Migrasi Dan Akumulasi Hidrokarbon Dari Batuan Induk Menuju Batuan Dasar
Yang Terekahkan
Menurut Sircar (2004) ada beberapa kemungkinan terjadinya migrasi minyak ke
batuan dasar. Pada umumnya dikenal tiga konfigurasi batuan induk dan batuan
dasar, yaitu:
1. Batuan organik menutupi batuan dasar
terekahkan ini, dan karena adanya tekanan yang lokal ke bawah, maka minyak
diperas dan dialirkan ke bawah menuju batuan dasar yang terekahkan.
2. Lateral dengan batuan dasar, namun
secara topografi batuan organik di bawahnya yang memproduksi minyak dan
mengalirkannya melalui lapisan pembawa, dan termigrasi keatas menuju
batuan dasar.
3. Batuan induk terletak di bawah daripada
batuan dasar. Reservoir lateral yang awalnya menjebak minyak tumpah karena
adanya proses tilting atau overfilling
Mekanisme migrasi hidrokarbon ke arah
bawah dari sistem reservoir ini sangat memungkinkan ketika terjadi pembesaran
rekahan yang diakibatkan selama merekah pada sebuah kondisi ketidakseragaman
medan tegangan (stress field). Dilatansi pada batuan reservoir di bawah lapisan sedimen mengurangi
tekanan hidrostatik pada area lokal yang terdeformasi.
Akumulasi hidrokarbon pada pada batuan dasar terjadi pada kondisi yang
spesifik, seperti yang telah dirangkum oleh P’an (1982). Hal itu mengikuti
karakteristik umumnya:
1. Reservoir batuan dasar selalu terbentuk
pada tinggian (high) atau pengangkatan (uplift) pada sebuah basin yang terjadi pada periode yang lama yang mengalami
proses pelapukan dan erosi awal di badalam air dan terlingkupi dengan sedimen
laut yang membentuk batuan penudung dan batuan induk dari reservoir.
2. Reservoir batuan dasar selalau terbentuk
dibawah sebuah ketidakselarasan regional yang menjadi hal penting pada proses
migrasi minyak menuju reservoir.
3. Semua lapisan batuan induk dari reservoir
batuan dasar berada di bawah batuan reservoir, itu mengindikasikan migrasi pada
suatu tempat secara lateral ke atas (laterally upward) atau lateral ke bawah (laterally downward). Kemudian berkembang
adanya proses dilatansi pada batuan dasar dikarenakan oleh rekahan yang
mengurangi tekanan hidrostatis didalam rekahan dan itu menjadikan sebuah
gradien tekanan yang baik untuk migrasi kebawah (downward migration) (Mc Naughton, 1953).
4. Kompaksi yang diferensial (differential compaction) pada sedimen halus (argillaceous sediment) di atas pada tinggian yang tertutupnya menyebabkan sebuah efek pencebakan
yang penting didalam pencebakan hidrokarbon.
5. Gas tidak selalu ditemukan pada
reservoir batuan dasar terekahkan.
6. Pada umumnya, ruang pori pada batuan
dasar terdiri atas rekahan dan sesar yang diakibatkan oleh tektonik (tectonic fissure and fault), pelarutan didalam ruang rekahan (dissolved interstice), dan gua (cavern). Areshev et al. (1992) menambahkan rongga terekahkan sebagai elemen penting yang
potensial pada reservoir di Vietnam. Tipe dari pori itu adalah terdistribusi
sangat tidak simetris, dan itu menjadikan porositas dan permeabilitas adalah
sangat heterogen (highly heterogeneous).
7. Jika diperhatikan pada bagian atas dari
reservoir batuan dasar, sebuah peningkatan derajat pelapukan akan dijumpai, itu
merupakan pertanda awal, pada sesuatu kasus, untuk sebuah perubahan yang
gradasional (gradational transition) pada batuan sedimen yang melapisinya. Porositas dalam butiran (intergranular porosity) yang sama pada batu pasir dapat dijumpai pada kasus ini.
8. Reservoir batuan dasar
dikarakteristikkan dengan batuan reservoir yang tebal dan produksi dari sebuah
sumur mungkin berkisar dari nol sampai tinggi, tergantung dari tipe dan
distribusi pori. Bentuk kerucut dan menjari air sering hadir, tetapi dapat
terbentuk oleh pemasukancompletion dan produksi dari bagian bawah.
9. Cadangan dari reservoir batuan dasar
dapat sangat besar, tetapi itu disertai dengan ketidakpastian yang tinggi.
Gambar Sebuah Sketsa Skema Sebuah Reservoir
Batuan Dasar dan Pengumpulan Hidrokarbon dari Batuan Sumber (Harvey dkk, 2005)
Gambar di atas menunjukkan sebuah sketsa skema dari kondisi
migrasi dan akumulasi dengan tipe seperti yang dijumpai pada reservoir batuan
dasar. Keberadaan minyak pada batuan dasar digunakan oleh beberapa
ahli geologi sebagai sebuah argument untuk mendukung hipotesisi asal
muasal minyak secara inorganik, seperti yang dikemukakakan oleh Porfirev
(1974), Gold& Scoter (1980). Sekarang , bagaimanapun, itu adalah bukti yang
rumit untuk berpikir bahwa kondisi terakumulasinya minyak pada reservoir batuan
dasar tidak berbeda dari kondisi lain pada beberapa reservoir konvensional.
Potensi dari reservoir batuan dasar diperkenalkan awal oleh
Eggleston (1849).
Batuan Induk ( sourcerock )
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
- 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 :
a. Immature adalah sourcerock yang belum mengalami
perubahan menjadi hidrokarbon
b. Mature adalah source rock yang sedang mengalami
perubahan menjadi hidrokarbon
c. Overmature adalah source rock yang telah mengalami
pematangan menjadi hidrokarbon.
A.1 Source Rock
Dalam Petroleum geology,
batuan induk mengacu pada batuan dimana hidrokarbon telah atau mampu
dihasilkan. Mereka membentuk salah satu elemen penting dari sebuah sistem
petroleum. Source Rock adalah sedimen yang kaya akan material organik yang
mungkin telah terdeposit dalam berbagai lingkungan termasuk deep water marine, lacustrine dan delta. Tipe-Tipe Source Rock :
Source Rock Tipe 1
terbentuk dari sisa-sisa
alga yang terdeposit dalam kondisi anoxic di danau yang dalam. Tipe ini
cenderung untuk menghasilkan minyak mentah yang waxy ketika diberikan tekanan panas selama terkubur
dalam.
Source Rock Tipe 2
terbentuk dari plankton laut
dan sisa-sisa bakteri diawetkan dalam kondisi anoxic di lingkungan laut: mereka
menghasilkan minyak dan gas ketika mengalami crack panas saat penguburan yang
mendalam.
Source Rock Tipe 3
terbentuk dari bahan tanaman
darat yang telah didekomposisi oleh bakteri dan jamur dalam kondisi oxic atau
sub-oxic: mereka cenderung untuk menghasilkan sebagian besar gas dengan minyak
ringan. Sebagian besar batu bara termasuk dalam tipe 3.
Faktor Terbentuknya Source
Rock 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 protozo 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 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 pematangan
adalah proses perubahan zat-zat organic menjadi hidrokarbon. Proses pematangan
di akibatkan kenaikan suhu di dalam permukaan bumi. Dimana maturity di bagi 3
Yaitu antara lain :
a. Immature adalah
sourcerock yang belum mengalami perubahan menjadi hidrokarbon
b. Mature adalah source rock
yang sedang mengalami perubahan menjadi hidrokarbon
c. Overmature adalah source
rock yang telah mengalami pematangan menjadi hidrokarbon.
A.2 Reservoir Rock
Semua minyak yang dihasilkan
oleh source rock tidak akan berguna kecuali bermigrasi sampai tersimpan dalam
wadah yang mudah diakses, sebuah batu yang memiliki ruang untuk "menyedot” hidrokarbon. Reservoir rock
adalah tempat minyak bermigrasi dan berada dibawah tanah. Sebuah batu pasir
memiliki banyak ruang di dalam dirinya sendiri untuk menjebak minyak, seperti
spons memiliki ruang dalam dirinya sendiri untuk menyerap air. Karena alasan
inilah batupasir menjadi batuan reservoir yang paling umum. Batu gamping dan
dolostones, beberapa di antaranya adalah sisa-sisa kerangka terumbu karang
kuno, adalah contoh lain dari batuan reservoir.Meskipun Seal Rock mencegah
minyak dari bergerak melalui mereka, mereka tidak selalu menghalangi minyak
bergerak di sekitar mereka. Untuk mencegah itu, diperlukan semacam jebakan geologi.
A.4 Trap
Sebuah konfigurasi batuan
yang cocok untuk menjebak hidrokarbon oleh formasi yang relatif kedap melalui
mana hidrokarbon tidak akan bermigrasi. Perangkap digambarkan sebagai :
•Perangkap Structural
Perangkap Hidrokarbon yang terbentuk dalam struktur geologi seperti lipatan dan
patahan
•Perangkap Stratigrafi
Perangkap Hidrokarbon yang dihasilkan dari perubahan jenis batuan atau
pinch-out, ketidakselarasan, atau fitur sedimen lainnya seperti terumbu atau
buildups
•Perangkap Kombinasi
Kombinasi antara struktural dan stratigrafi. Dimana pada perangkap jenis ini
merupakan faktor bersama dalam membatasi bergeraknya atau menjebak minyak bumi. Jebakan merupakan komponen penting dari sistem
petroleum
A.5 Generation–migration –accumulation of
hydrocarbons
Generasi tergantung pada
tiga faktor utama:
• adanya bahan organik cukup
kaya untuk mengh
asilkan hidrokarbon,
•suhu yang memadai,
• dan waktu yang cukup untuk
membawa batuan hingga
matang.
• Tekanan dan adanya bakteri
dan katalis juga mempengaruhi generasi.
• Generasi merupakan fase
kritis dalam pengembangan sistem petroleum.
Migrasi adalah Pergerakan
hidrokarbon dari sumber mereka ke batuan reservoir.
• Pergerakan hidrokarbon
baru yang dihasilkan keluar dari batuan induk mereka adalah migrasi utama, disebut juga
expulsion
• Gerakan lebih lanjut dari
hidrokarbon dalam batuan reservoir kedalam perangkap hidrokarbon atau
daerah lain akumulasi adalah migrasi sekunder.
• Migrasi biasanya terjadi
dari daerah struktural rendah ke daerah yang lebih tinggi di bawah permukaan karena daya apung
relatif hidrokarbon dibandingkan dengan batuan sekitarnya.
• Migrasi dapat lokal atau
dapat terjadi di sepanjang jarak ratusan kilometer di cekungan sedimen yang besar, dan
• penting untuk pembentukan
sistem petroleum yang layak.
Akumulasi adalah Tahap dalam pengembangan
Petroleum System di mana hidrokarbon bermigrasi ke dan tetap terjebak dalam reservoir
B. Rock Properties
Syarat yang harus dipenuhi
oleh suatu batuan reservoir adalah harus mempunyai kemampuan untuk menampung
dan mengalirkan fluida yang terkandung di dalamnya. Dan hal ini dinyatakan
dalam bentuk permeabilitas dan porositas. Porositas dan permeabilitas ini
sangat erat hubungannya sehingga dapat dikatakan bahwa permeabilitas adalah
tidak mungkin tanpa porositas walaupun sebaliknya belum tentu demikian, karena
batuan yang bersifat porous belum tentu mempunyai sifat kelulusan terhadap
fluida yang melewatinya. Sifat-sifat batuan yang lainnya adalah : wettabilitas,
tekanan kapiler, saturasi dan kompresibilitas batuan.
1. Porositas (∅)
Dalam reservoir minyak,
porositas mengambarkan persentase dari total ruang yang tersedia untuk
ditempati oleh suatu cairan atau gas. Porositas dapat didefinisikan sebagai
perbandingan antara volume total pori-pori batuan dengan volume total batuan
per satuan volume tertentu, Porositas batuan reservoir dapat diklasifikasikan
menjadi dua, yaitu:
a. Porositas absolut, adalah
perbandingan antara volume pori total terhadap volume batuan total yang
dinyatakan dalam persen,
b.Porositas efektif, adalah
perbandingan antara volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume
batuan total (bulk volume) yang dinyatakan dalam persen.
Berdasarkan waktu dan cara
terjadinya, maka porositas dapat juga diklasifikasikan menjadi dua, yaitu :
a. Porositas primer, yaitu
porositas yang terbentuk pada waktu yang bersamaan dengan proses pengendapan
berlangsung.
b. Porositas sekunder, yaitu porositas batuan
yang terbentuk setelah proses pengendapan. Besar kecilnya porositas dipengaruhi
oleh beberapa faktor, yaitu ukuran butir, susunan butir, sudut kemiringan dan
komposisi mineral pembentuk batuan
2. Permeabilitas
Permeabilitas didefinisikan
sebagai ukuran media berpori untuk meloloskan/melewatkan fluida. Apabila media berporinya tidak saling
berhubungan maka batuan tersebut tidak mempunyai permeabilitas. Oleh karena itu
ada hubungan antara permeabilitas batuan dengan porositas efektif. Sekitar
tahun 1856, Henry Darcy seorang ahli hidrologi dari Prancis mempelajari aliran
air yang melewati suatu lapisan batu pasir. Hasil penemuannya diformulasikan
kedalam hukum aliran fluida dan diberi nama Hukum Darcy. Besaran permeabilitas
satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas yang melewatkan fluida dengan
viskositas 1 centipoises dengan kecepatan alir 1 cc/det melalui suatu penampang
dengan luas 1 cm2 dengan penurunan tekanan 1 atm/cm.
Persamaan 4 Darcy berlaku
pada kondisi :
· Alirannya mantap (steady state)
· Fluida yang
mengalir satu fasa
· Viskositas fluida yang mengalir konstan
· Kondisi aliran isothermal
· Formasinya
homogen dan arah alirannya horizontal
· Fluidanya incompressible\
Berdasarkan jumlah fasa yang mengalir dalam
batuan reservoir, permeabilitas dibedakan menjadi tiga, yaitu :
· Permeabilitas absolute (Kabs) Yaitu kemampuan batuan
untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir melalui media berpori
tersebut hanya satu fasa atau disaturasi 100% fluida, misalnya hanya minyak atau
gas saja.
· Permeabilitas efektif (Keff) Yaitu kemampuan batuan
untuk melewatkan fluida dimana fluida yang mengalir lebih dari satu fasa,
misalnya (minyak dan air), (air dan gas), (gas dan minyak) atau ketiga-tiganya.
Harga permeabilitas efektif dinyatakan sebagai ko, kg, kw, dimana masing-masing
untuk minyak, gas dan air.
· Permeabilitas relatif (Krel) Yaitu perbandingan antara
permeabilitas efektif pada kondisi saturasi tertentu terhadap permeabilitas
absolute. Harga permeabilitas relative antara 0 – 1 darcy.
3. Saturasi
Saturasi adalah perbandingan
antara volume pori-pori batuan yang terisi fluida formasi tertentu terhadap
total volume pori-pori batuan yang terisi fluida atau jumlah kejenuhan fluida
dalam batuan reservoir per satuan volume pori. Oleh karena didalam reservoir
terdapat tiga jenis fluida, maka saturasi dibagi menjadi tiga yaitu saturasi
air (Sw), saturasi minyak (So) dan saturasi gas (Sg),
4. Resistivity
Batuan reservoir terdiri
atas campuran mineral-mineral, fragmen dan pori-pori. Padatan-padatan mineral
tersebut tidak dapat menghantarkan arus listrik kecuali mineral clay. Sifat
kelistrikan batuan reservoir tergantung pada geometri pori-pori batuan dan
fluida yang mengisi pori. Minyak dan gas bersifat tidak menghantarkan arus
listrik sedangkan air bersifat menghantarkan arus listrik apabila air
melarutkan garam. Arus listrik akan
terhantarkan oleh air akibat adanya gerakan dari ion-ion elektronik. Untuk
menentukan apakah material didalam reservoir bersifat menghantar arus listrik
atau tidak maka digunakan parameter resistiviti. Resistiviti didefinisikan
sebagai kemampuan dari suatu material untuk menghantarkan arus listrik.
5. Wettability
Wettability didefinisikan
sebagai suatu kemampuan batuan untuk dibasahi oleh fasa fluida atau
kecenderungan dari suatu fluida untuk menyebar atau melekat ke permukaan
batuan. Sebuah cairan fluida akan bersifat membasahi bila gaya adhesi antara
batuan dan partikel cairan lebih besar dari pada gaya kohesi antara partikel
cairan itu sendiri. Tegangan adhesi merupakan fungsi tegangan permukaan setiap
fasa didalam batuan sehingga wettabiliti berhubungan dengan sifat interaksi
(gaya tarik menarik) antara batuan dengan fasa fluidanya.
6. Tekanan Kapiler
Tekanan kapiler pada batuan
berpori didefinisikan sebagai perbedaan tekanan antara fluida yang membasahi
batuan dengan fluida yang bersifat tidak membasahi batuan jika didalam batuan
tersebut terdapat dua atau lebih fasa fluida yang tidak bercampur dalam kondisi
statis.
1 Pengertian Source Rock
Ada beberapa pengertian dari batuan induk
ataupun sorce rock yaitu sebagai berikut :
1. Batuan induk (Source rocks) adalah batuan sedimen berbutir halus
yang memiliki kapabilitas sebagai sumber hidrokarbon (Waples, 1985)
2. Pengertian batuan induk adalah batuan sedimen yang sedang, akan, atau telah
menghasilkan hidrokarbon (Tissot and Welte, 1984 vide Peter and Cassa, 1994).
3. Source rock 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
Jadi, dapat kita simpulkan bahwa batuan
induk itu adalah batuan sedimen yang bisa menghasilkan hidrokarbon. Pada bukti
yang terdapat pada data-data geokimia, hidrokarbon berasal dari material
organik yang terkubur dalam batuan sedimen yang disebut batuan induk. Untuk
mengetahui dan memperkirakan distribusi dan jenis dari batuan induk dalam ruang
dan waktu, sangat penting untuk mengetahui sumber biologis dari petroleum. Lapisan batuan induk (source beds) terbentuk ketika sebagian kecil
dari karbon organik yang bersikulasi dalam siklus karbon di bumi tekubur dalam
lingkungan sedimentasi dimana oksidasi terhalang untuk dapat berlangsung.
Ada beberapa istilah mengenai batuan
induk yang harus kita pahami, antara lain :
1. Batuan Induk efektif (effective source rocks) adalah batuan sedimen
yang sudah menghasilkan dan mengeluarkan (expelled) hidrokarbon
2. Batuan induk yang mungkin (possible source rocks) adalah batuan sedimen
yang potensi sumbernya belum dievaluasi, tetapi mungkin telah menghasilkan dan
mengeluarkan hidrokarbon
3. Batuan Induk potensial (potential source rocks) adalah batuan sedimen yang
belum matang (immature) yang kapabilitasnya dalam menghasilkan dan mengeluarkan
hidrokarbon diketahui jika tingkat kematangan termal menjadi lebih tinggi.
TABEL II.1
Kategori Batuan Induk & Kapasitas Sumbernya (waples, 1985)
|
Kategori Batuan Induk
|
Kapasitas Sumber Asal *
|
Kapasitas sumber tersisa
|
Hidrokarbon yang dihasilkan
|
|
Possible
|
GO
|
tidak terukur
|
tidak terukur
|
|
Potential
|
GO
|
GO
|
Tidak ada
|
|
Effective
|
GO
|
G
|
GO-G
|
|
Effective
|
Tidak ada
|
Tidak ada
|
Tidak ada
|
§ GO tidak perlu sama untuk semua batuan; G = diukur
sebagai kapasitas sumber yang tersisa; GO = tidak dapat diukur langsung dari
sampel yang HC generated; tapi dari immature source rocks, dimana GO dan G adalah identik
§ GO-G = HC generated
Batuan karbonat adalah semua batuan yang
terdiri dari garam karbonat. Dalam prakteknya adalah terutama batugamping dan
dolomit. Karbonat mempunyai keistimewaan dalam cara terbentuknya, yaitu
hanya dari larutan, praktis tidak ada sebagai detritus daratan. Pembentukan
batuan karbonat secara kimia, tetapi yang penting adalah turut sertanya
organisme di dalam batuan karbonat.
Ada 5 (lima) mekanisme penting yang
dapat menerangkan bagaimana terjadinya pengendapan CaCO3 dan bertambahnya CO2
yang dapat terlarut dalam air (Blatt, 1982), yaitu :
1. Bertambahnya suhu dan penguapan. Dari
semua gas yang ada, hanya sedikit yang dapat larut dalam air panas dan hal ini
yang menyebabkan mengapa batuan karbonat terbentuk hanya pada laut di daerah
tropis dan subtropis, jarang didapatkan pada daerah dingin dekat kutub atau
pada daerah laut dalam.
2. Pergerakan air. Bergerak air yang
disebabkan oleh angin atau badai akan mengakibatkan kalsium dari organisme
pembentuk karang dan lumpur karbonat bergerak berpindah ke atas permukaan air.
3. Penambahan salinitas. Karbon dioksida
kurang larut dalam air garam bila dibandingkan dengan daya larutnya dalam air
tawar, sehingga dengan bertambahnya salinitas akan menyebabkan karbon dioksida
terbebas. Bertambahnya salinitas biasanya akibat dari penguapan dan dapat
menambah jumlah kalsium sebanding dengan jumlah ion karbon.
4. Aktivitas organik. Alga dan koral
mempunyai proses yang berbeda satu sama lain namun saling membutuhkan dimana
alga menghirup karbon dioksida dan akan mengeluarkan oksigen selama
berlangsungnya proses fotosintesa, sedangkan koral menghirup O2 dan akan
mengeluarkan CO2.
5. Perubahan tekanan. Air hujan
mengandung sejumlah karbon dioksida mengikat jumlah udara yang banyak,
selanjutnya air hujan tersebut masuk dan melewati zona tanah dengan tekanan
karbon dioksida lebih besar dibandingkan di atmosfir, akibatnya air tanah
menjadi kaya akan karbon dioksida. Bila air tanah tersebut masuk ke dalam
sebuah gua maka karbon akan larut dalam air dan menyebabkan terbentuknya
kenampakan seperti stalaktit dan stalagmit.
Hal lain adalah terbentuknya tekstur
klastik pada batuan karbonat sebagai fragmentasi atau pembentukan sekunder
(contoh : oolith), dan pengendapannya menyerupai detritus.
II.2 Proses Pengendapan Ganggang
dan Pemasakan Batuan Induk
Source rock kaya akan
kandungan unsur atom karbon (C) yang didapat dari cangkang – cangkang fosil
yang terendapkan di batuan itu. Karbon inilah yang akan menjadi unsur utama
dalam rantai penyusun ikatan kimia hidrokarbon. Hidrokarbon membentuk salah
satu elemen penting dari sebuah kerja sistem petroleum.
Hidrokarbon adalah
batuan sedimen yang kaya akan kandungan material organik yang mungkin telah
tersimpan dalam berbagai lingkungan termasuk laut air dalam, lakustrin, dan
delta bahan organik tersebut misalnya ganggang. Jadi ganggang ini bisa saja
ganggang air tawar, maupun ganggang air laut. Tentu saja batuan yang mengandung
karbon ini bisa batuan hasil pengendapan di danau, di delta, maupun di dasar
laut. Batuan yang mengandung banyak karbonnya ini yang disebut Source Rock (batuan induk) yang kaya mengandung unsur karbon (high TOC-Total Organic Karbon).
Setelah ganggang mati dan berkumpul
menjadi batuan induk, maka batuan induk ini akan terkubur di bawah batuan-batua
lainnya yang beralngsung dalam kurun waktu yang lama dan juga tertutp oleh
bataun reservoir. Kemudian source rock itu akan dimasak oleh panas bumi yang
disebut dengan istilah geothermal. Ilustrasinya seperti berikut :
Seperti yang sudah disinggung sebelumnya
bahwa pematangan source rock (batuan induk) ini karena adanya proses pemanasan dari panasa bumi. Juga
diketahui semakin dalam batuan induk akan semakin panas dan akhirnya
menghasilkan minyak. Proses pemasakan ini tergantung suhunya dan karena suhu
ini tergantung dari besarnya gradien geothermalnya maka setiap daerah tidak
sama tingkat kematangannya. Daerah yang dingin adalah daerah yang gradien
geothermalnya rendah, sedangkan daerah yang panas memiliki gradien geothermal
tinggi.
Karbon atau zat arang merupakan unsur
kimia yang mempunyai simbol C dan nomor atom 6 pada tabel periodik. Sebagai
unsur golongan 14 pada tabel periodik, karbon merupakan unsur non-logam dan
bervalensi 4 (tetravalen), yang berarti bahwa terdapat empat elektron yang
dapat digunakan untuk membentuk ikatan kovalen. Terdapat tiga macam isotop
karbon yang ditemukan secara alami, yakni 12C dan 13C yang stabil, dan 14C yang
bersifat radioaktif dengan waktu paruh peluruhannya sekitar 5730 tahun. Karbon
merupakan salah satu dari di antara beberapa unsur yang diketahui keberadaannya
sejak zaman kuno. Istilah “karbon” berasal dari bahasa Latin carbo, yang
berarti batu bara.
Karbon memiliki beberapa jenis alotrop,
yang paling terkenal adalah grafit, intan, dan karbon amorf. Sifat-sifat fisika
karbon bervariasi bergantung pada jenis alotropnya. Sebagai contohnya, intan
berwarna transparan, manakala grafit berwarna hitam dan kusam. Intan merupakan
salah satu materi terkeras di dunia, manakala grafit cukup lunak untuk
meninggalkan bekasnya pada kertas. Intan memiliki konduktivitas listik yang
sangat rendah, sedangkan grafit adalah konduktor listrik yang sangat baik. Di
bawah kondisi normal, intan memiliki konduktivitas termal yang tertinggi di
antara materi-materi lain yang diketahui. Semua alotrop karbon berbentuk padat
dalam kondisi normal, tetapi grafit merupakan alotrop yang paling stabil secara
termodinamik di antara alotrop-alotrop lainnya.
Adapun karakteristik carbon memiliki
berbagai bentuk alotrop yang berbeda-beda, meliputi intan yang merupakan bahan
terkeras di dunia sampai dengan grafit yang merupakan salah satu bahan
terlunak. Karbon juga memiliki afinitas untuk berikatan dengan atom kecil
lainnya, sehingga dapat membentuk berbagai senyawa dengan atom tersebut. Oleh
karenanya, karbon dapat berikatan dengan atom lain (termasuk dengan karbon
sendiri) membentuk hampir 10 juta jenis senyawa yang berbeda. Karbon juga
memiliki titik lebur dan titik sublimasi yang tertinggi di antara semua unsur
kimia. Pada tekanan atmosfer, karbon tidak memiliki titik lebur karena titik
tripelnya ada pada 10,8 ± 0,2 MPa dan 4600 ± 300 K, sehingga ia akan menyublim
sekitar 3900 K.
Karbon dapat menyublim dalam busur
karbon yang memiliki temperatur sekitar 5800 K, sehingga tak peduli dalam
bentuk alotrop apapun, karbon akan tetap berbentuk padat pada suhu yang lebih
tinggi daripada titik lebur logam tungsten ataupun renium. Walaupun karbon
secara termodinamika mudah teroksidasi, karbon lebih sulit teroksidasi daripada
senyawa lainnya (seperti besi dan tembaga).
II.3 Jenis-Jenis dan Syarat-Syarat
Sebagai Batuan Induk (source rock)
Dalam geologi minyak bumi, batu mengacu
pada batuan sumber dari mana hidrokarbon telah dihasilkan atau mampu
dihasilkan. Mereka membentuk salah satu elemen penting dari sebuah kerja sistem
petroleum . Mereka adalah organik sedimen yang kaya yang mungkin telah disimpan
dalam berbagai lingkungan termasuk laut air dalam, lakustrin dan delta . serpih
minyak dapat dianggap sebagai source rock organik kaya tapi belum matang dari
mana minyak sedikit atau tidak telah dihasilkan dan dikeluarkan.
Batuan induk (source rock)
diklasifikasikan dari jenis kerogen bahwa mereka mengandung, yang pada
gilirannya mengatur jenis hidrokarbon yang akan dihasilkan :
a. Tipe 1 batuan sumber terbentuk dari
alga masih diendapkan di bawah anoksik kondisi di dalam danau : mereka
cenderung menghasilkan minyak mentah lilin ketika diberikan stres termal selama
penguburan yang mendalam
b. Tipe 2 sumber batuan terbentuk dari
plankton laut dan bakteri tetap dipertahankan dalam kondisi anoxic di
lingkungan laut: mereka menghasilkan baik minyak dan gas ketika termal retak
selama penguburan dalam.
c. Tipe 3 batuan sumber terbentuk dari
bahan tanaman darat yang telah diurai oleh bakteri dan jamur dalam kondisi oxic
atau sub-oxic: mereka cenderung menghasilkan sebagian besar gas dengan minyak
ringan terkait ketika termal retak selama penguburan dalam. Kebanyakan serpih
bara dan hitam legam umumnya Tipe 3 batuan sumber.
Semua batuan induk tersebut berpotensial memproduksi minyak dan gas kecuali
tipe III yang khusus memproduksi gas. Jenis-jenis dan kejadian dari ketiga tope
batuan induk tersebut dapat dilihat pada gambar. Adapun salah satu
contoh dari batuan induk adalah batu gamping.
Batuan sumber tertentu yang disebut
sebagai ‘kelas dunia’, yang berarti bahwa mereka tidak hanya dari kualitas yang
sangat tinggi tetapi juga tebal dan distribusi geografis yang luas. Contoh:
a. Devon Tengah untuk menurunkan minyak
Mississipian anoksik luas laut dan tempat tidur sumber gas di Benua Tengah dan
Appalachia : (misalnya serpih Bakken dari Basin Williston , yang Shale Antrim
dari Cekungan Michigan , yang Shale Marcellus dari Appalachian Basin ).
b. Kimmeridge tanah liat – ini Jurassic atas
laut batulumpur atau setara stratigrafi yang dihasilkan sebagian besar minyak
yang ditemukan di Laut Utara dan Laut Norwegia
c. La Luna serpih – Pembentukan Turonian
dihasilkan sebagian besar minyak di Venezuela
d. Akhir Karbon bara – bara yang dihasilkan
dari usia ini sebagian besar gas di selatan Laut Utara, Cekungan Belanda dan
barat laut Jerman Basin
e. Pembentukan Hanifah – Jurassic atas
ini kaya karbonat Unit dilaminasi telah bersumber minyak di raksasa Ghawar
lapangan di Arab Saudi
Sedangkan Peter dan Cassa (1994) membagi
atas 5 jenis batuan induk, yaitu :
1. Poor source rock 0 – 0.5 % TOC
2. Fair source rock 0.5 – 1 % TOC
3. Good source rock 1-2 % TOC
4. Very good source rock 2-4% TOC
5. Excellent >4 % TOC
Adapun syarat-syarat sebagai batuan
induk yaitu
1. Mengandung kadar organik yang tinggi
2. Mempunyai jenis kerogen yang berpotensi menghasilkan hidrokarbon dan telah
mencapai kematangan tertentu sehingga dapat menghasilkan hidrokarbon.
Untuk keperluan identifikasi batuan
induk, maka parameter yang dinilai dalam penginterpretasiannya adalah:
§ Kuantitas (quantity) yang dapat diperoleh dengan mengetahui persentase
jumlah material organik di dalam batuan sedimen.18
§ Kualitas (quality) /Jenis kerogen. Kualitas/Jenis diketahui dengan Indeks
Hidrogen yang dimiliki oleh batuan induk. Dengan mengetahui besarnya maka tipe
kerogennya dapat diketahui sehingga produk yang dihasilkan pada puncak
pematangan dapat pula diketahui.
§ Kematangan (maturity). Dengan mengetahui tingkat kematangan suatu batuan
maka dapat diperkirakan kemampuan batuan tersebut untuk menggenerasikan minyak
atau gas bumi. Tingkat kematangan suatu batuan dapat diketahui dengan
pemantulan vitrinit (% Ro), indeks alterasi termal (TAI) dan temperatur
maksimum pada pirolisis (Tmax).
II.4 Faktor Terbentuknya Source Rock
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. Komposisi kerogen
juga dipengaruhi proses pematangan termal (katagenesis dan metagenesis) yang
mengubah kerogen tersebut.
Keunikan molekul kerogen :
1. Struktur Jaringan (patchwork structures): Kombinasi random dari
banyak fragmen molekul kecil.
2. Karakter kimia dan fisika kerogen dipengaruhi oleh tipe molekul biogenik
dan transformasi diagenetik molekul organik tersebut .
Kerogen 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 protozo
- 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
- 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 pematangan adalah
proses perubahan zat-zat organic menjadi hidrokarbon. Proses pematangan di
akibatkan kenaikan suhu di dalam permukaan bumi. Dimana maturity di bagi 3
yaitu antara lain :
a. Immature adalah sourcerock yang belum
mengalami perubahan menjadi hidrokarbon
b. Mature adalah source rock
yang sedang mengalami perubahan menjadi hidrokarbon
c. Overmature adalah source rock yang
telah mengalami pematangan menjadi hidrokarbon.
4. EOM atau zat organik yang dapat
diekstraksikan (extractable organic matter), merupakan hidrokaron dan
nonhidrokarbon yang dapat dilarutkan dalam CS2 atau bitumina. Volume dan sifat
dari EOM menunjukkan sifat batuan induk. Pada umumnya ekstrak dari batuan induk
susunan kimianya harus mengandung susunan utama dari minyak mentah.
II. 5 Analisis dan Evaluasi Batuan
Induk
Ada 5 hal yang akan di perhatikan dalam
analisis dan evaluasi batuan induk, yaitu :
1. Transformasi material organik
Menurut Waples (1985), hidrokarbon
berasal dari material organik tumbuhan yang telah mati pada masa lampau dengan
proses pembentukan yang sangat rumit. Sampai saat ini, beberapa bagian daripada
proses pembentukan hidrokarbon masih belum dapat dimengerti. Namun secara garis
besar diketahui bahwa material organik ini berasal dari tumbuhan dan alga yang
terlindungi dengan baik pada sedimen berbutir halus yang terendapkan pada
daerah tanpa oksigen (anoksik). Kandungan organik ini akan berubah oleh adanya
reaksi kimia dan biologi pada suhu yang rendah (diagenesis) yang terjadi
selama proses transportasi dan pengendapan.
Perubahan kimia pada tahapan ini akan
berkurang dengan hilangnya kandungan oksigen (O2) dari material organik dalam
bentuk air (H2O) dan karbondioksida (CO2). Material organik yang selama diagenesis
berubah menjadi molekul yang lebih besar dinamakan kerogen. Dengan bertambahnya
kedalaman, porositas dan permeabilitas sedimen akan menurun, sementara suhu
akan naik. Perubahan ini menyebabkan terhentinya aktivitas mikroba secara
bertahap, dan pada akhirnya proses diagenesis organik akan terhenti. Dengan
naiknya suhu, maka reaksi termal menjadi semakin penting.
Selama fase berikutnya (katagenesis),
kerogen mulai memisah menjadi molekul yang lebih kecil dan mudah bergerak. Pada
tahap perubahan akhir (metagenesis), produk pokoknya akan terdiri dari molekul
gas yang lebih kecil. Kerogen yang terbentuk dari material organik yang
berbeda, atau pada kondisi diagenetik yang berbeda, akan memiliki perbedaan
secara kimia satu sama lain. Adanya perbedaan ini juga akan memberi perbedaan
pada karakteristik hidrokarbon yang dihasilkan.
2. Preservasi material organik
Batuan induk, yang dicirikan oleh jumlah
kandungan organik tipe tertentu akan terendapkan pada konisi tertentu. Kondisi
yang tepat untuk pembentukan sedimen yang kaya kandungan organik adalah sebagai
berikut:
– Suplai detritus yang kaya material
organik dalam jumlah yang banyak
– Terlindungi dari proses oksidasi
biogenik/ abiogenik
– Sedimentasi pada daerah dengan energi
rendah
– Transportasi yang cepat menuju
permukaan pengendapan
Kondisi anoksik (depleted oxygen)
diperlukan dalam preservasi material organik pada suatu lingkungan pengendapan,
dikarenakan kondisi lingkungan ini akan membatasi aktivitas bakteri aerobik dan
organisme biturbasi yang sangat berperan dalam pengrusakan material organik.
Kondisi anoksik berkembang dimana kebutuhan oksigen lebih besar daripada suplai
oksigen. Oksigen biasanya dikonsumsi oleh proses pembusukan (degradasi) zat
organik yang telah mati, dimana kebutuhan oksigen amat besar pada area dimana
produktivitas organik yang tinggi. Pada lingkungan berair (aquatic), suplai
oksigen dikontrol oleh sirkulasi air yang mengandung oksigen dan berkurang pada
kondisi pada dasar air yang stagnan.
3. Analisis kerogen
Material organik akan terpendam dalam
sedimen (batuan induk) dalam bentuk yang disebut kerogen. Pengukuran geokimia
dapat digunakan untuk menentukan kadar dan tingkat kematangan termal batuan
ini. Pengukuran potensi untuk menghasilkan hidrokarbon ditentukan oleh
pengukuran Total Organic Carbon (TOC) dan pyrolysis yield. Batuan dengan
pyrolysis yield lebih besar dari 5 kg/ ton disebut batuan induk efektif. Untuk
peralatan geokimia yang lebih modern lagi, seperti gas chromatography dan studi
isotop dapat digunakan untuk menentukan produk hidrokarbon dan juga untuk
aplikasi lain, seperti korelasi batuan induk dengan minyak bumi.
Deskripsi kerogen secara visual
(optical) juga dapat menjadi petunjuk yang berguna untuk mengetahui potensi dan
tipe hidrokarbon. Dari pengamatan secara mikroskopik pada cahaya refeksi
(reflected light), kerogen dapat diklasifikasikan kepada grup exinite,
vitrinite, and inertinite. Grup exinite terdiri dari maseral dengan potensi
minyak yang signifikan, sementara grup vitrinit adalah penghasil gas (gasprone).
Grup intertinit tidak mempunyai potensi untuk menghasilkan hidrokarbon.
Pengukuran dari vitrinite reflectance sering digunakan untuk pengukuran index
kematangan thermal.
TABEL II.2
Potensi sumber dari Immature Kerogen Berdasarkan Indeks Hidrogen
|
Hidrogen Indeks (mg
HCg/TOC
|
Principal Product
|
Relative Quantity
|
|
< 150
|
gas
|
Small
|
|
150-300
|
Oil + gas
|
Small
|
|
300-450
|
Oil
|
Moderate
|
|
450-600
|
Oil
|
Large
|
|
> 600
|
Oil
|
Very Large
|
4. Indikator kematangan termal
Vitrinite reflectance adalah indicator
kematangan batuan induk yang paling sering digunakan, dilambangkan dengan Ro
(Reflectance in oil). Nilai Ro untuk mengukur partikel-partikel vitrinite yang
ada dalam sampel amat bervariasi. Untuk menjamin kebenaran pengukuran, maka
penentuan nilai Ro diperlukan secara berulang pada sampel yang sama. Bila
distribusi dari vitrinite reflectance adalah bimodal, maka ada kemungkinan
telah terjadi reworking. Skala vitrnite relectance yang telah dikalibrasikan
oleh berbagai parameter kematangan yang lain oleh studi minyak dan gas adalah
sebagai berikut:
– Ro < 0.55 belum matang (immature)
– 0.55 < Ro < 0.8 telah
menghasilkan minyak dan gas bumi
– 0.8 < Ro < 1.0 minyak berubah
menjadi gas bumi (zona kondensat gas)
– 1.0 < Ro < 2.5 dry gas
Vitrinite reflectance adalah indikator
kematangan termal yang sangat baik pada Ro antara 0.7 dan 0.8. Salah satu
penggunaan vitrinite reflectance yang juga penting dalam analisis cekungan
(basin analysis) adalah kalibrasi sejarah termal (thermal history) dan sejarah
pengendapan (burial history) dengan tingkat kematangan pada masa sekarang.
5. Akumulasi dan pembentukan minyak bumi
Hidrokarbon terbentuk ketika batuan
induk telah menghasilkan dan mengeluarkan hidrokarbon. Hidrokarbon ini
seterusnya akan mengalir melalui lapisan pembawa (carrier bed) menuju perangkap
(trap). Hidrokarbon dihasilkan sebagai reaksi dari perpecahan kimiawi kerogen
(chemical breakdown) bersamaan dengan bertambahnya suhu. Dengan keluarnya
hidrokarbon dari batuan induk, maka sisa kerogen akan berubah menjadi residu
karbon. Suhu dan waktu adalah faktor terpenting dari pecahnya kerogen.
Keluarnya hidrokarbon dari batuan induk kemungkinan terjadi akibat adanya
perpecahan mikro (micro-fracturing) pada batuan induk setelah terjadi
overpressure akibat terbentuknya hidrokarbon.
Batuan induk yang miskin tidak akan
menciptakan cukup minyak untuk mengakibatkan ekspulsi hidrokarbon. Pada tingkat
kematangan yang lebih lanjut, maka minyak akan akan berubah menjadi gas yang
lebih mudah untuk lepas dari batuan induk. Untuk batuan induk yang kaya,
efisiensi dari pengeluaran minyak cukup tinggi (60 – 90 %). Lepasnya
hidrokarbon dari batuan induk ke lapisan pembawa (carrier bed) disebut juga
migrasi primer (primary migration). Perpindahan hidrokarbon melalui lapisan
pembawa yang porous dan permeable menuju perangkap (traps) disebut juga migrasi
sekunder (secondary migration). Kekuatan utama dibalik migrasi sekunder adalah
adanya buoyancy yang diakibatkan oleh adanya perbedaan densitas antara minyak
(atau gas) dan air pada pori pori batuan.
Sedangkan yang menahan buoyancy ini
adalah tekanan kapiler (capillary pressure). Tekanan kapiler akan semakin naik
dengan semakin kecilnya pori pori batuan. Selama migrasi sekunder (secondary
migration), hidrokarbon cenderung mengalir melalui jaringan pori pori batuan
yang saling berhubungan pada lapisan penghantar (carrier bed) daripada meliputi
volume lapisan penghantar secara keseluruhan. Perpindahan akan terhenti pada
saat hidrokarbon melalui pori batuan yang lebih kecil dimana tekanan kapiler
(capillary pressure) akan lebih besar dari gaya buoyancy dari kolom minyak.
Sistem pori ini disebut juga sebagai lapisan penutup (seal) dengan tinggi
maksimum kolom minyak yang dapat ditahan oleh lapisan penutup (seal) dapat
dihitung. Hidrokarbon cenderung untuk pindah searah dengan kemiringan (true
dip) pada bagian atas dari lapisan penghantar (carrier bed). Oleh karena itu
peta struktur kontur dapat digunakan untk mebuat model arah migrasi. Selama
migrasi yang panjang (sebagai contoh pada foreland basin), hidrokarbon akan
mengalir terpusat pada tinggian regional (regional high).
Hilangnya hidrokarbon pada saat migrasi
sekunder (secondary migration) sangat sulit untuk dihitung. Akhirnya,
hidrokarbon akan terperangkap dalam reservoar yang yang disemuti oleh lapisan
penghambat (seal). Hidrokarbon ini akan berubah secara fisik dan kimia oleh
proses biodegradasi, water washing, deeasphalting dan alterasi termal pada
perangkap tersebut
II.6 Potensi Batuan Induk Contoh-Contoh Formasi Batuan Yang
MengandungSource Rock Di Cekungan Sumatera Selatan.
Batuan Induk yang potensial berasal dai batulempung hitam Formasi Lahat,
lignit (batubara), batulempung Formasi Talang Akar dan Batulempung Formasi
Gumai. FOrmasi Lahat mengalami perubahan fasies yag cepat kea rah lateral
sehingga dapat bertindak sebagai batuan induk yang baik dengan kandungan
material organiknya 1.2 – 5%.
Formasi Lahat diendapkan dibagian graben dan dibagian tengah Subsekungan
Palembeng. Landaian suhu berkisar 4.8 – 5.5o C/100 m, sehingga kedalaman
pembentukan minyak yang komersil terdapat pada kedalaman 2000 – 3000 m.
Fomasi yang paling banyak menghasilkan minyak yang diketahui hingga saat
ini adalah Formasi Talang Akar, dengan kandungan material organic yang berkisar
0.5 – 1.5%. Diperkirakan dibagia tengah cekungan Formasi Talang Akar telah
encapai tingkatan lewat matang. Minyak di Cekungan Sumatera Selatan
berasal dai batuan induk yang mengandung kerogen wax.
Formasi Gumai mempunyai kandungan material organik yang berkisar 1 – 1.38%
di Subcekungan Jambi, sedangkan di Subcekungan Palembang tidal ada data yang
menunjukan bahwa formasi ini dapat bertindak sebagai batua induk.
Kandungan Material organik pada Formasi Air Benakat berkisar antara 0.5 –
50%, karena pada Formasi ini banyak mengandung lapisan lignit. Tetapi kadungan
rata-ratanya adalah 1.1%. Temperatur jendela minyak (oil window) adalah
115 oC pada kedalaman 1700 m, sedangkan jendela gas (gas window) adalah
320 oC pada kedalaman 2500m.
Sebagaimana telah kita ketahui bahwa salah satu contoh dari batuan induk adalah
batu gamping. Pada kolom tersebut, batu gamping banyak terdapat pada formasi
Baturaja dan Gumai. Selain itu terdapat pasir gampingan pada formasi Talangakar
juga terdapat unsur-unsur gamping pada formasi Air Benakat.
BAB III
PENUTUP
III.1 Kesimpulan
Adapun kesimpulan yang dapat kami
peroleh dari makalah ini adalah sebagai berikut :
1. Source rock atau batuan induk itu adalah batuan sedimen yang bisa menghasilkan
hidrokarbon yang sangat penting peranannya dalam sumberdaya energy
2. Source rock berasal dari pengendapan ganggang atau fosil-fosil organiak
dalam kurun waktu yang sangat lama
3. Source rock mengalami pemanasan dari geothermal, yang akan menghasilkan minyak bumi
4. Adapun syarat-syarat sebagai batuan induk yaitu
A. Mengandung kadar organik yang tinggi
B. Mempunyai jenis kerogen yang berpotensi menghasilkan hidrokarbon dan telah
mencapai kematangan tertentu sehingga dapat menghasilkan hidrokarbon.
5. Untuk menjadi source rock ada 3 faktor yang mempengaruhi, yaitu :
A. TOC (total organic carbon) merupakan kuantitas dari karbon organik
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 % .
B. Kerogen merupakan kualitas dari karbon organic yang terendapkan dalam
batuan tersebut. Kerogon akan menentukan hidrokarbon yang akan di bentuk.
C. Maturity atau pematangan adalah proses perubahan zat-zat organik menjadi
hidrokarbon. Proses pematangan diakibatkan kenaikan suhu di dalam permukaan
bumi.
III.2 Saran
Semoga dengan penyusunan makalah ini
dapat memberikan kita pemahaman mengenai batuan induk dan bermanfaat
untuk ke depannya
Tidak ada komentar:
Posting Komentar