211333682 source rock petroleum system

69

Upload: fahmi-bajry

Post on 29-Dec-2015

78 views

Category:

Documents


10 download

DESCRIPTION

Source

TRANSCRIPT

Page 1: 211333682 Source Rock Petroleum System
Page 2: 211333682 Source Rock Petroleum System

A petroleum system encompasses a pod of active source rock and

all genetically related oil and gas accumulation (Magoon and Beaumont, 1999)

Time

Temperature

Page 3: 211333682 Source Rock Petroleum System

Exploration Workflow

Decision

Making

Risk

Analysis

Petroleum

Systems / Synthesis

Analysis

Interpretation / Modelling

Exploration Data

Decision

Analysis

Data

Page 4: 211333682 Source Rock Petroleum System

Reasons for Dry Holes

0

510

1520

25

3035

40

Source

Rock HC

charge

Seal

Migration

Structure

Trap

Reservoir

(Kingston, AAPG Explorer,1996 )

Page 5: 211333682 Source Rock Petroleum System

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)

Page 6: 211333682 Source Rock Petroleum System

The Petroleum System

Page 7: 211333682 Source Rock Petroleum System

The Petroleum System

Page 8: 211333682 Source Rock Petroleum System

The Petroleum System

Page 9: 211333682 Source Rock Petroleum System

Geochemical Processes

Page 10: 211333682 Source Rock Petroleum System

• 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

Page 11: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 12: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 13: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 14: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 15: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 16: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 17: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 18: 211333682 Source Rock Petroleum System

Soluble and insoluble organic matter in

sediments

After Cornford, 1990, p. 297 and 301

Page 19: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 20: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 21: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 22: 211333682 Source Rock Petroleum System

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)

Page 23: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 24: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 25: 211333682 Source Rock Petroleum System
Page 26: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 27: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 28: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 29: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 30: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 31: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 32: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 33: 211333682 Source Rock Petroleum System

(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

Page 34: 211333682 Source Rock Petroleum System

(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

Page 35: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 36: 211333682 Source Rock Petroleum System

CH2

CH2

CH3

METHANE OCH3

ETHANE

OH

LIGNIN MOLECULE STRUCTURE

Page 37: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 38: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 39: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 40: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 41: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 42: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 43: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 44: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 45: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 46: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 47: 211333682 Source Rock Petroleum System

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).

Page 48: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 49: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 50: 211333682 Source Rock Petroleum System

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).

Page 51: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 52: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 53: 211333682 Source Rock Petroleum System
Page 54: 211333682 Source Rock Petroleum System

Maturation

Function of Temperature and time

Thermal source:

Mantle Heat flow

Magma intrusion

Vulcanism

Page 55: 211333682 Source Rock Petroleum System

Thermal indicator

(paleo-geothermometry)

Visual Kerogen:

•Vitrinite reflectance

•SCI Spore coloration Index

•TAI Thermail alteration index

Page 56: 211333682 Source Rock Petroleum System

Palinomorf: belum matang berwarna

kuning-jingga atau coklat kekuningan

(diagenesis),

coklat (katagenesis), dan akhirnya

hitam (metagenesis).

Misal: TAI (Staplin, 1969), SCI

Page 57: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 58: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 59: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 60: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 61: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 62: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 63: 211333682 Source Rock Petroleum System

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.

Page 64: 211333682 Source Rock Petroleum System

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

Page 65: 211333682 Source Rock Petroleum System

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).

Page 66: 211333682 Source Rock Petroleum System

Geochemical Processes

Page 67: 211333682 Source Rock Petroleum System

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).

Page 68: 211333682 Source Rock Petroleum System

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).

Page 69: 211333682 Source Rock Petroleum System

Res. rock