Evaluasi Karakteristik Batuan Dan Rembesan Minyak Pada Formasi Kerek Terhadap Potensi Hidrokarbon...

8/19/2019 Evaluasi Karakteristik Batuan Dan Rembesan Minyak Pada Formasi Kerek Terhadap Potensi Hidrokarbon Cekunga…

1/9

1

EVALUASI KARAKTERISTIK BATUAN DAN REMBESAN MINYAK

PADA FORMASI KEREK TERHADAP POTENSI HIDROKARBON

CEKUNGAN KENDENG, SEMARANG, JAWA TENGAH, INDONESIA

Agatha Armadhea Vashti1, Imam Farchan Bagus Romario1, Rachdian Eko Suprapto1, Elok

Annisa Devi1

21100112140064, 21100112130027, 21100112120005, [email protected]

Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang, Indonesia

Abstrak

Zona Kendeng merupakan sebuah cekungan yang terletak di back-arc basin dalam setting tektonik pulau Jawa. Cekungan ini tersusun atas

Formasi Pelang, Formasi Kerek, Formasi Kalibeng, Formasi Pucangan, Formasi Kabuh dan Formasi Notopuro. Penelitian ini ditujukan

untuk mengevaluasi karakteristik Formasi Kerek terhadap potensi hidrokarbon Zona Kendeng melalui metode pemetaan geologi permukaan, analisa laboratorium yang meliputi geokimia, petrografi dan SEM. Pemetaan permukaan bertujuan untuk menemukan

rembesan minyak serta peta distribusi litologi. Data geokimia digunakan untuk mendapatkan data TOC, GC ( Gas Chromatograph), GCMS

(Gas Chromatograph Mass Spectrometry) dan Rock Eval Pyrolysis untuk menganalisa batuan induk. Metode petrografis dan SEM

digunakan untuk menentukan karakteristik batuan secara detail.

Dari hasil pemetaan lapangan, ditemukan 4 titik rembesan minyak di Formasi Kerek yaitu di daerah Bancak, Pudakpayung, Djuwangi, serta

Woosegoro. Hasil analisa petrografis menunjukkan bahwa batuan pada Formasi Kerek memiliki permeabilitas rendah serta didominasi oleh

batupasir kuarsa dan batulempung. Hasil SEM menunjukkan bahwa batuan pada formasi kerek telah mengalami diagenesa tingkat lanjut.

Evaluasi batuan induk menunjukkan nilai Total Organic Carbon Formasi Kerek berkisar antara 0.42% hingga 0.67%, S 2 antara 0.46 hingga

0.56 mg/g, dan Tmax berkisar pada 410°-430°. Data ini menunjukkan Formasi Kerek tidak potensial menjadi batuan induk dan belum

cukup matang. Data GCMS menunjukkan kehadiran C27 sehingga dapat disimpulkan bahwa Kerek diendapkan di daerah marine karena

organism yang terendapkan adalah alga (Hidayat& Fatima, 2007). Hasil pengamatan pada sampel rembesan minyak menunjukkan fraksiantara saturated hydrocarbon + aromatics = 69.85 wt%, hasil GC mendeteksi adanya biodegradasi, rasio BMI 2.41, yang mengindikasikan

rembesan minyak berasal dari batuan induk yang sudah cukup matang. Analisa GCMS minyak rembesan menunjukkan kehadiran

triterpana biomarker content (m/z = 191), yang mengindikasikan minyak berasal dari material organik bertingkat tinggi seperti tumbuhan

darat dengan karakter resinitik.

Berdasarkan data di atas, Formasi Kerek tidak potensial baik sebagai reservoir ataupun batuan induk untuk petroleum play zona Kendeng.

Katakunci: Potensi H idrokarbon, Zona Kendeng, Formasi Kerek, Rembesan M inyak, Evaluasi Geokimia

Pendahuluan

Cekungan Kendeng merupakan cekungan yangterletak pada back-arc basin dalam setting tektonik pulau

Jawa. Cekungan tergolong dalam morfologi flexural basin

(Smyth, 2008). Susunan stratigrafi cekungan antara lain

Formasi Pelang, Formasi Kerek, Formasi Kalibeng, Formasi

Pucangan, Formasi Kabuh dan Formasi Notopuro.

Penelitian ditujukan untuk mengetahui peran Formasi Kerek

terhadap potensi hidrokarbon Cekungan Kendeng. Ciri khas

Formasi Kerek ialah perselingan lempung, napal, napal,

batupasir, tuf gampingan dan batupasir tufaan. Di mana

perulangan ini menunjukkan struktur sedimen khas, yaitu

graded bedding yang mencirikan gejala flysch. Berdasarkan

fosil foraminifera planktonik dan bentoniknya, formasi ini

terbentuk pada Miosen Awal – Miosen Akhir (N10 – N18) pada lingkungan shelf (Genevraye, 1972).

Pada Formasi Kerek ditemukan 4 titik lokasi

rembesan minyak, yaitu di daerah Bancak, Pudakpayung,Djuwangi, serta Wonosegoro. Keempat rembesan

merupakan indikasi keberadaan hidrokarbon pada Cekungan

Kendeng. Untuk mengetahui informasi awal mengenai

potensi hidrokarbon dan probabilitas petroleum system yang

bekerja pada lokasi daerah penelitian ini, dilaksanakan

pemetaan geologi permukaan, analisis laboratorium meliputi

petrografi, geokimia serta evaluasi data stratigrafi dan hasil

analisa.

Metodologi

Metode penelitian yang dilakukan untuk mendapatkan data

yang objektif dan valid dari penelitian ini, diantaranya

melalui:1. Pemetaan Geologi Permukaan


2/9

2

Pemetaan ini dilakukan dengan menyusuri sungai pada daerah penelitian. Di mana, umumnya

singkapannya berada pada bagian dasar sungai serta

tebing di lajur sungai. Singkapan tersebut kemudian

dianalisa lanjut melalui proses pengamatan, pengukuran,

plotting peta, deskripsi dan dokumentasi singkapan.

Fokus dari pemetaan ini ialah peta distribusi sebaranlitologi yang memiliki indikasi potensi hidrokarbon dan

lokasi rembesan minyak. Pada fase pemetaan juga

dilakukan pengukuran stratigrafi terukur untuk

mengetahui disitribusi batuan secara detail.

2. Analisis LaboraturiumProses ini meliputi analisis petrografi batuan sampel.

Batuan sampel diambil di daerah Djuwangi, Bancak,

Ngawi serta Kendal. Analisis SEM dilakukan pada salah

satu sampel dari Kendal untuk melakukan pengamatan

detail terhadap karakteristik batuan dari Formasi Kerek.

Analisis selanjutnya adalah analisis geokimia terhadap batuan sampel dan rembesan minyak di daerah

Pudakpayung. Analisis ini bertujuan mendukungevaluasi potensi hidrokarbon, terdiri dari TOC (Total

Organic Carbon) dan Rock Eval Pyrolysis untuk

menganalisa batuan induk. Dilanjutkan dengan analisa

GC (Gas Chromatograph) dan GCMS (Gas

Chromatograph Mass Spectrometry) untuk mengetahui

asal material organik, lingkungan pengendapan serta

mengetahui keterkaitan antara rembesan minyak dengan

batuannya.

3. Evaluasi Evaluasi dilakukan pada hasil pemetaan geologi

serta hasil analisis laboratorium untuk mengetahui

korelasi indikasi permukaan berupa distribusi batuan dan

rembesan minyak dengan pengamatan lebih lanjutsehingga mendapatkan pembahasan yang relevan.

Hasil dan Analisis

1. Geologi Daerah Penelitian

Morfologi

Kota Semarang memiliki ketinggian beragam, yaitu

antara 0,75 – 348 m di atas permukaan laut, dengantopografi terdiri atas daerah pantai/pesisir, dataran dan

perbukitan dengan kemiringan lahan berkisar antara

0% – 45%. Morfologi daerah Semarang berdasarkan

pada bentuk topografi dan kemiringan lerengnya dapat

dibagi menjadi 4 (empat) satuan morfologi yaitu:

Dataran rendah, dataran bergelombang, dataran tinggi,dan perbukitan.

Struktur Geologi

Struktur geologi yang terdapat di daerah Semarang

umumnya berupa sesar yang terdiri dari sesar normal,

sesar geser dan sesar naik. Sesar normal relatif berarah

barat - timur sebagian agak cembung ke arah utara,sesar geser berarah utara selatan hingga barat laut -

tenggara, sedangkan sesar normal relatif berarah barat

- timur. Sesar-sesar tersebut umumnya terjadi pada

batuan Formasi Kerek, Formasi Kalibening dan

Formasi Damar yang berumur kuarter dan tersier.

Stratigrafi

Pemetaan geologi diprioritaskan pada singkapan yang

diperkirakan sebagai batuan induk karena

‘mengeluarkan’ minyak. Di daerah penyelidikan,

batuan induk diperkirakan terdapat dalam batuanlempung karbonatan yang terdapat pada satuan

perselingan batulempung – batupasir karbonatan yang

terdapat pada Formasi Kerek bagian bawah.

Formasi Kerek termasuk ke dalam cekungan kendeng

yang berumur tersier dan terendapakan dalam

cekungan tipe flexural basin (Smyth, 2008). Dari hasil pengukuran stratigrafi terukur pada beberapa titik yaitu

Banyumeneng, Bancak, Wonosegoro, Kedungjati, dan

Kaliputih dihasilkan beberapa kolom stratigrafi yang

kemudian dikompositkan menjadi satu kolom ms

berdasarkan perubahan stacking pattern dan karakterlitologi yang kemudian dicocokkan dengan stratigrafi

penuh cekungan kendeng (Gambar 1). Litologi yang

ditemukan berupa batulempung dengan sifat

karbonatan, batupasir karbonatan yang terdapat

pecahan-pecahan cangkang pada tubuh batuannya, dan

batugamping kalkarenit. Litologi batulempungmerupakan litologi yang dominan pada formasi kerek

bagian bawah dengan ciri berwarna abu-abukehitaman, pecahan blocky hingga choncoidal, dan

semen karbonatan. Kemudian berubah menjadi

batupasir di bagian tengah hingga atas dengan

ketebalan 20 cm – 3 m dengan ciri berwarna kuning

kecoklatan, berukuran halus-sangat kasar, bersifat

karbonatan yang perlahan mengkasar menjadi

batugamping kalkarenit dengan ketebalan 1 – 4 m

ukuran butir 1 cm – 2 cm dan menjadi bagian top dari

formasi kerek. Struktur Sedimen yang hadir dari pengukuran stratigrafi terukur ini berupa parallel

lamination, cross lamination, convolute, slump

structure, bioturbasi, dan ripple pada batupasir.

2.

Petrografi dan SEMData petrografi dan SEM didapatkan di beberapa

lokasi pengambilan yang memiliki satuan litologi yangmemiliki karakteristik sebagai bagian dari Formasi

Kerek. Sampel petrografi diambil di daerah Juwangi,

Simo, Bancak, Kemusu, dan Kaliputih. Analisa

petrografi difokuskan pada beberapa parameter yang

menjadi aspek penting dalam analisa peran litologi

sebagai reservoar dalam sistem minyak bumi, yaiturongga pori primer (besar butir, pemilahan, bentuk dan

kebundaran butir, serta penyusunan butir), komposisi

komponen (fragmen, semen, jenis porositas dan

persentasenya).

Di daerah Juwangi terdapat 4 sampel dengankomposisi utama tersusun oleh rework cangkang

organisme, semen kalsit, dan jenis porositas

intergranular. Nilai porositas pada sampel ini berkisar

antara 6-15 %. Penamaan litologi pada daerah ini antara

lain Biosparit (Folk, 1959), Packstone (Dunham, 1962),

atau Sandy Micrite (Mount, 1985), AllochemicalSandstone (Mount,1985) (Gambar 2).

Di daerah Simo terdapat 3 sampel dengan

komposisi banyak tersusun atas mineral resisten yang

mengindikasikan source batuan dari batuan vulkanik

dengan komposisi plagioklas dengan kelimpahan 30%,

kuarsa dengan kelimpahan 5%, piroksen dengan

kelimpahan 5%, serta matriks yang dominan dengankelimpahan 60%. Semen kalsit masih merupakan semen

dominan pada daerah ini dengan jenis porositas berupa


3/9

3

intergranular dengan besaran berkisar 15-16 %. Jenislitologi pada daerah ini adalah Feldspathic graywacke

(Dott, 1964) dan Arkosic arenite (Dott, 1964).

Di daerah Bancak, Kemusu, dan Kaliputih

menunjukkan dominasi litologi berupa Feldspathic

graywacke (Dott, 1964) (Gambar 3) dengan persentase

nilai porositas berkisar 1-20%. Litologi daerah Bancakmerupakan daerah dengan rata-rata nilai porostitas yang

besar diakibatkan oleh komposisi cangkang organisme

yang menjadi komponen paling melimpah dan

mengalami peningkatan akibat proses sekunder.

Diagenesa pada batuan sedimen terdiri atas berbagai jenis seperti kompaksi, sementasi, rekristalisasi,

autigenesis, inversion, replacement, pelarutan dan

bioturbasi. Diagenesa tingkat lanjut secara umum

menurunkan nilai porositas primer yang ada pada batuan.

Dari beberapa sampel yang didapatkan selama

penelitian, secara umum diagenesa lanjut yang dialamiadalah kompaksi, sementasi, dan rekristalisasi. Hal itu

terjadi karena adanya kontak komponen kristal vulkanikdengan fluida yang dilalui selama proses diagenesa.

Pengendapan satuan litologi yang lebih muda dari

formasi kerek menyebabkan kompaksi pada litologi di

formasi kerek sehingga mengalami pemampatan.

Pelarutan banyak terjadi pada komponen cangkang

karbonat yang terangkut dan rework kedalam proses

diagenesa. Pengamatan SEM dilakukan pada sampel

daerah Kaliputih (Gambar 4) untuk meningkatkan

efektifitas persentase porositas, jenis semen, dantingkatan diagenesa yang dialami batuan. Semen kalsit

secara umum merupakan komponenpada formasi kerek

dan berasosiasi dengan semen feldspar seperti pirit dan

klorit yang mengindikasikan komponen vulkanik yang berperan pada formasi kerek. Secara garis besar,

diagenesa lanjut litologi di formasi kerek menurunkannilai porositas primer.

3. Analisis Geokimia

Hasil geokimia batuan dilakukan pada dua daerah

yaitu di daerah Pudakpayung dan Bancak. Analisa

geokimia yang dilakukan pada batuan tempat rembesanminyak keluar serta minyak yang dikeluarkan.

Pengamatan karakteristik geokimia batuan yang meliputi

potensi hidrokarbon, kematangan termal serta tipe

kerogen dilakukan menggunakan metode Rock-eval

Pyrolysis dan analisa TOC (Total Organic Carbon).Setelah mengetahui hasil dari karakteristik batuan,

batuan yang memiliki cukup nilai pada TOC dan S2 pada

batuan contoh, analisis sidik jari GC (Gas

Chromatograph) dan GCMS (Gas Chromatograph

Mass-Spectrometry) untuk mengetahui karakter bitumen

melalui biomarker. Tes sidikjari ini juga dilakukan padasampel minyak untuk mendapatkan parameter yang sama

sehingga data geokimia batuan dan minyak dapat

dikorelasikan satu sama lain.

AnalisaTOC dan Rock-Eval

Pada sampel batuan dari Pudakpayung

mendapatkan hasil yang beragam mulai kategori

‘miskin’ hingga ‘sedang’. Kategori miskin berkisaryaitu sampel GK-03/03 dan GK-04/01 memiliki nilai

TOC 0.46% dan 0.42% sedangkan kategori sedang

dimiliki oleh sampel GK-01/04 (0.58%) dan GK-02/04(0.67%). Tes berikutnya yaitu pyrolysis diaplikasikan

pada batuan sampel dengan kadar TOC >0.5% karena

pada kategori ini, material organik yang dapat

merepresentasikan kematangan termal memiliki kadar

yang memungkinkan (Peters & Cassa, 1994). Setelah

dilakukan tes, didapatkan nilai S2 atau jumlah hidrogenyang dihasilkan oleh kerogen cukup rendah yaitu 0.46

– 0.56 mg/g. Kedua sampel batuan yang lolos kadar

TOC juga diberlakukan tes kematangan termal yang

dinyatakan dalam Tmax. Nilai Tmax pada batuan

sampek GK-01/04 dan GK-02/04 adalah 410ºC dan430ºC. Dari hasil Rock-Eval juga dapat disimpulkan

bahwa tipe kerogen dari batuan sampel adalah tipe III

seperti yang tercantum pada diagram Krevelen

(Gambar 5)

Sampel batuan dari Bancak memiliki nilai TOC

yang masuk pada kategori miskin dan sedang. SampelCKR-01/SP.06 (TOC 0.5%.

Adapun nilai S2 kedua sampel cukup rendah yaitu

0.25-1.33 mg/g. (Hidayat & Fatimah, 2007). Tes

tingkat kematangan termal hanya dilakukan pada

sampel batuan CKR-19/SP.39 karena nilai S2 padasampel CKR-29/SP.55 sangat rendah (


4/9

4

sekali. Kematangan termal sampel batuan ditentukan

melalui rasio dari C31 22S/22R homohopana yaitu 0.13

dan 0.38 serta C30 moretana/hopana ada nilai 0.38 dan

0.07.Hasil GCMS menunjukkan bahwa sampel minyak

di Pudakpayung (MR01) telah ter-biodegradasi

sehingga stereana (m/z = 217) C29, C28 and C27tidakterdeteksi secara jelas (Gambar 7). Pada rembesan

minyak, ditemukan adanya kelimpahan dari resin

bikadinana dengan rasio kematangan 2.41 pada puncak

notasi W, T, T’ dan R’ (Gambar 7). Selain itu,

berdasarkan hasil konfigurasi biomarker triterpana

(m/z = 191), rembesan minyak memiliki kelimpahan

resin tumbuhan darat oleanoida dan oleanana yang

cukup tinggi (Kusuma, 2013).

Hasil analisis ekstrasi pada batuan di Bancak

menunjukkan jumlah (80 wt%).

Sedangkan fraksi hidrokarbon dominan ada sampel

rembesan minyak di Bancak adalah (saturat+aromatik

= 75,87 wt%). Dari hasil analisa GC dapat dilihat

bahwa konfigurasi sidikjari n-alkana pada kedua

ekstrak batuan sangat mirip yaitu menunjukkan

karakter unimodal (satu gugusan n-alkana) dengan

puncak pada n-C15 (Gambar 8). Perbandingan antara

senyawa pristane/phytane (pr/ph) pada ekstrak batuan

CKR-03/SP.39 menunjukkan nilai yang rendah

(pr/ph


5/9

5

tidak permeabel. Perbedaan porositas dan permeabilitasialah porositas menentukan jumlah cairan yang terdapat

sedangkan permeabilitas menentukan jumlahnya yang

dapat diproduksikan (Pyne, 1942)

Formasi Kerek sebagai reservoir dalam beberapa

parameter :1. Menurut Mutting (1934), batuan pasir yang

menghasilkan minyak bumi biasanya tidak banyak

yang lebih halus daripada 0,09 mm dan jarang

sekali lebih kasar dari 0,21 mm. Pasir yang

ukurannya sama kalau diendapkan akan

memberikan porositas 39 % dan jika diagitasikan

dapat menjadi 38, atau lebih kecil lagi tetapi

biasanya lebih besar dari 30 %. Hubungan antaraukuran pori dengan permeabilitas adalah bahwa di

bawah tekanan yang sama, dengan pori 5x lebih

besar aka didapatkan minyak 25x lebih banyak.

2. Pemilahan, keseragman suatu batuan sangat

menentukan besarnya pori yang terbentuk dan berhubungan pula dengan bentuk dan penyusunan butirnya

3. Kompaksi dan sementasi. Kompaksi dan sementasi

akan menyusutkan pori-pori yang telah ada.

Kompaksi dapat menghubungkan porostitas tapi

juga dapat menurunkan nilai ruang dari batuan

yang terkena.

Secara umum, formasi kerek memiliki persebaran

batupasir yang cukup luas tetapi dalam ketebalan yang

terbatas karena sifatnya sebagai perselingan dari

batulempung. Batupasir penyusun formasi kerek dan

potensinya sebagai batuan reservoar sebagai berikut :1. Batupasir kuarsa, merupakan salah satu batupasir

yang berperan sangat baik sebagai reservoar karena

pemilahannya sangat baik, butirannya berbentuk

bundar dan padanya tidak terdapat matriks kecuali

semen saja. Pada beberapa sampel yang diambil di

daerah penelitian, kuarsa merupakan komponen

dominan yang ada pada batupasir, tetapi bercampur

dengan mineral feldspar dan rework dari fosil serta

matriks yang berukuran lebih halus. Sehingga

formasi kerek diinterpretasikan tidak memiliki

ketebelan batupasir kuarsa yang cukup sebagaireservoir.

2. Batupasir graywacke. Terdiri atas berbagai macam

jenis fragmen yang berasar dari rombakan selama

proses diagenesa. Komposisi fragmen dan matriks

pada batupasir graywacke mengindikasikan

pengurangan nilai porositas yang berkurang

bergantung pada tingkat kehalusan matriksnya.

Pemilahan yang tidak baik pada batupasir

graywacke semakin mengindikasikan peran

batupasir ini kurang baik sebagai batuan reservoir.

Secara umum daerah penelitian tersusun atas litologi

ini dan sesuai dengan indikasi mekanisme turbidit

yang mengontrol proses pengendapan formasi kerek.

3. Batupasir arkose, terutama tersusun oleh kuarsa dan

feldspar serta memiliki kebundaran yang kurang

baik karena komponen kristal yang menyudut serta

pemilahan yang kurang baik. Kegiatan vulkanisme

yang mempengaruhi pengendapan di formasi kerek

menghasilkan batupasir arkose yang cukupmelimpah sebagai perselingan batulempung.

Evaluasi Formasi Kerek sebagai batuan induk ( source

rock )

o Hasil TOC dan Rock Eval

Hasil TOC dan Rock-eval pada batuan

sampel baik dari Bancak maupun Pudakpayung

menunjukkan bahwa kandungan organik material

pada batuan Formasi Kerek cukup rendah

( fair )dengan kisaran antara 0.56% - 0.67% (Peters

& Cassa, 1994). Kadar material organik yangrendah tidak dapat diharapkan akan mendapatkan

batuan induk yang potensial meskipun telah

melewati tingkat kematangan termal batuan Selain

itu, bedasarkan nilai Tmax yang didapat ketika

batuan mengekstrak S2, batuan sampel dari formasi

kerek termasuk pada batuan induk yang immature

(Peters & Cassa, 1994). Kedua sampel juga

menunjukkan adanya dominasi kerogen tipe III

yang merupakan gas prone.

o Korelasi batuan induk dan minyak (oil – source

rock correlation) berdasarkan hasil GC dan GCMSFraksi non-polar yang dominan pada kedua

batuan menunjukkan tingkat kematangan termal

yang rendah. Berbeda dengan sampel minyak yang

memperlihatkan fraksi hidrokarbon yang dominan

lebih sedikit sebagai indikasi bahwa minyak

berasal dari batuan dengan kematangan termal

lebih tinggi. Kedua batuan menunjukkan hasil

kromatografi gas yang unimodal dengan puncak n-

C15 yang merupakan indikasi keterdapatan material

organik kehidupan akuatik yaitu alga (Hidayat &

Fatimah, 2007). Perbandigan nilai pristane/phytane

yang < 2 memberikan indikasi bahwa material

organik diendapkan dalam lingkungan yang

tertutup serta miskin oksigen (reduktif) dan

umumnya dijumpai pada sedimen-sedimen danau

atau marin. Nilai CPI batuan yang berkisar pada

1.43 – 1.81 menunjukkan bahwa batuan memiliki

nilai kematangan yang rendah, sesuai dengan hasil

tes rock-eval .

Berkebalikan dengan batuan yang belum

matang, hasil GC menunjukkan adanya indikasi

proses biodegradasi pada rembesan minyak. Hal ini

terbaca melalui konfigurasi n-alkana yang tidak

terpisahkan dengan baik akibat telah mengalami


6/9

6

biodegradasi tingkat lanjut. Kondisi ini secara tidak

langsung menyatakan bahwa minyak rembesan

telah cukup lama berada pada kondisi anaerobic

sehingga bakteri dapat mengkonsumsi rantai

hidrokarbon pada minyak. Atau dengan kata lain,

minyak lebih matang dari batuan Formasi Kerek.Analisis selanjutnya menggunakan metode

GCMS yang dapat memberikan spesifikasi

komposisi material organik pada batuan maupun

minyak. Melalui konfigurasi biomarker stereana

(m/z = 217), pada sampel batuan dapat terbaca C 29,

C28 and C27 dengan jelas dan mengindikasikan

kelimpahan algae asal lingkungan marine.

Sedangkan padaminyak rembesan telah mengalami

biodegradasi sehingga senyawa-senyawa C29, C28

and C27 tidak terdeteksi dengan baik. Kontribusi

tumbuhan darat berkarakter resin bikadinana pada

umumnya dijumpai pada hidrokarbon asal material

organik yang diendapkan pada lingkungan delta.

Pengaruh biodegradasi dan kehadiran senyawa-

senyawa resin bikadinana yang sangat dominan

tidak memungkinkan untuk dilakukan penentuan

tingkat kematangan termal dari minyak rembesan.

Meskipun demikian rasio BMI (indek kematangan

bikadinana) yang menunjukkan angka 2.41 dan

2.61 (Hidayat & Fatimah, 2007) menunjukkan

bahwa minyak rembesan berasal dari batuan

sumber dengan tingkat kematangan penuh ( fully

mature).

Sidikjari biomarker triterpana (m/z=191)

menunjukkan dengan lebih jelas mengenai tipe

bahan organik serta tingkat kematangan termal

antara minyak dan batuan. Selain unsur-unsur

tumbuhan darat berkarakter resin, minyak

rembesan juga memperlihatkan adanya kontribusi

tumbuhan darat tingkat tinggi dari spesies

angiosperma yang terdeteksi sebagai oleanoida dan

oleanana. Resistensi yang tinggi senyawa-senyawa

asal tumbuhan darat tersebut terhadap pengaruh

degradasi termal maupun bakteri membuatkehadirannya menjadi sangat dominan pada

minyak rembesan. Hal yang berbeda dijumpai pada

ekstrak batuan, dimana unsur-unsur asal tumbuhan

darat tidak terdeteksi sama sekali pada

kromatogram ion triterpana (m/z 191), sekaligus

membuktikan perbedaan sumber asal material

organik dengan minyak rembesan.

Melalui pendekatan analisis geokimia,

batuan sampel dari Formasi Kerek tidak memiliki

kecocokan dengan minyak rembesan. Selain itu,

batuan sampel dari Formasi Kerek memiliki nilaikematangan termal dan kandungan material yang

kecil sehingga bukanlah batuan induk yang

potensial.

Kemungkinan formasi batuan induk pada

cekungan kendeng dapat beralih ke formasi di

bawah Kerek, yaitu Pelang. Formasi Pelang

tersusun atas lempung yang terdiri dari napal bersisipan batugamping. Napal berwarna abu-abu

dan umumnya telah terlapukan. Kandungan napal

Pelang yang memiliki kematangan termal

C3122S/22R homohopana 0.47 jelas lebih matang

daripada Formasi Kerek (Hidayat & Fatimah,

2007). Akan tetapi kematangan termal ini dapat

disebabkan oleh posisi stratigrafi Pelang yang

terkubur sangat dalam sehingga menginisasi

peningkatan tekanan dan tempratur. Karena

singkapan Formasi Pelang sangat terbatas, maka

penyesuaian Formasi Pelang sebagai batuan induk

memerlukan penyelidikan lebih lanjut.

Formasi Kerek terhadap potensi hidrokarbon cekungan

Kendeng

Formasi Kerek pada awalnya diperkirakan

potensial untuk membentuk sebuah petroleum system

sendiri dikarenakan disusun oleh litologi dominan

batulempung pada bagian bawah, batupasir di atasnyadan batugamping berselingan batulempung berada pada

stratigrafi paling atas. Dari hasil analisis geokimia dan

rembesan minyak menunjukkan bahwa tidak terdapat

kecocokan antara rembesan minyak dengan karakter

batuan Formasi Kerek. Hidrokarbon yang munculsebagai rembesan minyak tersebut diperkirakan berasal

dari batuan yang lebih tua dari Formasi Kerek dan

Formasi Pelang. Hal ini menunjukkan bahwa Formasi

Kerek tidak cocok untuk menjadi batuan induk dari

rembesan minyak yang hadir, dan kemungkinan

potensial di masa mendatang karena masih bersifat

immature, dan batuan induk dari rembesan hidrokarbon

ini diperkirakan berasal dari batuan yang lebih tua dari

Formasi Pelang.

Terdapat kemungkinan bahwa Formasi Kerek

potensial sebagai reservoir dari suatu petroleum system

pada Cekungan Kendeng. Karakteristik batupasir pada

Formasi Kerek menunjukkan bahwa batuan tersebuttelah mengalami tahap diagenesis yang panjang sehingga

kompaksi antar butiran meningkat dan menurunkan nilai

porositas dari batuan itu sendiri akibat kompaksi dan

pertumbuuhan semen pada celah batuan. Porositas

batupasir pada Formasi Kerek ini memiliki nilai berkisar3%-10% (Hertanto, 2010) dan dominan berupa porositas

sekunder, nilai ini diperoleh berdasarkan analisis

petrografi dan SEM untuk melihat pori dan semen pada

batuan. Nilai porositas ini dinilai tidak efektif sebagai

reservoir dari suatu petroleum system karena tergolong

kecil dan tidak dapat mengalirkan fluida dengan baik,

tetapi pada Formasi Kerek terdapat banyak sekali

rekahan-rekahan yang muncul dikarenakan olehdeformasi. Rekahan-rekahan ini kemungkinan efektif

untuk dapat membantu mengalirkan fluida pada batuan.


7/9

7

Untuk itu batuan Formasi Kerek dinilai tidak cukup potensial untuk menjadi sebuah reservoir tetapi masih

ada kemungkinan fluida hidrokarbon tersimpan dan

mengalir melalui rekahan-rekahan, ini membutuhkan

penelitian yang lebih lanjut.

Batuan penutup (cap rock ) untuk petroleum

system dari Cekungan Kendeng ini diperkirakan berasaldari Formasi Kerek maupun batuan yang berada di

atasnya, yaitu Formasi Kalibeng. Formasi Kalibeng

berpotensi menjadi batuan penutup dikarenakan batuan

penyusunnya berupa batulempung pada bagian bawah

dan batugamping pada bagian atas (Subroto, 2007).Batulempung Formasi Kalibeng menutup aliran fluida

hidrokarbon yang mengalir pada Formasi Kerek

sehingga hidrokarbon akan terakumulasi pada Formasi

Kerek.

Dari karakter stratigrafi Cekungan Kendeng,

proses pemerangkapan hidrokarbon (trap) terdiri atas 2 jenis, yaitu stratigraphic trap dan structural trap dimana

untuk stratigraphic trap hidrokarbon dapat terakumulasikarena Formasi Kalibeng sebagai cap rock dan structural

trap dikarenakan overthrusting pada Cekungan Kendeng

yang menyebabkan hidrokarbon dapat terakumulasi pada

puncak-puncak antiklin, tetapi tidak potensial karena

memiliki nilai porositas yang kecil dan perlu

penyelidikan lebih lanjut untuk menentukan potensi dari

Cekungan Kendeng.

Kesimpulan1. Hasil analisis menunjukkan bahwa rembesan minyak

tersebut tersusun oleh material organik yang bersifat

fluvio-deltaik, kelimpahan resin bikadinana yang

tinggi, kematangan yang fully mature, dan sudahmengalami biodegradasi.

2. Analisis batuan menunjukkan bahwa material organic penyusun batuan berasal dari lingkungan marin, dan

tingkat kematangan thermal yang rendah.

3. Batupasir pada Formasi Kerek memiliki nilai

porositas berkisar 3%-10% dengan tingkat diagenesis

yang telah mencapai tahap telogenesis.

4. Analisis Geokimia menunjukkan perbedaan karakterantara rembesan minyak dan batuan baik pada

Formasi Kerek maupun Formasi Pelang. Rembesan

minyak tidak berasal dari Formasi Kerek maupun

Formasi Pelang, diperkirakan berasal dari formasi

yang lebih tua dari kedua formasi tersebut.Oleh karena itu dapat diambil sebuah kesimpulan

bahwa Formasi Kerek bukanlah batuan induk dari

rembesan hidrokarbon yang muncul di lokasi penelitian.

Rembesan minyak tersebut diperkirakan berasal dari

batuan yang lebih tua dari Formasi Kerek maupun Formasi

Pelang. Formasi Kerek tidak potensial menjadi sebuahreservoir tetapi masih ada kemungkinan dan harus

dilakukan penelitian lanjut, diperkirakan sistem

hidrokarbon pada Cekungan Kendeng terperangkap dengan

sistem stratigraphic trap dan structural trap walaupun

belum ditemukannya batuan yang potensial untuk menjadi

reservoir.

Referensi

[1] de Genevraye, P., and Samuel, L., 1972, The geology of

Kendeng Zone (East Java). Proceedings of

Indonesian Petroleum Association 1st Annual

Convention, Jakarta, p. 17 – 30.

[2] Hertanto, Vahyu Vanny. 2010. Studi Diagenesis

Batupasir Formasi Kerek Pada Daerah Kaliputih

dan Sekitarnya, Kecamatan Singorojo, Kabupaten

Kendal, Jawa Tengah. Universitas Diponegoro

[3] Hidayat, Rachmad. Fatimah. 2007. Inventarisasi

Kandungan Minyak Dalam Batuan Daerah

Kedungjati, Kabupaten Semarang, Provinsi Jawa

Tengah. Bandung: Proceeding Pemaparan Hasil

Kegiatan Lapanga dan Non Lapangan Tahun

2007 Pusat Sumberdaya Geologi

[4] Koesomadinata, R. P. 1980. Geologi Minyak dan Gas

Bumi. Contrib. Dept. Geol. Inst. Techn. Bandung.

[5] Kusuma, Roni C. Mustika, Astri I. Atmaja, Dian A.

Vashti, Agatha A. 2013. Study of Hydrocarbon

Potential Kerek Formation in Case Study at

Pudakpayung District, Semarang, Central Java.

Jakarta: IPA

[6] Peters, Kenneth E. Cassa, Mary Rose. 1994. AppliedSource Rock Geochemistry. USA: AAPG Memoir

60

[7] Ramadhan, Bondan. Maha, Mahap. Hapsoro, Satrio Esti.

Budiman, Agung. Fardiansyah, Iqbal. 2015.

Unravel Kendeng Petroleum System Enigma :

Recent Update From Transect Surface

Observation of Kedungdjati-Djuwangi-Ngawi

Area. Jakarta: IPA

[8] Romadhona, Aldilla, F. 2010. Laporan PemetaanGeologi Mandiri Daerah Djuwangi dan

Sekitarnya, Kecamatan Juwangi Kabupaten

Boyolali, Propinsi Jawa Tengah. UniversitasDiponegoro.

[9] Satyana. 2006. Deepwater Plays of Java, Indonesia:

Regional Evaluation on Opportunities and Risks.

Jakarta: IPA

[10] Shanmugam, G. 2006. Deep Water Processes and

Facies Models : Implications for Sandstone Petroleum Reservoirs. Amsterdam. Elsevier.

[11] Smyth, Hall, R. Nichols, Gary. 2008. Cenozoic

volcanic history of East Java, Indonesia : The

Stratigraphic Record of eruption on an Active Margin. USA: The Geological Society of

America.

[12] Subroto, E.A., Noeradi, D., Priyono, A., Wahono, H.E.,

Hermanto, E., Praptisih, Santoso, K. 2007.The

Paleogene Basin Within The Kendeng Zone,

Central Java Island, and Implications to

Hydrocarbon Prospectivity. Jakarta: IPA[13] Yusuf, Muhammad Azka. 2012. Laporan Pemetaan

Mandiri Geologi Kecamatan Simo dan

Sekitarnya, Kabupaten Boyolali, Jawa Tengah,

Indonesia. Universitas Diponegoro


8/9

8

Lampiran

Gambar 1. Stratigrafi Cekungan Kendeng secara kesluruhan

(Subroto dkk, 2007) pada bagian bawah dominan oleh batulempung

yaitu Formasi Pelang dan Formasi Kerek bagian bawah. UntukFormasi Kerek menunjukkan dominasi batupasir.

(a)

(b)

(c)

(d)

(e)Gambar 2. (a) Biosparit (Folk, 1959) dari STA Batugamping Pejal F.

Kalibeng, Juwangi (Romadhona, 2010), (b) Biosparit (Folk, 1959) dari

STA Batugamping Pejal F. Kerek, Juwangi (Aldilla F Romadhona,

2010), (c) Arkose wacke (Dott, 1964) Bukti proses pelarutan berupa

cangkang yang tidak utuh (Petrografi nikol bersilang pada conto P 01)

(Vahyu Vanny H, 2010), (d) Packed Biomicrite (Folks, 1952) Packstone

(Dunham, 1962) Sementasi kembali (petrografi nikol bersilang padaconto P 02), (e) Carbonate Feldsphatic Arenite (Dott, 1964)

Penggantian (replacement ) mineral felspar dengan mineral karbonat

(petrografi nikol bersilang pada conto P 04)


9/9

9

Gambar 3. Feldspathic graywacke (Dott, 1964) pada STA batupasir

tufaan, Desa Tjandi (Yusuf, 2012)

(a)

(b)

Gambar 4. (a) Semen kalsit dan klorit pada foto SEM 01 (b)

Semen pirit pada foto SEM 04

Gambar 5. Diagram Van Krevelenn Sampel Pudakpayung

(Kusuma, 2013) menunjukkan bahwa material organic tergolong

dalam tipe III atau gas prone

Gambar 6. Diagram Van Krevelenn Sampel Bancak (Kusuma,

2013) menunjukkan bahwa material organic tergolong dalam tipe III

atau gas prone

Gambar 7. Hasil GC dan GCMS sampel batuan dan sampel

rembesan minyak Pudakpayung

Gambar 8. Hasil GC dan GCMS sampel batuan dan sampel

rembesan minyak Bancak

Evaluasi Karakteristik Batuan Dan Rembesan Minyak Pada Formasi Kerek Terhadap Potensi Hidrokarbon...

Documents

Transcript of Evaluasi Karakteristik Batuan Dan Rembesan Minyak Pada Formasi Kerek Terhadap Potensi Hidrokarbon...