gmb 3

2012

BAB I

PENDAHULUAN

I.1 PENDAHULUAN

Analisa batuan induk dan hidrokarbon dilakukan melalui tiga tahapan dasar yaitu :

a. Analisa Organik matter

b. Analisa tipe Organik matter

c. Analisa Kematangan Batuan induk

1.2 MAKSUD DAN TUJUAN

Maksud dan tujuan utama analisa geokimia dalam eksplorasi hidrokarbon

menentukan potensi batuan induk,

menentukan tipe kerogen

kematngan batuan induk.

Tujuan ini dapat digunakan untuk memberikan gambaran dari arah migrasi

Minyak bumi yang berguna untuk mngembangkan sumur pemboran dan

menentukan kelanjutan dari penyelidikan pemboran.

1.3 DASAR TEORI

Batuan induk (source rock) yaitu batuan yang mempunyai banyak

kandungan material organic, ciri-ciri source rock berbutir halus, kaya akan

kandungan organic, impermeabl, porositas kecil, persebaran luas, dilingkungan

reduksi, lithologi lempung, batubara, serpih.

Material organic yang terdapat di dalam batuan mengandung 90% kerogen

dan 10% bitumen. Kerogen adalah komplek molekul organic terdapat dibatuan

sedimen yang tidak larut dalam pelarut organic, karena molekul kerogen

berukuran besar. Kerogen terdiri dari partikel yang berbeda-beda, Maseral adalah

material organic, dari partikel yang berbeda yang membentuk kerogen,

hubungannya terhadap kerogen sama dengan hubungan mineral terhadap batuan.

Bitumen adalah material organic yang larut dalam pelarut organic biasa, atau

EOM (extractable organic matter)

NAMA : NABELLA NURUL FITRINIM : 111.100.034PLUG : 3

2012

BAB II

PEMBAHASAN

ANALISA JUMLAH ORGANIK DALAM BATUAN INDUK

Jumlah material organik yang terdapat di dalam batuan sedimen

dinyatakan sebagai Karbon Organik Total (TOC). Analisa TOC biasanya

dilakukan dengan suatu alat penganilis karbon, Leco Carbo Anlyzer. Kekurangan

dari cara ini adalah kita secara tidak sadar mencampur material kaya yang

seringkali jumlahnya relatuif sedikit dengan material yang tidak mengandung

material organik (kosong) yang jumlahnya cukup banyak.

ANALISA KEMATANGAN BATUAN INDUK

Tingkat Kematangan Minyak Bumi

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 jenis ringan,

kondesat 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 temperatur yang rendah dapat mencapai suhu pembentukan

minyak bumi dalam suatu skala waktu tertentu.

Dari hasil suatu riset, Bissada (1986) menyatakan bahwa temperatur

pembentukan minyak bumi sangat bervariasi. Dijelaskan bahwa batuan


2012

yang berusia lebih muda relatif memerlukan temperatur yang lebih tinggi

dalam pembentukan minyak bumi.

ZONE I

BIOHEMICAL METANE GENERATION

DRY GAS

ZONE II

INITIAL THERMOCHEMICAL GENERATION

NO EFFECTIVE OIL RELASE

DRY GAS-WET GAS-CONDESATE-(OIL ?)

ZONE III

MAIN PHASE OF MATURE OIL GENERATIONAND RELEASE OIL AND GAS

ZONE IV

THERMAL DEGRADATION OF HEAVY HIDROCARBON

(OIL PHASE-OUT)

CONDESATE WET GAS-DRY GAS

ZONE VINTENSE ORGANIC METAMORFISM : METANA FORMATION DRY GAS

Zonasi pembentukan minyak bumi (Bissada, 1986)

Identifikasi kematangan minyak bumi

cara pengidentifikasian pematangan berdasarkan data geokimia organik

yaitu dengan cara:

1. Analisa pantulan vitrinit

Analisa ini berdasarkan pada kemampuan daya pantul cahaya vitrinit.

Besarnya pantulan vitrinit merupakan petunjuk langsung untuk tingkat

kematangan zat organik, 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 temperatur artinya dengan perubahan waktu pemanasan dan temperatur

akan menyebabkan warna vitrinit berubah di bawah sinar pantul.


2012

Tabel di bawah memperlihatkan hubungan antara nilai pantulan vitrinit dengan tingkat kematangan hidrokarbon. (Tissot

and Welte, 1978).

SCI

PALYNOMORPH COLOUR MATURITY DEGREE

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Pale Yellow

Yellow

Yellow

Gold Yellow

Orange to Yeloow

Orange

Brown

Dark Brown

Drak Brown to Black

Black

Immature

Immature

Transition to mature

Transition to mature

Mature

Optimum oil generation

Optimum oil generation

Mature, gas condensat

Over mature, dry gas

Over mature, dry gas (traces)

Tabel 3.2. memperlihatkan hubungan antara warna dari spora atau tepung sari dengan tingkatkematangannya

2. Analisa Indeks Warna Spora

Analisa ini untuk mengetahui tingkat kematangan zat organik dengan

menggunakan mikro fosil dari sekelompok sporaa dengan serbuk sari

3. Indeks Pengubahan Thermal

Metode ini mempergunakan penentuan warna secara visual dari pollen (serbuk

kepala putik) dan zat organik lainnya, dari warna kuning, coklat sampai hitam.

Klasifikasi ini dihubungkan langsung dengan pembentukan atau pematangan dari

minyak dan gas bumi.


VITRINITE REFLECTANCE HYDROKARBON TYPE0,33-0,35

0,35-0,66

0,60-0,80

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, condesat, wet gas

Condesat, wet gas

PetrogenOic methane gas

2012

Identifikasi Kematangan Berdasarkan Pyrolisis

1. Metode analisis

Alat yang dipergunakan untuk ini adalah rock-eval. Di dalam pyrolisis,

sejumlah kecil bubuk sample (biasanya 50-100mg) dipanasi secara perlahan

tanpa adanya oksigen dari suatu temperatur awal 2500 C ke temperatur

maksimum 5500 C.

a. Pyrolisis Tmax

Parameter Tmax adalah temperetur puncak S2 mencapai maksimum.

Temperatur pyrolisis dgunakan sebagai indicator kematangan, sebab jika

kematangan kerogen meningkat, temperatur 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 hubungan antara transformation ratio dan Tmax dengan

kematangan dapat dilihat pada tabel di bawah ini.

Tabel Hubungan Antara Transformation Ratio dengan Kematangan

(Espilatie etal 77 Vide tissot &Welte 1978)\


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)

2012

Tabel Hubungan Antara Tmax dengan Tingkat Kematangan

(Espilatie etal Vide tissot &Welte 1978

Tabel Klasifikasi S1+S2(HY)

(Espilatie etal 77 Vide tissot &Welte 1978)

ANALISA TIPE MATERIAL ORGANIK

Tipe-tipe Bahan Organik Dalam Batuan Induk

Dalam diagram Van Krevelen yang dimodifikasi Tissot (1974) dan ahli

lainnya (Nort, 1985). Ia menggambarkan jalur evolusi pematangan (evolusi

thermal), 4 tipe kerogen yaitu :

Tipe 1 : tipe ini merupakan tipe tinggi, berupa sedimen-sedimen algal,

umumnya merupakan endapan danau, mengandung bahan organik

Sapropelic, rasio atom H : C sekitar 1,6-1,8. Kerogen ini cenderung

menghasilkan minyak (oil prone).

Tipe 2 : kerogen tipe ini merupakan tipe intermediat, umumnya

merupakan endapan-endapan tepi laut. Bahan organiknya merupakan


T Max (0 C)Tingkat Kematangan

400-435

435-460

>460

Belum matang

Matang (oil window)

Lewat matang (gas window)

S1+S2

(mg/gr atau kg/ton)Tingkat Kematangan

0,00-1,00

1,00-2,00

2,00-6,00

6,00-10,0

10,0-20,0

>20,0

Poor

Marginal

Moderate

Good

Very good

excellent

2012

campuran antara bahan organik asal darat dan laut, rasio atom H: C

sekitar 1,4. Tipe ini juga menghasilkan minyak (oil prone).

Tipe 3 : kerogen ini mengandung bahan organik Humic yang berasal dari

darat, yakni dari tumbuhan tingkat tinggi (ekivalen dengan vitrinite pada

batu bara). Rasio atom H : C adalah 1,0. Tipe ini cenderung untuk

membentuk gas (gas prone).

Tipe 4 : tipe ini bahan organiknya berasal dari berbagai sumber, namun

telah mengalami oksidasi, daur ulang atau teralterasi. Bahan organiknya

yang lembam (inert) miskin hydrogen (rasio atom H : C kurang dari 0,4)

dan tidak menghasilkan hidrokarbon.

Kelompok Maseral Maseral Asal Tanaman

Eksinit (cenderung ke minyak)

Alginit

KutinitSporinit

Resinit

Suberinit

Liptoderinit

Alga

Lapisan lilin

Spora / pollen

Resin

Gabus

Baerbagai material di atas

Vitrinit (cender ung gas)Telinit

Kolinit

Jaringan tanaman

Gel humus

Inertinit (inert)

Fussinit

Semi fussinit

Piro fussinit

Sklerotinit

Makrinit

Makrinit

Arang

Tanaman

Jaringan

Jamur

Amor tidak jelas prazatnya

EVALUATING PETROLEUM SOURCE ROCK


2012

Table 1. Geochemical Parameters Describing Source Rock

Generative Potential

*Nomenclature

S1 = mg HC/g rock

S2 = mg HC/g rock

Table 2. Geochemical Parameters Describing Type of Hidrocarbon Generated

*assumes a level of thermal maturation equivalent to R0 = 0,6%

Table 3.

Geochemical Parameters Describing Type of Thermal Maturation*Many maturation parameters (particulary T max)depend om type of OM

Pada Sumur Alfa

KEDALAMAN FORMASI LITHOLOGI

2500-2550 TALANG AKAR CLAY CARBON

2551-2600 LAHAT SHALE


Ouantity TOC(Wt. %)

S1* S2*

Poor 0-5 0-0,5 0-0,25

FAIR 0,5-1 0,5-1 2,5-5

Good 1-2 1-2 5-10

Very Good 2+ 2+ 10+

Type

HI

(mg HC/g Corg)* S2/S3*

Gas 0-150 0-3

Gas and Oil 150-300 3-5

Oil 300+ 5+

Maturation PI

[S1/(S1+S2)]

Tmax

(0C)

R0

(%)

Top Oil Window

(birthline)

~ 0,1 ~435-445 ~0,6

Bottom

oil Window

(deadline)

~0,4 ~470 ~1,4

2012

2601=2640 LAHAT CLAY CARBON

Pada Grafik OI vs HI

Didapatkan tipe kerogen 3 dan tipe kerogen 4 berdasarkan analisa dari grafik /

kurva OI dan HI yaitu Belum bisa / belum jadi hidrokarbon

Berdasarkan tipe kerogen menurut petters dan cassa 1994, HI (mg C / g TOC)

Dengan hasil HI 50-200 yaitu tipe kerogen 3 dengan Main Expelled Product at

Peak Maturity is “gas”

Depth Vs Ro

Menurut Peters dan Cassa 1994 Didapatkan >0,5 - <0.6 dari kurva, yang dapat

disimpulkan Belum ada yang matang / immature . Ro dengan analisa geokimia

organic berdasarkan bantuan vitrinit

HI vs T-MAX

Dari kurva didapatkan

HI :

Berdasarkan tipe kerogen menurut petters dan cassa 1994, HI (mg C / g TOC)

50-200 yaitu tipe kerogen 3 dengan Main Expelled Product at Peak Maturity is

“gas”

T-max

Tmax dengan Tingkat Kematangan (Espilatie etal Vide tissot &Welte 1978)

T-max didapatkan oC <435 oC yaitu belum matang

PY VS TOC

Toc : didapatkan dari perhitungan yaitu 1-1,62 yaitu good, yang menurut

presentase nilai TOC Petters and Cassa, 1994


2012

PY : didapatkan 2-5 dari perhitungan, (Espilatie etal Vide tissot &Welte 1978)

Yaitu “moderate”

BAB III

PENUTUP

KESIMPULAN


2012

Batuan induk (source rock) yaitu batuan yang mempunyai banyak

kandungan material organic, ciri-ciri source rock berbutir halus, kaya akan

kandungan organic, impermeabl, porositas kecil, persebaran luas, dilingkungan

reduksi, lithologi lempung, batubara, serpih.

Material organic yang terdapat di dalam batuan mengandung 90% kerogen

dan 10% bitumen. Kerogen adalah komplek molekul organic terdapat dibatuan

sedimen yang tidak larut dalam pelarut organic, karena molekul kerogen

berukuran besar. Kerogen terdiri dari partikel yang berbeda-beda, Maseral adalah

material organic, dari partikel yang berbeda yang membentuk kerogen,

hubungannya terhadap kerogen sama dengan hubungan mineral terhadap batuan.

Bitumen adalah material organic yang larut dalam pelarut organic biasa, atau

EOM (extractable organic matter)

Analisa batuan induk dan hidrokarbon dilakukan melalui tiga tahapan dasar yaitu :

a. Analisa Organik matter

b. Analisa tipe Organik matter

c. Analisa Kematangan Batuan induk

Dari sumur Alfa didapatkan :

Pada Grafik OI vs HI

Didapatkan tipe kerogen 3 dan tipe kerogen 4 berdasarkan analisa dari grafik /

kurva OI dan HI yaitu Belum bisa / belum jadi hidrokarbon. Berdasarkan tipe

kerogen menurut petters dan cassa 1994, HI (mg C / g TOC) .Dengan hasil HI

50-200 yaitu tipe kerogen 3 dengan Main Expelled Product at Peak Maturity is

“gas”

Depth Vs Ro

Menurut Peters dan Cassa 1994 Didapatkan >0,5 - <0.6 dari kurva, yang dapat

disimpulkan Belum ada yang matang / immature . Ro dengan analisa geokimia

organic berdasarkan bantuan vitrinit

HI vs T-MAX


2012

Dari kurva didapatkan HI :Berdasarkan tipe kerogen menurut petters dan cassa

1994, HI (mg C / g TOC) 50-200 yaitu tipe kerogen 3 dengan Main Expelled

Product at Peak Maturity is “gas”. T-max Tmax dengan Tingkat Kematangan

(Espilatie etal Vide tissot &Welte 1978) T-max didapatkan oC <435 oC yaitu

belum matang

PY VS TOC

Toc : didapatkan dari perhitungan yaitu 1-1,62 yaitu good, yang menurut

presentase nilai TOC Petters and Cassa, 1994. PY : didapatkan 2-5 dari

perhitungan, (Espilatie etal Vide tissot &Welte 1978) Yaitu “moderate”


gmb 3

Documents