kerogen tipe III: potensi pembentukan HK-nya
lebih rendah daripada kerogen tipe I dan II (<
30%); terutama menghasilkan gas.
Tipe I
Tipe IIIGambar 4.3. Distribusi karbon organik dalam kerogen berbagai tipe.
Karbon EOM
Karbon dapat
diubah
Karbon residu
Karbon EOM
Karbon dapat
diubah
Karbon residu
Karbon EOM
Karbon dapat
diubah
Karbon residu
Atom
H/C
1,50
Evolusi bertambah
1,00
0,50
0
0,10 0,20
Atom O/C
Gambar 3.4. Diagram van Krevelen menunjukkan jalur maturasi untuk
kerogen tipe I, II, dan III yang digambarkan dengan perubahan
rasio atom H/C dan O/C. Tanda panah menunjukkan
pertambahan kematangan. Diambil dari Tissot et al. (1974)
dalam Waples 1985).
Hasil evolusi kerogen
CO2, H2O
Minyak
Gas
KEROGEN TIPE I
Seringkali MO ini berupa alginit takberstruktur
(amorf) dan, jika belum matang, berpendar
kuning emas dalam sinar ultraungu (UV).
Kerogen tipe I dalam jumlah besar dapat terubah
secara termal menjadi petroleum, karena itu
jarang dikenal dalam batuan yang matang atau
pascamatang.
KEROGEN TIPE I
Beberapa contoh kelompok murni yang
berkarakter kerogen tipe I:
1) Alga lakustrin Botryococcus braunii dengan
senyawa kimia uniknya, botriokokana
(botryococcane).
2) Tasmanit spp., berupa fitoplankton alga laut
berkadar garam rendah dan berair dingin dengan
kenampakan fisik yang unik, dan
3) mikrofosil berkoloni (organik marin)
Gloeocapsomorpha prisca berumur Ordovisium.
KEROGEN TIPE I
jika penyebarannya luas, dipetakan sebagai
fasies organik A.
terbentuk dalam kolom air tersusun (stratified
water column) danau, estuari, dan lagun.
terkonsentrasi di condensed section dengan
transpor detritus yang rendah dan terutama
berupa material pelagis.
Condensed section terjadi di fasies lepas-pantai
transgressive system tract dalam lingkungan
marin dan lakustrin.
KEROGEN TIPE II
dalam bentuk aslinya (jika monomaseral)
dicirikan oleh maseral eksinit (spora dan polen)
yang relatif kaya hidrogen.
Keberadaannya dipengaruhi oleh produktivitas
biologi tinggi, pelarutan mineral rendah, dan
oksigenasi terbatas.
Kerogen tipe II eksinitik terawetkan di condensed
section dan mencerminkan maseral yang sedikit
lebih miskin hidrogen dibandingkan kerogen tipe I.
KEROGEN TIPE II
dapat pula terbentuk dari degradasi parsial
kerogen tipe I atau dari berbagai campuran kerogen
tipe I dan tipe II, III, dan IV.
Misalnya, MO yang terbentuk di lingkungan
(provenans) yang berbeda dapat tercampur:
material alga planktonik yang masuk ke dalam
sedimen yang mengandung maseral kayuan
tertranspor (tipe III).
Terdapat di dalam transgressive system tracts,
kadang-kadang lebih ke arah daratan (landward)
dibandingkan pengendapan kerogen tipe I.
KEROGEN TIPE III
mengandung cukup hidrogen untuk
membentuk gas, tetapi tidak cukup untuk
membentuk minyak bumi.
dalam bentuk asli, tersusun atas vitrinit.
terbentuk dari campuran atau proses
degradasi berbagai maseral.
KEROGEN TIPE III
Lingkungan tempat batubara terbentuk
memungkinkan terbentuknya berbagai tipe
kerogen berbeda.
Sebagian besar batubara terbentuk di kolam
paralik dan bekas saluran sungai.
Sedimen semacam ini terbentuk di lembah
dengan pasokan sedimen rendah sebagai endapan
estuarin atau teluk (coastal).
KEROGEN TIPE IV
suatu istilah yang tidak dipergunakan secara luas
oleh ahli geokimia organik karena sulitnya
membedakan tipe IV dari tipe III dengan
menggunakan pirolisis Rock-Eval.
berupa kerogen yang lembam (inert, tidak
menghasilkan hidrokarbon).
terdiri atas material miskin hidrogen seperti inertinit,
MO detritus yang teroksidasi langsung oleh maturasi
termal termasuk api (arang) atau akibat daur-ulang
biologis dan sedimentologis.
TIPE KEROGEN
Dalam penentuan tipe kerogen, harus diketahui
adanya „efek matriks mineral‟
Beberapa bagian mineral (lempung polar)
menghambat pelepasan hidrokarbon dari sampel
bubuk batuan utuh (whole rock) sewaktu pirolisis
Rock-Eval, menyebabkan rendahnya data
kuantitas, kualitas, dan kematangan
Efek matriks mineral terjadi bila lempung polar
bereaksi dengan molekul organik polar ketika
prosedur Rock-Eval nonhydrous (kering)
berlangsung.
Special precaution: rock eval results
TIPE KEROGEN
Efek berbagai mineral beragam, dari kuat ke
lemah: ilit > bentonit-Ca > kaolinit > bentonit-Na >
karbonat kalsium > gipsum.
Keberagaman efek matriks mineral berpengaruh
pada sampel batuan utuh (whole rock) dengan TOC
kurang dari 10%.
Proses pematangan termal geologi berbeda dengan
pematangan pada pirolisis Rock-Eval: pematangan
alami lambat dan lingkungannya berair (hydrous),
sedangkan Rock-Eval cepat dan kering
(nonhydrous).
Sampel batubaraan
- Batubara berasal dari tanaman tinggi (tipe
III) umumnya tidak merespons pirolisis sama
seperti MO tipe III yang tersebar (dispersed),
plot HI vs OI mungkin dapat memberikan
gambaran yang salah tentang tipe MO.
- Secara umum, batubara mempunyai HI di
bawah 300 (rendah dibandingkan MO tipe
II), dengan S2/S3 > 5.
Tabel 5.2. Hasil analisis TOC dan Rock-Eval
sampel inti terpilih dari sebuah sumur di Montana (Peters, 1986)
Dalam Deskripsi TOC S1 S2 S3 Tmaks PI HI OI
(kaki)
1.950 serpih gpngan, 3,54 1,77 23,81 1,21 422 0,07 673 34
berlapis, klb glp
1.975 serpih gpngan, 3,56 0,28 2,96 1,21 427 0,09 83 34
masif, klb glp
2.007 serpih masif, 1,04 0,04 0 0,55 - 0 0 53
kelabu medium
2.073 serpih gpngan, 2,43 0,09 0,56 0,62 432 0,14 23 26
hitam, menyerpih
2.076 serpih gpngan, 0,38 0,05 0,25 0,51 432 0,17 66 134
kelabu medium
2,090 btlanau, coklat 0,61 3,61 4,08 0,12 415 0,47 669 20
(berminyak)
2.146 serpih masif 0,52 0,04 0,14 0,45 422 0,22 27 87
kelabu medium
Maturation
Function of Temperature and time
Thermal source:
Mantle Heat flow
Magma intrusion
Vulcanism
Thermal indicator
(paleo-geothermometry)
Visual Kerogen:
•Vitrinite reflectance
•SCI Spore coloration Index
•TAI Thermail alteration index
Palinomorf: belum matang berwarna
kuning-jingga atau coklat kekuningan
(diagenesis),
coklat (katagenesis), dan akhirnya
hitam (metagenesis).
Misal: TAI (Staplin, 1969), SCI
REFLEKTANSI VITRINIT
<0,5 – 0,7% diagenesis
0,7 – 1,3% katagenesis (jendela minyak)
1,3 – 2,0 katagenesis akhir atau
zona utama gas
>2% metagenesis
Kekurangan metode ini:
a. Vitrinit jarang ditemukan dalam kerogen tipe I dan
II
b. Laju transformasi mungkin berbeda antar-kerogen,
meskipun aras VR-nya sama
c. Kesalahan penentuan maseral (maseral lain
dianggap vitrinit)
d. Batuan induk lebih tua dari Silur tidak
mengandung vitrinit
ROCK-EVAL/PYROLYSIS
Aplikasi:
PI < 0,1; Tmaks <435oC belum matang
0,1-0,4; 435-460 o
C katagenesis (jendela minyak)
>460 oC di luar jendela minyak
Di jenjang awal maturasi, harga Tmaks kerogen tipe I >
kerogen tipe II dan tipe III tetapi puncak
pembentukan minyaknya sama
Kematangan berdasarkan diagram van Krevelen
Data terpercaya berdasarkan data sumur
dengan rata-rata setiap 30-60 kaki (9-18
m)
Untuk sedimen belum matang, biasanya
puncak S1 dan S2 tidak terpisahkan
dengan baik, menyebabkan anomali S1
dan PI
Korelasi antara HI dan H/C atau antara OI
dan O/C mungkin tidak baik, karena:
1) pirolisis pada batuan utuh, analisis unsur
pada kerogen terisolasi: MO dapat terubah
ketika preparasi kerogen; mineral
mempengaruhi hasil pirolisis; FID Rock-Eval
tidak menghitung hidrogen atau air yang
merupakan produk penting batuan belum
matang
Korelasi antara HI dan H/C atau antara OI
dan O/C mungkin tidak baik, karena:
2) produk pirolisis MO yang berbeda tipe
akan memberikan respons yang berbeda
pula pada detektor
Kontaminasi aditif umumnya menurunkan
Tmaks, meskipun beberapa aditif dapat
menurunkan atau menaikkan Tmaks.
Semua kontaminan organik cenderung
meningkatkan HI.
Kontaminasi oil based mud atau minyak
bermigrasi membuat kenampakan seperti
belum matang (Tmaks < 435oC),
kebalikannya PI atau S1/TOC > 0,2 dan 0,3,
berurut.
Akurasi Tmaks sekitar 1-3oC, tergantung
alat, laju program, jumlah sampel, dan posisi
kalibrasi elektronik termistor.
Sampel yang mempunyai puncak S2 < 0,2
Tmaks-nya tidak dapat dipercaya.
TOC= 2,50%
S1= 0,89
S2= 18,01
S3= 0,89
Tmax= 440oC
PI= 0,05
HI= 692
OI= 34
SOM= 2,0 mg/g
Batuan induk
TOC= 2,85%
S1= 15,05
S2= 3,48
S3= 6,95
Tmax= 421oC
PI= 0,81
HI= 122
OI= 243
Migrated HC
TOC= 5,05%
S1= 15,26
S2= 6,27
S3= 10,89
Tmax= 314oC
PI= 0,71
HI= 124
OI= 215
Contaminated sample
w/ Diesel
REFLEKTANSI VITRINIT (%)
0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4
gas/kondensat naftenik CH4
KAYA RESINIT
minyak naftenik ringan (?)
gas/kondensat gas CH4
KAYA LIPTINIT parafinik
minyak lilinan minyakparafinik ringan
KAYA VITRINIT gas CH4
gas gas/kondensat parafinik CH4
SEDIMENBIOGENIK
minyak aspaltik, kondensat parafinik kaya sulfur naftenik
gas gas/kondensat naftenik CH4
SEDIMENKLASTIK minyak parafinik/naftenik
Gambar 3.7. Model pembentukan hidrokarbon dari berbagai tipe kerogen yang
menunjukkan jenis cairan dan gas yang dihasilkan pada berbagai variasi
harga reflektansi vitrinit. Diadaptasi dari Waples (1985).
Geochemical Processes
Molekul biogenik Material organisme Kehidupan
0,01
Biokimia dan D
degradasi kimia I
A
0,1 G
K E
E Fragmen lebih kecil N
D E
A S
L Kondensasi I
A 1 S
M Polimerisasi
A
N
(M) Humus
Kehilangan
Metana
10 CO2, H2O, NH3
100 Kerogen K
A N
Minyak Maturasi termal T E
1000 A S
Gas G I
E S
10.000 Karbon mati Perengkahan METAGENESIS
Gambar 3.1. Transformasi material organik dalam sedimen dan batuan sedimen
(diadaptasi dari Waples, 1985).
Diagenesis: transformasi material organik dalam
lingkungan sedimen yang terjadi pada temperatur relatif
rendah.
Katagenesis: penguraian termal kerogen besar atau
molekul aspaltena menjadi molekul lebih kecil yang kemudian
akan menjadi bagian fraksi bitumen dalam batuan induk.
Metagenesis: jenjang lanjut maturitas termal yang
ditunjukkan dengan adanya pembentukan gas dan
perengkahan (cracking).
Res. rock