Analisa Geokimia

Analisa Geokimia

Geologi Regional Pulau Seram

Tektonik Regional Pulau Seram terletak sepanjang utara busur Banda, Indonesia

bagian timur. Pulau Seram berada pada zona tektonik kompleks, karena Pulau Seram

merupakan pertemuan tiga lempeng tektonik, yaitu: Lempeng Australia, Lempeng Pasifik-

Filipina, dan Lempeng Eurasia. Interaksi konvergen antara Lempeng Eurasia, Indo-Australia

dan Pasifik pada Miosen Akhir yang diikuti oleh rotasi Kepala Burung berlawanan arah

jarum jam pada Mio-Pliosen telah menyebabkan perkembangan tektonik kedua kawasan itu

berbeda, sehingga unit litologi dari Pulau Seram dan Ambon dapat dibedakan menjadi Seri

Australia dan Seri Seram. Stratigrafi Regional Stratigrafi Pulau Seram dibagi menjadi dua

bagian, yakni Seri Australia, (bagian utara dari Australia Continental Margin) dan Seri Seram

(Kemp, dkk., 1992).

Seri Australia (pre-rift sequence) terdiri dari sedimen berumur Trias-Miosen Akhir

yang secara tidak selaras berada di atas batuan metamorfik dan diendapkan di margin bagian

utara Australia Continental Margin. Batuan sedimen tertua di Pulau Seram adalah Formasi

Kanikeh yang diendapkan di neritik luar, berupa batupasir dan mudstones dan secara tidak

selaras terdapat di atas batuan beku dan batuan metamorfik (basement). Umur dari Formasi

Kanikeh adalah Trias Tengah-Trias Akhir (Gambar 1).

Miosen Akhir merupakan fase kritis dari evolusi geologi dan tektonik dari Pulau

Seram. Pada saat itu terjadi colution besar antara Lempeng Australia yang bergerak ke utara,

Lempeng Eurasia yang bergerak ke timur, dan Lempeng Pasifik yang bergerak ke barat,

kemudian menghasilkan sesar naik yang besar di Pulau Seram. Pada awal sesar naik dan

pengangkatan orogenesa yang cepat, terjadi gravity slide slump unit yang menghasilkan

diendapkannya Kompleks Salas secara tidak selaras di atas Seri Australia (Gambar 1).

Kompleks Salas diendapkan di outer shelf-bathyal, yang terdiri dari batulempung, mudstones,

dan mengandung klastik, bongkah, dan blok dari batuan sebelum mengalami pengangkatan.

Selain Kompleks Salas, erosi dari pengangkatan batuan di Pulau Seram ini juga

menyebabkan diendapkannya Formasi Wahai (Gambar 1) yang berupa endapan klastik di

outer shelf-bathyal pada Pliosen-Awal Pleistosen. Di atas Formasi Wahai, terdapat Formasi

Fufa yang merupakan endapan laut dangkal (zona neritik) dari erosi ketika proses

pengangkatan masih berlangsung pada Awal Pleistosen (Gambar 1).

Nama : Yordan Wahyu Christanto 1NIM : 22314008

Analisa Geokimia

Gambar 1. Penampang Stratigrafi Regional Pulau Seram

Berdasarkan penampang stratigrafi regional dari Pulau Seram, dimana Formasi

Kanikeh dan Formasi Salas berumur pra-Tersier dan didukung dengan kandungan material

organik yang banyak, dimungkinkan Formasi Kanikeh dan Formasi Salas mempunyai potensi

sebagai penghasil hidrokarbon. Sedangkan untuk Formasi Wahai dan Formasi Fufa

dimungkinkan tidak berpotensi sebagai penghasil hidrokarbon, karena keduanya berumur

Tersier dimana belum mengalami proses katagenesis yang sempurna. Selain itu sejak

terjadinya sesar utama dan pengangkatan di Pulau Seram pada Miosen Akhir-Pliosen Awal,

Pulau Seram secara tektonik selalu aktif. Dengan adanya tektonik yang selalu aktif, maka

apabila terjadi pembentukan hidrokarbon di Formasi Fufa dan Formasi Salas akan terganggu.


Analisa Geokimia

Analisis Petrografi Organik

Tabel 1. Hasil Analisa Tipe Kerogen

Berdasarkan hasil analisa petrografi (Tabel 1), jenis material organik yang umum

terdapat di dalam bitumen padat dari semua conto (Formasi Fufa, Formasi Salas, dan Formasi

Kanikeh) adalah kelompok maseral vitrinite. Dari kandungan material organiknya dari setiap

Formasi dapat dijabarkan sebagai berikut :

Formasi Fufa

Pada conto SS-01, maseral vitrinite sebagai kandungan yang dominan dengan minor

komponen cutinite, sporinite, dan resinite. Dari kandungan maseral tersebut dapat diyakini

bahwa Formasi Fufa termasuk dalam kerogen Tipe III. Material organik, khususnya vitrinite

diyakini sebagai salah satu source hidrokarbon dan dikategorikan sebagai gas prone.

Hadirnya maseral vitrinite, dengan minor komponen cutinite, sporinite, dan resinite,

diyakini sebagai indikator suatu lingkungan pengendapan zona neritik hingga ke transisi.

Formasi Wahai

Pada conto SS-02 tidak ditemukan material organik (barren).

Formasi Salas


Analisa Geokimia

Pada conto SS-03 sampai SS-09, maseral vitrinite sebagai kandungan yang dominan

dengan minor komponen cutinite, sporinite, dan resinite. Dari kandungan maseral tersebut

dapat diyakini bahwa Formasi Salas termasuk dalam kerogen Tipe III. Material organik,

khususnya vitrinite diyakini sebagai salah satu source hidrokarbon dan dikategorikan

sebagai gas prone. Hadirnya maseral vitrinite, dengan minor komponen cutinite, sporinite,

dan resinite, dimana untuk akumulasi nilai OPK nya cukup besar, sehingga diyakini

sebagai indikator suatu lingkungan pengendapan neritik luar hingga transisi.

Formasi Kanikeh

Pada conto SS-10 sampai SS-15, maseral vitrinite sebagai kandungan yang dominan

dengan minor komponen cutinite, sporinite, dan resinite. Dari kandungan maseral tersebut

dapat diyakini bahwa Formasi Kanikeh termasuk dalam kerogen Tipe III. Material organik,

khususnya vitrinite diyakini sebagai salah satu source hidrokarbon dan dikategorikan

sebagai gas prone. Hadirnya maseral vitrinite, dengan minor komponen cutinite, sporinite,

dan resinite, dimana untuk akumulasi nilai OPK nya lebih besar daripada Formasi Salas,

sehingga diyakini sebagai indikator suatu lingkungan pengendapan neritik luar.

Kekayaan Batuan Induk

Tabel 2. Rock-Eval Pyrolisis

Berdasarkan data TOC dan hasil Rock-Eval pyrolisis pada tabel 2, dibuat diagram

korelasi antara TOC dan potential yield (S1+S2) (Peters and Cassa, 1994) untuk mengetahui

kekayaan hidrokarbon. Seperti dapat dilihat pada gambar 2, semua conto dari Formasi Fufa,


Analisa Geokimia

Formasi Salas, dan Formasi Kanikeh memperlihatkan potensi dengan kategori not source.

Sehingga dapat ditarik kesimpulan bahwa semua conto pada Formasi Fufa, Formasi Salas,

dan Formasi Kanikeh tidak berpotensi sebagai source rock, meskipun ada 2 conto (SS-12 dan

SS-13) yang berdasarkan nilai TOC nya, memiliki kategori good dan very good. Apabila bisa

menghasilkan hidrokarbon, maka hasilnya akan sedikit sekali.

Kemudian untuk satu conto dari Formasi Wahai mempunyai nilai TOC maupun

potential yield (S1+S2) di bawah 0,1. Hal tersebut terjadi karena tidak dijumpai adanya

kandungan material organik (barren) dari hasil analisa petrografi pada tabel 5 (dalam soal).

Conto yang diambil untuk analisa geokimia pada Formasi Wahai seharusnya lebih dari satu,

sehingga dari beberapa conto itu nantinya dapat mewakili data geokimia dari formasi tersebut

dan dapat menentukan apakah Formasi Wahai bisa menjadi source rock atau tidak.

Gambar 2. TOC vs S1+S2


Analisa Geokimia

Tidak semua material organik yang terkandung memiliki sifat yang sama. Beberapa

material organik mungkin dapat menghasilkan minyak (oil), beberapa membentuk gas, dan

beberapa lainnya bahkan tidak menghasilkan apapun. Material organik yang menghasilkan

hidrokarbon tidak hanya memiliki unsur karbon saja, namun haruslah berasosiasi dengan

unsur hidrogen. Untuk mengetahui kualitas material organik yang berasosiasi dengan

seberapa banyak kandungan hidrogen dalam material organik perlu dibuat kombinasi plot

antara nilai TOC dan Hydrogen Index (HI) (Peters and Cassa, 1994).

Berdasarkan hasil plot diagram TOC dan Hydrogen Index (HI) pada gambar 3,

didapatkan hasil sebagai berikut :

Conto SS-01 dari Formasi Fufa termasuk dalam kategori berpotensi sebagai penghasil gas,

tetapi dalam jumlah fair

Conto SS-02 dari Formasi Wahai tidak berpotensi sebagai source rock

Conto SS-03 dari Formasi Salas termasuk dalam kategori berpotensi sebagai penghasil gas,






Conto SS-06 dari Formasi Salas, meskipun conto ini termasuk dalam kategori berpotensi

sebagai penghasil gas, tetapi dimungkinkan tidak dapat menghasilkan gas







Conto SS-10 dari Formasi Kanikeh, meskipun conto ini termasuk dalam kategori berpotensi


Conto SS-11 dari Formasi Kanikeh termasuk dalam kategori berpotensi sebagai penghasil

gas, tetapi dalam jumlah fair


gas, dalam jumlah very good


Analisa Geokimia


gas, dalam jumlah good


gas, tetapi dalam jumlah fair

Conto SS-15 dari Formasi Kanikeh, meskipun conto ini termasuk dalam kategori berpotensi


Seperti dilihat pada gambar 3, conto yang dianalisis semuanya masuk kelompok

source rock yang berpotensi sebagai penghasil gas (gas prone), hanya saja ada beberapa

conto yang berpotensi sebagai penghasil gas dalam jumlah tertentu dan ada juga conto

dimungkinkan tidak dapat menghasilkan gas.

Dengan demikian secara umum dapat ditarik kesimpulan bahwa Formasi Fufa

dimungkinkan akan menghasilkan gas dalam jumlah yang fair, Formasi Salas dimungkinkan

akan menghasilkan gas dalam jumlah yang poor-fair, Formasi Kanikeh dimungkinkan akan

menghasilkan gas dalam jumlah yang sangat poor-very good. Sedangkan untuk conto SS-02

dari Formasi Wahai dimungkinkan tidak dapat menghasilkan gas. (kesimpulan tersebut tidak

digunakan secara regional untuk Formasi Wahai).


Analisa Geokimia

Gambar 3. TOC vs HI

Penentuan Tipe Kerogen

Penentuan tipe kerogen berdasarkan analisa Rock-Eval pyrolisis dapat dilakukan

dengan mengeplotkan nilai-nilai HI dan OI pada diagram Van Krevelen atau dengan

menggunakan plot HI dan Tmax.

Bila hasil Tmax dan Hydrogen Index di diplot ke dalam diagram seperti pada gambar

4, maka hampir semua material organik pada conto yang dianalisis, baik dari Formasi Fufa,

Formasi Wahai, Formasi Salas, dan Formasi Kanikeh dapat dikategorikan sebagai kerogen

Tipe III, yaitu batuan induk yang dianggap berpotensi sebagai penghasil gas. Akan tetapi

pada conto SS-05 (Formasi Salas) menunjukkan termasuk dalam Tipe II. Apabila kita melihat

dari kandungan maseralnya, conto ini didominasi oleh vitrinite, sehingga conto ini

sebenarnya termasuk dalam Tipe III. Kesalahan tersebut disebabkan oleh tingkat kematangan

dari conto SS-05 yang mencapai 517oC.


Analisa Geokimia

Posisi tingkat kematangan material organik berdasarkan Tmax, untuk conto SS-01

(Formasi Fufa) terletak pada early mature (awal matang); untuk conto SS-02 (Formasi

Wahai) pada immature (belum matang), sehingga dari hasil plot terletak di luar diagram;

untuk conto SS-03, SS-04, dan SS-09 (Formasi Salas) terletak pada early mature (awal

matang); untuk conto SS-06 dan SS-07 (Formasi Salas) terletak pada late mature (sangat

matang); untuk conto SS-05 dan SS-08 (Formasi Salas) terletak pada post mature (pasca

matang); untuk conto SS-10 dan SS-14 (Formasi Kanikeh) terletak pada late mature (sangat

matang); untuk conto SS-11 (Formasi Kanikeh) terletak pada peak mature (puncak matang);

untuk conto SS-12 (Formasi Kanikeh) terletak pada immature (belum matang), sehingga dari

hasil plot terletak di luar diagram; untuk conto SS-13 dan SS-15 (Formasi Kanikeh) terletak

pada early mature (awal matang); untuk conto SS-14 (Formasi Kanikeh) terletak pada late

mature (sangat matang).

Gambar 4. Tmax vs HI


Analisa Geokimia

Untuk plot antara HI (Hydrogen Index) dan OI (Oxygen Index) pada diagram Van

Krevelen (Gambar 5), menunjukkan bahwa hampir semua material organik pada conto yang

dianalisis, baik dari Formasi Fufa, Formasi Salas, dan Formasi Kanikeh dapat dikategorikan

sebagai kerogen Tipe III, yaitu batuan induk yang dianggap berpotensi sebagai penghasil gas.

Akan tetapi dari beberapa conto Formasi Salas menunjukkan beberapa tipe kerogen, yakni

sebagai berikut :

Conto SS-04 termasuk dalam kerogen Tipe I

Conto SS-03 dan SS-05 termasuk dalam kerogen Tipe II

Conto SS-06, SS-07, dan SS-08 termasuk dalam kerogen Tipe III

Conto SS-09 termasuk dalam kerogen Tipe II/IIII

Dari hasil plot diagram Van Krevelen, posisi conto SS-09 berada diantara Tipe II dan Tipe

III. Apabila dilihat dari kandungan material organiknya, conto ini mengandung 30%

vitrinite, sedangkan untuk kandungan cutinite, sporinite, dan resinite hanya sebesar 4%,

sehingga dapat disimpulkan conto ini masuk dalam Tipe III.

Gambar 5. Hydrogen Index (HI) vs Oxygen Index (OI)


Analisa Geokimia

Van Krevelen membedakan kerogen dalam 4 tipe, Tipe I (alginite-very oil prone),

Tipe II (liptinite dominan-oil prone), Tipe III (vitrinite dominan-gas prone) dan Tipe IV

(inertinite-non oil/gas potential). Data pengamatan mikroskop memperlihatkan bahwa

material organik pada bitumen padat untuk semua conto pada Formasi Salas didominasi oleh

vitrinite, meskipun untuk conto SS-06 dan SS-07 memiliki kandungan alginite yang cukup.

Dengan demikian seharusnya batuan induk sebagai penghasil gas tersebut dikelompokkan ke

dalam kerogen Tipe III (vitrinite), namun ternyata pada diagram Van Krevelen untuk conto

SS-04, SS-03,dan SS-05 (Formasi Salas) berada pada area kerogen Tipe I dan II (alginite dan

liptinite dominan). Hal ini dapat dijelaskan sebagai berikut : OI dihitung dari miligram OC /

gram organik karbon (C). Sehingga apabila kandungan organik karbon (C) tinggi seperti yang

ditunjukkan dari data hasil analisis TOC, nilai OI akan menjadi kecil.

Sedangkan hasil plot untuk conto SS-02 dari Formasi Wahai, berada di luar diagram

dengan kandungan OI sangat tinggi, yakni 380. Hal ini dapat dijelaskan dengan perhitungan

OI sebelumnya. Di dalam conto SS-02 tidak ditemukan material organik (barren), sehingga

menyebabkan nilai OI menjadi sangat tinggi.

Dari hasil plot diagram Hydrogen Index (HI) vs Oxygen Index (OI) dan Tmax vs HI,

didapatkan kesimpulan umum bahwa tipe kerogen untuk Formasi Fufa, Formasi Salas, dan

Formasi Kanikeh adalah Tipe III. Sedangkan untuk Formasi Wahai tidak dapat ditentukan.

Menentukan Kematangan

Untuk identifikasi tingkat kematangan batuan induk (source rock), dapat

menggunakan metode reflektansi vitrinite atau dengan Rock-Eval pyrolisis. Untuk

mendapatkan kesimpulan yang baik dalam identifikasi tingkat kematangan batuan induk

(source rock), saya mencoba mengkombinasikan antara hasil metode reflektansi vitrinite

dengan Rock-Eval pyrolisis.

Identifikasi Kematangan (Rock-Eval Pyrolisis)

Parameter Tmax adalah puncak S2 mencapai maksimum. Temperatur pyrolisis

digunakan sebagai indikator kematangan. Demikian pula sama halnya dengan ratio( S 1S 2+S 2 )

yang disebut juga transportation ratio atau OPI (Oil Production Index) dan juga parameter

Tmax. Untuk hubungan antara transformation ratio dan Tmax dengan kematangan (Espilatie

Etal Vide Tissot&Welte, 1978) dapat dilihat pada diagram di bawah ini (Gambar 6).


Analisa Geokimia

Gambar 6. Tmax vs OPI

Berdasarkan hasil plot diagram Tmax vs OPI, didapatkan hasil sebagai berikut :

Conto SS-01 dari Formasi Fufa termasuk dalam kategori mature

Conto SS-02 dari Formasi Wahai termasuk dalam kategori hydorcarbon staining and/or

contamination. Apabila dilihat dari kandungan TOC nya, conto ini tidak mengalami

hydorcarbon staining and/or contamination. Tetapi kenapa setelah diplot, bisa masuk dalam

kategori tersebut. Hal ini dapat dijelaskan sebagai berikut : OPI dihitung dari S1/(S1+S2).

Sehingga apabila nilai S2 kecil, maka nilai OPI akan menjadi besar. Selain itu, conto ini

immature

Conto SS-03 dari Formasi Salas termasuk dalam kategori mature


Conto SS-05 dari Formasi Salas termasuk dalam kategori inert carbon present

Conto SS-06 dari Formasi Salas termasuk dalam kategori mature. Conto SS-06 mempunyai

puncak S2<0,2, sehingga Tmax nya tidak dapat dipercaya


Analisa Geokimia


Conto SS-08 dari Formasi Salas termasuk dalam kategori inert carbon present


Conto SS-10 dari Formasi Kanikeh termasuk dalam kategori mature. Conto SS-10

mempunyai puncak S2<0,2, sehingga Tmax nya tidak dapat dipercaya

Conto SS-11 dari Formasi Kanikeh termasuk dalam kategori mature

Conto SS-12 dari Formasi Kanikeh termasuk dalam kategori hydorcarbon staining and/or

contamination. Apabila dilihat dari kandungan TOC nya dan Tmax nya, untuk nilai S1 dan

S2 nya tidak bisa dipercaya kebenarannya. Sehingga diduga kandungan carbon pada conto

ini disebabkan oleh hydrocarbon out of place.



Conto SS-15 dari Formasi Kanikeh termasuk dalam kategori mature.

Identifikasi Kematangan (Reflektansi Vitrinite)

Reflektansi Vitrinite

0,2<Ro<0,6% Immature

0,6<Ro<0,65% Early mature

0,65<Ro<0,90% Peak mature

0,90<Ro<1,35% Late mature

Ro>1,35% Post mature

Tabel 3. Hubungan Nilai Reflektansi Vitrinite dengan Tingkat Kematangan Hidrokarbon

Berdasarkan pengklasifikasian nilai Ro dari tabel 3, didapatkan hasil sebagai berikut :

ContoMean Ro(%)

Tingkat Kematangan

SS-01 0,77 Peak mature

SS-02 0 -


SS-04 0,91 Late mature








SS-12 0,65 Immature


Analisa Geokimia




Tabel 4. Tingkat Kematangan dari Conto Batuan Formasi Fufa, Formasi Wahai, Formasi Salas, dan

Formasi Kanikeh

Berdasarkan pengklasifikasian tabel 4, didapatkan hasil bahwa semua conto dari

Formasi Fufa, Formasi Wahai, Formasi Salas, dan Formasi Kanikeh mengalami tingkat

kematangan katagenesis. Kecuali conto SS-12, yang memiliki tingkat kematangan diagenesis.

Meskipun semua conto termasuk dalam kategori katagenesis awal (jendela minyak/oil

window), semua conto tidak menghasilkan minyak. Hal tersebut dikembalikan lagi terhadap

tipe kerogennya, semua conto adalah Tipe III.

Berdasarkan hasil identifikasi tingkat kematangan menggunakan metode Rock-Eval

pyrolisis dan reflektansi vitrinite, didapatkan hasil kematangan yang selaras setiap conto nya

(Tabel 5).

ContoTingkat Kematangan

Rock-Eval pyrolisisReflektansi

Vitrinite SS-01 Mature Peak mature

SS-02 Immature (Not valid) -

SS-03 Mature Peak mature

SS-04 Mature Late mature

SS-05 Inert Carbon Present Peak mature

SS-06 Mature (Not valid) Peak mature


SS-08 Inert Carbon Present Late mature


SS-10 Mature (Not valid) Late mature


SS-12Immature

(Contamination)Immature



SS-15 Mature Peak matureTabel 5. Hasil Identifikasi Tingkat Kematangan menggunakan Metode Rock-Eval pyrolisis dan

Metode Reflektansi Vitrinite

Untuk conto SS-06 dan SS-10 berdasarkan metode Rock-Eval pyrolisis, hasilnya

tidak dapat dipercaya, sehingga untuk 2 conto ini saya lebih mengacu pada hasil tingkat

kematangan berdasarkan analisa reflektansi vitrinite. Karena analisa reflektansi vitrinite


Analisa Geokimia

dilakukan pengamatan secara langsung oleh manusia dan keakuratan hasil didukung oleh tipe

kerogennya (Tipe III), yang memang kandungan maseralnya didominasi oleh vitrinite.


Analisa Geokimia

Documents

Transcript of Analisa Geokimia