Laboratorium Geologi Migas 2013

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


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.



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.



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



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



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



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



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.



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



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.


Laboratorium Geologi Migas 2013

Documents

Transcript of Laboratorium Geologi Migas 2013