Post on 08-Apr-2016
description
Laboratorium Geologi Migas 2013
BAB I
PENDAHULUAN
I.I Latarbelakang
Minyak Bumi (bahasa Inggris: petroleum, dari bahasa Latin petrus – karang
dan oleum – minyak), dijuluki juga sebagai emas hitam, adalah cairan kental,
berwarna coklat gelap, atau kehijauan yang mudah terbakar, yang berada di lapisan
atas dari beberapa area di kerak bumi. Minyak Bumi terdiri dari campuran kompleks
dari berbagai hidrokarbon, sebagian besar seri alkana, tetapi bervariasi dalam
penampilan, komposisi, dan kemurniannya. Minyak Bumi diambil dari sumur minyak
di pertambangan-pertambangan minyak. Lokasi sumur-sumur minyak ini didapatkan
setelah melalui proses studi geologi, analisis sedimen, karakter dan struktur sumber,
dan berbagai macam studi lainnya. Setelah itu, minyak Bumi akan diproses di tempat
pengilangan minyak dan dipisah-pisahkan hasilnya berdasarkan titik didihnya
sehingga menghasilkan berbagai macam bahan bakar, mulai dari bensin dan minyak
tanah sampai aspal dan berbagai reagen kimia yang dibutuhkan untuk membuat
plastik dan obat-obatan. Minyak Bumi digunakan untuk memproduksi berbagai
macam barang dan material yang dibutuhkan manusia.
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 1
Laboratorium Geologi Migas 2013
I.2 Maksud dan Tujuan
Maksud dan tujuan utama analisa karogen dan kematangan batuan induk dalam eksplorasi
hidrokarbon pada dasarnya
meliputi menentukan potensi batuan induk, menentukan tipe kerogen dan kematangan
batuan induk.
Tujuan ini dapat dugunakan untuk memberikan gambaran dari arah migrasi Minyak
bumi yang berguna untuk mngembangkan sumur pemboran dan menentukan
kelanjutan dari penyelidikan pemboran.
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 2
Laboratorium Geologi Migas 2013
I.3 DASAR TEORI
Analisa Jumlah organic pada batuan induk
Jumlah material organik yang terdapat di dalam batuan sedimen dinyatakan sebagai
Karbon Organik Total (TOC). Anlisis ini cukup murah, sederhana dan cepat. Biasanya
memerlukan satu gram batuan, tetapi jika sample banyak material organik, jumlah yang lebih
kecil dari satu g ram cukup.
Analisa TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganilis karbon, Leco Carbo Anlyzer.
Dimana tekniknya cukup sederhana, yaitu dengan membakar sample yang berbentuk bubuk, bebas
mineral karbonat pada temperatur tinggi dengan bantuan oksigen. Semua karbon organik dirubah
menjadi karbon dioksida, yang kemudian diperangkap dalam alat tersebut dan dilepaskan dalam
suatu detector ketika pembakaran sudah usai jumlah karbon organik didalam batuan karbonat harus
dihilangkan dalam sample dengan asam klorida sebelum pembakaran, karena mineral karbonat juga
terurai selama pembakaran dan menghasilkan karbon dioksida.
Sample dengan kandungan TOC rendah biasanya dianggap tidak mampu membentuk
hidrokarbon yang komersial dan karena itu sample seprti biasanya tidak dianalisis lebih lanjut. Titik
batas didiskualifikasi biasanya tidak merata, tetapi pada umumnya antara 0,5 dan 1% TOC. Sample
yang terpilih, dianalisis lebih lanjut untuk tipe material organik yang dikandungnya. Jika penentuan
TOC ditentukan terhadap sample inti bor, maka pengambilan sample tersebut didiasarkan pada
litologi yang menarik.
Sebelum melakukan penentuan TOC, teknisi harus membuang kontaminan dan material
jatuhan. Jika terdapat lebih dari satu litologi dalam suatu sample, maka kita harus melakukan
pengambilan material tertentu saja. Pendekatan lain adalah tanpa memilih materialnya dengan
harapan agar kita mendapatkan harga yang mencerminkan keseluruhan sample.
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, sehingga akhirnya memberikan data yang membuat kita
menjadi pesimis. Karena kedua cara tersebut berbeda, maka jika tidak seseorang kan melakukan
interpretasi haruslah mengetahui metode mana yang telah ditempuh agar dapat menghasilkan
interpretasi dengan akurasi tinggi.
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 3
Laboratorium Geologi Migas 2013
BAB II
PEMBAHASAN
II.1 Dasar Teori
Rock-Eval Pyrolisis (REP) adalah simulasi proses hydrocarbon generation di
laboratorium dengan cara melakukan pemanasan bertahap pada sampel batuan induk
dalam keadaan tanpa oksigen pada kondisi atmosfer inert dengan temperatur yang
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 4
Laboratorium Geologi Migas 2013
terprogram. Pemanasan ini memisahkan komponen organik bebas (bitumen) dan
komponen organik yang masih terikat dalam batuan induk (Espitalie et al., 1977).
Pemanasan pada sampel batuan dilakukan pada temperatur yang lebih tinggi dari pada
kondisi sebenarnya, sehingga dapat dihasilkan hidrokarbon pada waktu yang lebih
pendek/cepat.
a. S1 (free hydrocarbon)
S1 menunjukkan jumlah hidrokarbon bebas yang dapat diuapkan tanpa melalui proses
pemecahan kerogen. nilai S1 mencerminkan jumlah hidrokarbon bebas yang terbentuk insitu
(indigeneous hydrocarbon) karena kematangan termal maupun karena adanya akumulasi
hidrokarbon dari tempat lain (migrated hydrocarbon) untuk nilai S1 pada sumur beta adalah
antara 0,09-0,25
b. S2 (pyrolisable hydrocarbon)
S2 menunjukkan jumlah hidrokarbon yang dihasil melalui proses pemecahan kerogen
yang mewakili jumlah hidrokarbon yang dapat dihasilkan batuan selama proses pematangan
secara alamiah. Nilai S2 menyatakan potensi material organik dalam batuan yang dapat
berubah menjadi petroleum. Harga S1 dan S2 diukur dalam satuan mg hidrokarbon/gram
batuan (mg HC/g Rock) untuk nilai S2 pada sumur beta adalah antara 3,31-5,85
c. S3
S3 menunjukkan jumlah kandungan CO2 yang hadir di dalam batuan. Jumlah CO2 ini
dapat dikorelasikan dengan jumlah oksigen di dalam kerogen karena menunjukkan tingkat
oksidasi selama diagenesis dan untuk nilai S3 pada sumur beta adalah antara 0,52-2,59
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 5
Laboratorium Geologi Migas 2013
d. Tmax
Nilai Tmax ini merupakan salah satu parameter geokimia yang dapat digunakan untuk
menentukan tingkat kematangan batuan induk Harga Tmax yang terekam sangat dipengaruhi
oleh jenis material organik. Kerogen Tipe I akan membentuk hidrokarbon lebih akhir
dibanding Tipe III pada kondisi temperatur yang sama. Harga Tmax sebagai indikator
kematangan juga memiliki beberapa keterbatasan lain misalnya tidak dapat digunakan untuk
batuan memiliki TOC rendah (<0,5) dan HI < 50. Harga Tmax juga dapat menunjukkan
tingkat kematangan yang lebih rendah dari tingkat kematangan sebenarnya pada batuan induk
yang mengandung resinit yang umum terdapat dalam batuan induk dengan kerogen tipe II
(Peters, 1986) di dapat Tmax pada kedalaman 2895-3035 untuk sumur beta di dapatkan tipe
karogen II/III yang mana lebih dominan tipe II nya.
Kombinasi parameter – parameter yang dihasilkan oleh Rock-Eval Pyrolisis dapat
dipergunakan sebagai indikator jenis serta kualitas batuan induk, antara lain :
a. Potential Yield (S1 + S2)
Potential Yield (PY) menunjukkan jumlah hidrokarbon dalam batuan baik yang berupa
komponen volatil (bebas) maupun yang berupa kerogen. Satuan ini dipakai sebagai penunjuk
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 6
Laboratorium Geologi Migas 2013
jumlah total hidrokarbon maksimum yang dapat dilepaskan selama proses pematangan batuan
induk dan jumlah ini mewakili generation potential batuan induk.
b. Production Index (PI)
Potential Yield (PY), assuming immature sample, menunjukkan jumlah hidrokarbon dalam batuan baik yang berupa komponen bebas maupun yang berupa kerogen. Satuan ini dipakai sebagai penunjuk jumlah total hidrokarbon maksimum yang dapat dilepaskan selama proses pematangan batuan induk dan jumlah ini mewakili generation hydrocarbon source potential.
c. Hydrogen Index (HI) dan Oxygen Index (OI)
HI merupakan hasil dari S2 x 100/TOC dan OI adalah S3 x 100/TOC. Kedua parameter
ini harganya akan berkurang dengan naiknya tingkat kematangan. Harga HI yang tinggi
menunjukkan batuan induk didominasi oleh material organik yang bersifat oil prone,
sedangkan nilai OI tinggi mengindikasikan dominasi material organik gas prone. Waples
(1985) menyatakan nilai HI dapat digunakan untuk menentukan jenis hidrokarbon utama dan
kuantitas relatif hidrokarbon yang dihasilkan. Dari analisa kurva Hi vs Oi di dapatkan tipe
karogen II/III yang mana pencampuran antara oil dan gas.
II.2 Profil Kedalaman VS Total Organic Carbon (TOC)
Profil Kedalaman VS Total Organic Carbon (TOC) merupakan profil yang
menunjukkan jumlah material organic sebagai Total Organic Carbon untuk tiap kedalaman
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 7
Laboratorium Geologi Migas 2013
pada masing-masing Formasi Tawun dan Formasi Kujung. Analisa ini menggunakan sebuah
alat penganalisis karbon yang disebut Carbon Analyzer. Didapatkan hasil dari analisa kurva
TOC vs Depth didapatkan pada kedalaman 2895-2995 dengan rata-rata TOC nya 1,16 % dan
terdapat anomali pada kedalaman 2905-2915 yaitu 1,25 %, 2965-2975 yaitu 1,32% dan 2975-
2985 yaitu 1,61 %. Pada kedalaman 2995-3005 pada formasi Kujung memiliki nilai rata-rata
TOC nya 1,09 % dan nilai antaranya 1,03%-1,!4 %. TOC keseluruhan di dapatkan Good
II.3 Profil Kedalaman VS Ro
Profil Kedalaman VS Ro merupakan profil yang menunjukkan tingkat kematangan
batuan induk pada tiap kedalaman masing-masing formasi, di mana menurut para ahli, tingkat
kematangan tersebut dipengaruhi atau dikontrol oleh suhu dan waktu. Tinggi atau rendahnya
suhu dan lama atau atau singkatnya waktu akan menyebabkan terubahnya kerogen minyak
bumi. Tingkat kematangan panas batuan induk akan mempengaruhi jenis minyak bumi yang
terbentuk. Semakin tinggi tingkat kematangan panas batuan induk makan akan terbentuk
minyak bumi jenis berat, minyak bumi ringan, kondensat, dan pada akhirnya gas. Didapatkan
dari analisa tabel depth Vs RO pada kedalaman 2895-2975 memiliki nilai 0,51-0,58 dengan
indikasikan belum matang dan pada kedalaman 2975-3035 memiliki nilai 0,60-0,68 dengan
indikasikan matang.
II.4 Analisa Tipe Material Organik
Salah satu penilaian batuan induk adalah tingkat kekayaan material organik yang
terdapat pada batuannya. Material Organik adalah organisme yang terawetkan dalam batuan.
Kekayaan material organik pada batuan induk dinyatakan dalam TOC, atau total organic
carbon. Faktor yang mempengaruhi preservasi material organik:
konsentrasi dan sifat oksidator, bila oksidasi tinggi maka organisme sangat mudah
mengalami pembusukan.
tipe material organi yang terawetkan, misalnya: alga, kayu, dll
kecepatan akumulasi sedimentasi, semakin cepat sedimen mengubur material organik,
maka pembusukan dapat dihindari.
Dari 3 faktor di atas, oksidasi merupakan faktor pengontrol utama. Preservasi material
organik akan kaya bila kondisi:
stagnan basin, kerapatan perlapisan Oksigen, semakin ke dasar air, semakin kecil.
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 8
Laboratorium Geologi Migas 2013
oxygen-minimum layer (OML): tingkat konsumsi oksigen lebih besar dari tingkat
oksigen influx, sederhananya, jumlah oksigen yang ada tidak mencukupi laju
konsumsi yang tinggi.
restricted cirlucation: hampir tidak ada sirkulasi air, influx (arus masuk) material
organik sangat tinggi, aktivitas bakteri pengurai terbatas, umumnya terjadi di daerah
swaps (rawa-rawa), lagoon.
Kualitas batuan induk berdasarkan nilai TOC nya dapat disimpulkan sebagai berikut:
o Poor: 0-0.5 wt.% TOC
o Fair: 0.5-1 wt.% TOC
o Good: 1-2 wt.% TOC
o Very good: 2-4 wt.% TOC
o Excellent: >4 wt.% TOC
II.5 Analisa Tipe Kerogen
Selain TOC, dikenal juga istilah lain untuk karakterisasi batuan induk yaitu kerogen
(Kerosene generator) yaitu komponen organik batuan induk yang tidak dapat larut dalam
larutan organik biasa dan NaOH. Kerogen terbentuk dari organisme mati yang terpreservasi
pada saat stase awal dari diagenesis dan litifikasi. Kerogen menjadi penting dikarenakan
dapat dijadikan sebagai acuan untuk memprediksi jenis fluida yang akan mengisi reservoir
berdasarkan tipe kerogen batuan induk.
Tipe Kerogen:
Tipe-1: jarang, material organiknya berasal dari green algae (ex: Botryococcus, etc)
Tipe-2: umumnya terendapkan di laut, material organiknya berasal dari alga, cutile,
resin, spores, pollen
Tipe-3: pengaruh coastal sangat kuat, material organiknya kaya lignin, dan kandungan
hidrogen rendah.
BAB III
PENUTUP
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 9
Laboratorium Geologi Migas 2013
III.1 Kesimpulan
Minyak bumi dan gas alam diduga berasal dari jasad renik lautan, tumbuhan dan
hewan yang mati sekitar 150 juta tahun yang lalu. Dugaan tersebut didasarkan pada kesamaan
unsur-unsur yang terdapat dalam bahan tersebut dengan unsur-unsur yang terdapat pada
makhluk hidup. Minyak bumi merupakan campuran komplek hidrokarbon plus senyawaan
organik dari Sulfur, Oksigen, Nitrogen dan senyawa-senyawa yang mengandung konstituen
logam terutama Nikel, Besi dan Tembaga. Minyak bumi sendiri bukan merupakan bahan
yang uniform, melainkan berkomposisi yang sangat bervariasi, tergantung pada lokasi, umur
lapangan minyak dan juga kedalaman sumur.
Profil Kedalaman VS Total Organic Carbon (TOC)
Didapatkan hasil dari analisa TOC dan Depth didapatkan pada sumur beta
TOC nya antara 1% - 2% didapatkan “GOOD”
Profil Kedalaman VS RoDidapatkan hasil dari analisa Depth VS Ro, setelah ditarik garis berat yang
membagi 2 titik-titik Ro sama besar, didapatkan kedalaman pada kedalaman 2895-
2975 dengan nilai RO nya 0,51-0,58 didapatkan “belum matang” dan didapatkan
kedalaman 2975-3035 dengan nilai RO 0,60-0,68 didapatkan “Matang”.
Analisa Grafik Total Organik Karbon vs Potensial YieldingBerdasarkan hasil analisa pada formasi Tawun dan Formasi Kujung pada
sumur Beta didapatkan nilai baik.
Analisa Tipe KerogenHasil analisa Tipe Kerogen sumur Beta berdasarkan grafik Hi VS Oi
menghasilkan kerogen Tipe II/III, di mana lebih dominan ke tipe II dilihat dari kurva
Hi VS Oi.
Profil Analisa Komposisi Kerogen
Dari hasil analisa didapatkan komposisi kerogen pada Formasi Tawun dan
Formasi Kujung di dapat komposisi karogen OIL.
Adhitya Fakhrul Hidayat111.110.067Plug : 3 10