Analisa Batuan induk

Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2013

BAB I

PENDAHULUAN

I.1 Latar Belakang

Batuan induk 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 :

1. 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 % .

2. Kerogen merupakan kualitas dari carbon organic yang terendapkan dala batuan tersebut.

Keregon akan menentukan hidrokarbon yang akan di bentuk. Kerogen ada beberapa tipe .

diantaranya :

a. Kerogen tipe I

- Terbentuk di perairan dangkal

- Berasal dari algae yang bersipat lipid

- H/C > 1.5 dan O/C < 0,1

- Menghasikan minyak

b. 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

c. Kerogen tipe III

- Terbentuk di daratan

Nama : Pratty Montreana UtamiNIM : 111110056Plug : 9


- Berasal dari tumbuhan daratan

- H/C < 1,0 dan O/C > 0,3

- Menghasilkan gas

d. Kerogen tipe IV

- Telah mengalami oksidasi sebelum terendapkan , sehingga kandungan karbon telah

terurai sebelum terendapkan

- Tidak menghasilkan hidrokarbon

3. 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.

I.2 Maksud dan Tujuan

` Maksud dan tujuan dari laporan analisa batuan induk adalah agar kita memahami dan

mengerti apa yang dimaksud dengan batuan induk, kerogene,serta tingkat kematangan. Sehingga

kita mengetahui manakah batuan induk yang kualitasnya baik dengan cara menganalisanya

dengan menggunakan Total Organic Carbon (TOC), RO, PY, Oxygen Index (OI), HI, serta

dengan diagram tingkat kematangn.

I.3 Dasar Teori

ANALISA JUMLAH ORGANIK DALAM 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.

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

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 yang berusia lebih muda relatif memerlukan

temperatur yang lebih tinggi dalam pembentukan minyak bumi.

Ada 5 tahapan zonasi pematangan minyak bumi menurut Bissada (1986) adalah :

Zona I : dimana gas dapat terbentuk sebagai akibat bakteri tidak ada minyak yang dapat

dideteksi kecuali minyak bumi tersebut merupakan zat pengotor atau hasil suatu migrasi.

Zona II : merupakan awal pembentukan minyak bumi. Hasil utama yang terbentuk pada

zona ini adalah gas kering basah dan sedikit kondesat. Adanya pertambahan konsentrasi minyak

akan menyebabkan minyak bumi terus mangalami pengenceran, tetapi belum dapat terbebaskan

dari batuan induknya. Begitu titik kritis kemampuan menyimpan terlampaui, proses perlepasan

minyak bumi sebagai senyawa yang telah matang dimulai.

Zona III : merupakan zona puncak pembentukan dan pelepasan minyak bumi dari batuan

induk. Bentuk utama yang dihasilkan berupa gas dan minyak bumi. Dengan bertambahnya

tingkat pematangan maka minyak yang berjenis ringan akan terbentuk.

Zona IV : merupakan zona peningkatan pembentukan kondesat gas basah.

Zona V : merupakan zona teraksir, dicirikan dengan suhu yang tinggi sehingga zat organik

akan terurai menjadi gas kering (metana) sebagai akibat karbonisasi. Perubahan yang terjadi

sebagai akibat penambahan panas dan lamanya pemanasan pada kerogen atau batu bara dapat

bersifat kimia dan fisika, seperti yang diuraikan oleh Bissada (1980) sebagai ber ikut :

a. Daya pantul cahaya daari partikel vitrinit akan meningkat secara eksponensial.

b. Warna kerogen akan berubah menjadi lebih gelap.

c. Adanya peningkatan mutu batu bara, dengan kandungan volatile akan berkurang.



d. 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).

Gambar 1. Zonasi pembentukan minyak bumi (Bissada, 1986)

Identifikasi kematangan minyak bumi

Perubahan thermal zat organik mungkin akan dimulai pada kondisi temperatur sebesara

1000 C. perubahan temperatur yang terjadi dapat menyebabkan terjadinya proses metamorfasa

dan ini akan sangat berpengaruh pada kondisi zat organik yang terkandung dalam sedimen.


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 V

INTENSE ORGANIC METAMORFISM : METANA FORMATION

DRY GAS


Sehingga saat ini berkembang suatu 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.

Cara penganalisaan pantulan vitrinit ini yaitu dengan mengambil contoh batuan dari

kedalaman tertentu diletakkan di atas kaca preparat dan direkatkan dengan epoxyresin.

Kemudian digoskkan dengan kertas korondum kasar sampai halus dan terakhir fengan

menggunakan alumina. Selanjutnya contoh batuan tersebut diuji dalam minyak immersi (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. Tabel di bawah memperlihatkan hubungan antara nilai pantulan vitrinit

dengan tingkat kematangan hidrokarbon. (Tissot and Welte, 1978).



BAB II

ISI

II.1 Analisa Jumlah Material Organik

Profil TOC Vs Depth

Analisa ini menggunakan data Total Organic Carbon (TOC) untuk mengetahui kualitas

baik buruknya kandungan hidrokarbon tersebut. Berdasarkan data sumur Beta kualitas TOC

batuan yang baik ada pada kedalam 2975 – 2985 meter di Formasi Tawun, cekungan Jawa Timur

Utara, yaitu sebesar 1,61%.

Crossplot TOC Vs PY

Berdasarkan crossplot TOC didapat data sumur Beta menunjukan nilai PY dari 2-6 TOC

1,02-1,61 didapat bahwa nilai TOC menunjukan Good dan nilai PY adalah moderate.

II.2 Analisa Tipe Material Organik

Crossplot HI Vs OI

Dengan melakukan crossplot HI Vs OI dengan mengunakan tipe kerogen sumur menurut

Pranyoto (1990), kita dapat mengetahui tipe kerogen pada Formasi Tawun dan Kujung. Didapat

tipe pada kedua formasi ini adalah tipe dua (tipe II).

II.3 Analisa Kematangan berdasarkan refleksi vitrinit

Profil RO Vs Depth

Berdasarkan data profil RO Vs Depth diketahui nilai ro berkisar antara 0,51-0,64 dan

kedalaman 2895-3035 meter. Lalu dibuat garis putus-putus dimana letak 0,6 berada pada

kedalamn 2975-2985 meter, kemudian ditarik garis berat. Didapat bahwa kalau batuan induk

tersebut pada tahap Early Mature berdasarkan tipe kerogen menurut Peter and Cassa (1994).



BAB III

PENUTUP

III.1 Kesimpulan

Batuan induk 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.

Berdasarkan dari analisa batuan induk dari Formasi tawun dengan litologi batugamping

dan Formasi Kujung dengan litologi batulempung merupakan batuan induk dengan tingkat

kematangan yang baik atau bagus.


Analisa Batuan induk

Documents

Transcript of Analisa Batuan induk