analisa batuan induk

Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi

HALAMAN PENGESAHAN LAPORAN PRAKTIKUM

ANALISA BATUAN INDUK

Oleh : ANANDA HAMID K

Disusun sebagai salah satu syarat Dalam mengikuti praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral Universitas Pembangunan Nasional Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta

Yogyakarta, Oktober 2010

Disetujui

(Asisten Lab. GMB)

Nama : Ananda Hamid K NIM : 111. 080. 120 Plug : 3

Penyusun

Ananda Hamid K


BAB I PENDAHULUAN

I.1 Pendahuluan

Tujuan utama analisa geokimia dalam eksplorasi hidrokarbon pada dasarnya meliputi : menentukan potensi batuan induk, menetukan tipe kerogen, dan kematangan batuan induk. Tujuan-tujuan ini dapat digunakan untuk memberikan gambaran dari arah migrasi minyak bumi yang berguna untuk mengembangkan sumur pemboran dan menentukan kelanjutan dari penyelidikan pemboran. Pelaksanaan yang harus dilaksanakan untuk mencapai tujuan tersebut dapat dilakukan melalui tiga tahapan dasar yaitu : a. Analisa organik matter organik matter b. Analisa tipe organik matter organik matter c. Analisa kematangan batuan induk Pada bab ini hanya membahas daripada analisa organik matter dan tipe-tipe organik matter , sedang pada bab selanjutnya akan membahas secara tersendiri mengenai analisa batuan induk dengan menggunakan Metode Lopatin.

I.2 Maksud dan Tujuan

I.2.1 Maksud 

Memperkenalkan macam-macam batuan induk



Memperkenalkan kegunaan analisa batuan induk

I.2.2 Tujuan 

Dapat mengenal dan mengetahui macam macam batuan induk



Dapat mengaplikasikan kegunaan analisa batuan induk dalam usaha eksplorasi migas



BAB I PENDAHULUAN

I.1 Pendahuluan

Tujuan utama analisa geokimia dalam eksplorasi hidrokarbon pada dasarnya meliputi : menentukan potensi batuan induk, menetukan tipe kerogen, dan kematangan batuan induk. Tujuan-tujuan ini dapat digunakan untuk memberikan gambaran dari arah migrasi minyak bumi yang berguna untuk mengembangkan sumur pemboran dan menentukan kelanjutan dari penyelidikan pemboran. Pelaksanaan yang harus dilaksanakan untuk mencapai tujuan tersebut dapat dilakukan melalui tiga tahapan dasar yaitu : a. Analisa organik matter organik matter b. Analisa tipe organik matter organik matter c. Analisa kematangan batuan induk Pada bab ini hanya membahas daripada analisa organik matter dan tipe-tipe organik matter , sedang pada bab selanjutnya akan membahas secara tersendiri mengenai analisa batuan induk dengan menggunakan Metode Lopatin.

I.2 Maksud dan Tujuan

I.2.1 Maksud 

Memperkenalkan macam-macam batuan induk



Memperkenalkan kegunaan analisa batuan induk

I.2.2 Tujuan 

Dapat mengenal dan mengetahui macam macam batuan induk



Dapat mengaplikasikan kegunaan analisa batuan induk dalam usaha eksplorasi migas


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi I.3 Dasar Teori 1.3.1. Analisa Jumlah Organik Dalam Batuan Induk

Jumlah material organik yang terdapat di dalam batuan sedimen dinyatakan sebagai Karbon Organik Total (TOC). Analisis ini cukup murah, sederhana dan cepat. Biasanya memerlukan satu gram batuan, tetapi jika sample banyak material organik, jumlah yang lebih kecil dari satu gram cukup. Analisa TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganalisis karbon, Leco Carbon Analyzer . (Gambar 2.1) Dimana tekniknya cukup sederhana, yaitu dengan membakar sample membakar sample yang berbentuk bubuk, bebas mineral karbonat pada temperatur tinggi dengan batuan oksigen. Semua karbon organik dirubah menjadi karbon dioksida, yang kemudian diperangkap dalam alat tersebut dan dilepaskan dalam suatu detector ketika 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 itu sample seperti biasanya tidak dianalisis lebih lanjut. Titik batas didiskualifikasikan 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 didasarkan 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 relatif 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 akan melakukan


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi interpretasi haruslah mengetahui metode mana yang telah ditempuh agar dapat menghasilkan interpretasi dengan akurasi tinggi.

1.3.2. Analisa Kematangan Batuan Induk 1.3.2.1.Tingkat Kematangan Minyak Bumi

Para ahli berpendapat bahwa proses kematangan dikontrol oleh suhu dan waktu. Pengaruh suhu yang tinggi dalam waktu yang singkat atau suhu yang rendah dalam waktu yang lama akan menyebabkan terubahnya kerogen minyak bumi. Mengenai jenis minyak bumi yang terbentuk tergantung pada tingkat kematangan panas batuan induk, semakin tinggi tingkat kematangan panas batuan induk maka akan terbentuk minyak bumi jenis berat, minyak bumi ringan, kondensat dan pada akhirnya gas. Dari pengaruh suhu dan kedalaman sumur, umur batuan juga berperan dalam proses pembentukan minyak bumi. Umur suatu batuan erat hubungannya dengan lamanya proses pemanasan berlangsung serta jumlah panas yang diterima batuan induk, sehingga suatu batuan induk yang terletak pada kedalaman yang dangkal, pada kondisi temperatur yang rendah dapat mencapai suhu pembentukan minyak bumi dalam suatu skala waktu tertentu. Dari hasil suatu riset, Bissada (1986) menyatakan bahwa temperatur pembentukan minyak bumi sangat bervariasi. Dijelaskan bahwa batuan yang berusia lebih muda relatif memerlukan temperatur yang lebih tinggi dalam pembentukan minyak bumi. 5 tahapan zonasi pematangan minyak bumi menurut Bissada (1986) adalah : 1. Zona I : dimana gas dapat terbentuk sebagai akibat aktivitas bakteri tidak ada minyak yang dapat dideteksi kecuali minyak bumi tersebut merupakan zat pengotor atau hasil suatu migrasi. 2. Zona II : merupakan awal pembentukan minyak bumi. Hasil utama yang terbentuk pada zona ini adalah gas kering basah dan sedikit kondensat. Adanya pertambahan konsentrasi

minyak

akan

menyebabkan

minyak

bumi

terus

mengalami

pengeceran, tetapi belum dapat terbebaskan dari batuan induknya. Begitu titik kritis kemampuan menyimpan terlampaui, proses perlepasan minyak bumi sebagai senyawa yang telah matang dimulai.


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi 3. Zona III : merupakan zona puncak pembentukan dan pelepasan minyak bumi dari batuan induk. Bentuk utama yang dihasilkan berupa gas dan minyak bumi. Dengan bertambahnya tingkat pematangan maka minyak yang berjenis ringan akan terbentuk. 4. Zona IV : merupakan zona peningkatan pembentukan kondensat gas basah. 5. Zona V : merupakan zona terakhir, dicirikan dengan suhu yang tinggi sehingga zat organik akan terurai menjadi gas kering (metana) sebagai akibat karbonisasi. Perubahan yang terjadi sebagai akibat penambahan panas dan lamanya pemanasan pada kerogen atau batubara dapat bersifat kimia dan fisika, seperti diuraikan oleh Bissada (1980) sebagai berikut : a. Daya pantul cahaya dari partikel vitrinit akan meningkat secara eksposnensial. b. Warna kerogen akan berubah menjadi lebih gelap. c. Adanya peningkatan mutu batubara, dengan kandungan volatile akan berkurang. d. Sifat kimia dari kerogen akan berubah, kandungan oksigen dan hidrokarbon akan berkurang sehingga perbandingan dari atom oksigen / karbon dan hydrogen / karbon akan menurun dan akhirnya hanya akan membentuk karbon murni (grafit).



ZONE I BIOHEMICAL METANE GENERATION DRY GAS ZONE II INITIAL THERMOCHEMICAL GENERATION NO EFFECTIVE OIL RELEASE DRY GAS – WET GAS – CONDENSATE – (OIL ?) ZONE III MAIN PHASE OF MATURE OIL GENERATION AND RELEASE OIL AND GAS ZONE IV THERMAL DEGRADATION OF HEAVY HIDROCARBON (OIL PHASE – OUT) CONDENSATE WET GAS – DRY GAS ZONE V INTENSE ORGANIC METAMORFISM : METANA FORMATION DRY GAS

Zonasi pembentukan minyak bumi (Bissada, 1986)

Perubahan thermal zat organik mungkin akan dimulai pada kondisi temperatur sebesar O

100 C. Perubahan temperatur yang terjadi dapat menyebabkan terjadinya proses metamorfosa dan ini akan sangat berpengaruh pada kondisi zat organik yang terkandung dalam sedimen. Sehingga saat ini berkembang suatu cara pengidentifikasian pematangan berdasarkan data geokimia organik yaitu dengan cara :


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi 1. Analisa Pantulan vitrinit

Analisa ini berdasarkan pada kemampuan daya pantul cahaya vitrinit. Besarnya pantulan vitrinit merupakan petunjuk langsung untuk tingkat kematangan zat organik, terutama humus yang cenderung membentuk gas dan merupakan petunjuk tidak langsung untuk sapronel kerogen yang cenderung membentuk minyak (Cooper, 1977). Kemampuan daya pantul ini merupakan fungsi temperatur artinya dengan perubahan waktu pemanasan dan temperatur akan menyebabkan warna vitrinit berubah dibawah sinar pantul. Cara penganalisaan pantulan vitrinit ini yaitu dengan mengambil contoh batuan dari kedalaman tertentu diletakkan diatas kaca preparat dan direkatkan dengan epoxyresin. Kemudian digosokkan dengan kertas korondum kasar sampai halus dan terakhir dengan menggunakan alumina. Selanjutnya contoh batuan tersebut diuji dalam minyak immersi (indeks bias = 1,516) dengan menggunakan mikroskop dan suatu micro photomultiplier dan digital voltmeter attachment . Kemudian dilakukan kalibrasi terhadap vitrinit berdasarkan suatu standart yang terbuat dari gelas. Table dibawah memperlihatkan hubungan antara nilai pantulan vitrinit dengan tingkat kematangan hidrokarbon. (Tissot and Welte, 1978). VITRINITE REFLECTANCE

HYDROCARBON TYPE

0,33 – 0,35

Biogenic gas

0,35 – 0,66

Biogenic gas and oil immature

0,66 – 0,80

Immature oil

0,80 – 1,30

Mature oil

1,30 – 1,60

Mature oil, condensat, wet gas

1,60 – 2,00

Condensat, wet gas

> 2,00


Petrogen Oic methane gas

Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi 2. Analisa Indeks Warna Spora

Analisa ini untuk mengetahui tingkat kematangan zat organik dengan menggunakan mikro fosil dari sekelompok spora dengan serbuk sari. Analisa ini dilakukan dengan cara contoh kerogen yang diperlukan dari keratan bor diuraikan dengan cairan asam kemudian contoh spora atau tepung sari ini diletakkan pada kaca preparat dan diamati tingkat warnanya dengan suatu skala warna melalui mikroskop. Kesulitan dalam analisis indeks warna spora ini terkadang timbul dalam hal membandingkan tingkat warna dari suatu contoh spora atau tepung sari dengan warna standart tertentu. Keterbatasan lainnya adalah bahwasannya tingkat waran spora akan sangat tergantung pada ketebalan dindingnya, pada beberapa jenis spora efek panas yang mengenainya terkadang tidak selalu tercermin dari perubahan warnanya. Table 3.2. memperlihatkan hubungan antara warna dari spora atau tepung sari dengan tingkat kematangannya.

SCI

PALYNOMORPH COLOUR

MATURITY DEGREE

1

Pale Yellow

Immature

2

Yellow

Immature

3

Yellow

Transition to mature

4

Gold Yellow

Transition to mature

5

Orange to Yellow

Mature

6

Orange

Optimum oil generation

7

Brown

Optimum oil generation

8

Dark Brown

Mature, gas condensat

9

Dark Brown to Black

Over mature, dry gas

10

Black

Over mature, dry gas (traces)


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi 3. Indeks Pengubahan Thermal

Metode ini mempergunakan penentuan warna secara visuil dari pollen (serbuk kepala putik) dan zat organik lainnya, dari warna kuning, coklat sampai hitam. Klasifikasi ini dihubungkan langsung dengan pembentukan atau pematangan dari minyak dan gas bumi. Identifikasi Kematangan Berdasarkan Pyrolisis 1. Metode Analisis

Alat yang dipergunakan untuk ini adalah rock-eval . Didalam pyrolisis, sejumlah kecil bubuk sample (biasanya sekitar 50 -100 mg) dipanasi secara perlahan tanpa adanya 0

0

oksigen dari suatu temperatur awal 250 C ke temperatur maksimum 550 C. Selama pemanasan berlangsung dua jenis hidrokarbon dikeluarkan dari batuan . 0

Hidrokarbon yang pertama, yang keluar sekitar 250 C, merupakan hidrokarbon yang sudah ada dalam batuan. Hidrokarbon ini setara dengan bitumen yang dapat diekstraksi dengan mepergunakan pelarut. Detector pada Rock-Eval akan merekam hal ini dan menggambarkannya dalam bentuk S1 pada kertas pencatat. Dengan menerusnya pemanasan, aliran hidrokarbon yang sudah ada di dalam batuan mulai berkurang. Pada 0

temperatur 350 C jenis hidrokarbon jenis kedua mulai muncul. Aliran kedua ini mencapai 0

0

maksimum ketika temperatur pyrolisis hidrokarbon mencapai 420 C dan 460 C, yang kemudian menurun sampai akhir pyrolisis. Hidrokarbon kedua ini disebut S2, merupakan hidrokarbon yang terbentuk dari kerogen didalam Rock-Eval karena penguraian bahan kerogen.

S2

dianggap

sebagai indicator penting

tentang

kemampuan

kerogen

memproduksi hidrokarbon saat ini. Selama pyrolisis, karbon dioksida juga dikeluarkan dari kerogen. Karbon dioksida ini ditangkap oleh suatu perangkap selama pyrolisis berlangsung dan kemudian dilepas pada detector kedua (direkam sabagai S3) setelah semua pengukuran hidrokarbon selesai. Jumlah karbon dioksida yang didapat dari kerogen yang dikorelasikan dengan jumlah oksigen tinggi berkaitan dengan material yang berasal dari kayu selulosa atau oksida tinggi selama diagenesis, maka kandungan oksigen tinggi di dalam kerogen merupakan indicator negatif potensial sumber hidrokarbon.


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi Pyrolisis Tmax

Parameter Tmax adalah temperatur puncak S2 mencapai maksimum. Temperatur pyrolisis digunakan sebagai indicator kematangan, sebab jika kematangan kerogen meningkat, temperatur yang menunjukkan laju maksimum pyrolisis terjadi juga meningkat atau dengan kata lain jika Tmax makin tinggi batuan semakin matang. Demikian pula halnya dengan ratio S1 (S2 + S3) yang disebut juga transportation ratio atau OPI (Oil Production Index) dan juga parameter Tmax. Untuk hubungan antara transformation ratio dan Tmax dengan kematangan dapat dilihat pada tabel di bawah ini. Tabel 3.4 Hubungan antara trasformation ratio dengan kematangan (Espilatie etal 77 Vide tissot & Welte 1978) S1 / (S1 + S2) (mg/gr atau kg/ton) < 0,1 0,1 – 0,4 > 0,4

Tingkat Kematangan Belum matang Matang (oil window) Lewat matang (gas window)

Tabel 3.5 Hubungan antara T Max dengan tingkat kematangan (Espilatie etal Vide tissot & Welte 1978)

T Max ( º C )

Tingkat Kematangan

400 -435

Belum matang

435 – 460

Matang (oil wimndow)

> 460


Lewat matang (gas window)

Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi Tabel 3.6 Klasifikasi S1 + S2 (HY) (Espilatie etal 77 Vide tissot & Welte 1978) S1 + S2

Potensial

(mg/gr atau kg/ton) 0,00 – 1,00

Poor

1,00 – 2,00

Marginal

2,00 – 6,00

Moderate

6,00 – 10,0

Good

10,0 – 20,0

Very good

> 20,0

Excellent

1.3.3. Analisa Tipe Material Organik Tipe-tipe Bahan Organik Dalam Batuan Induk

Hampir seluruh bahan organik dapat diklasifikasikan menjadi dua tipe utama yaitu Sapropelic dan Humic (POTONIE, 1908). Istilah Spropelic menunjukkan hasil dekomposisi dari lemak, zat organik lipid yang diendapkan dalam lumpur bawah air (Laut dan Danau) pada kondisi oksigen terbatas. Istilah Humic menjelaskan hasil dari pembentukan gambut, dan pada umumnya berasal dari tumbuhan darat yang diendapkan pada rawa pada kondisi adanya oksigen. Istilah Kerogen pada mulanya menunjukkan bahan organik dan serpih minyak yang menjadi minyak akibat pematangan thermal . Sekarang Kerogen didefinisikan sebagai bahan organik yang tidak dapat larut dalam asam non oksidasi, basa dan pelarut organik (HUNT, 1979), sekitar 80 – 99% kandungan bahan organik pada batuan induk tersusun oleh kerogen, selebihnya adalah bitumen. Dalam diagram Van Krevelen yang dimodifikasi Tissot (1974) dan ahli lainnya (North, 1985). Ia menggambarkan jalur evolusi pematangan (Evolusi thermal), 4 tipe kerogen yaitu : 

Tipe 1 Merupakan tipe tinggi, berupa sedimen-sedimen algal, umumnya merupakan endapan danau, mengandung bahan organik Sapropelic, rasio atom H :C sekitar 1,6 – 1,8. Kerogen ini cenderung menghasilkan minyak (oil prone).





Tipe 2 Kerogen tipe ini merupakan tipe intermediat, umumnya merupakan endapan-endapan tepi laut. Bahan organiknya merupakan campuran antara bahan organik asal darat dan laut, rasio atom H : C sekitar 1,4. Tipe ini juga menghasilkan minyak (oil prone).



Tipe 3 Kerogen ini mengandung bahan organik Humic yang berasal dari darat, yakni dari tumbuhan tingkat tinggi (ekivalen dengan vitrinite pada batubara). Rasio antara atom H:C adalah 1,0. Tipe ini cenderung untuk membentuk gas (gas



prone).

Tipe 4 Tipe ini bahan organiknya berasal dari berbagai sumber, namun telah mengalami oksidasi, daur ulang atau teralterasi. Bahan organiknya yang lembam (inert ) miskin hydrogen (rasio atom H:C kurang dari 0,4) dan tidak menghasilkan hidrokarbon. Tabel 3.4.1 Jenis kerogen dan prazatnya (Stratc, 1975) Kelompok maseral

Maseral

Asal Tanaman

Eksinit

Alginit

Alga

(cenderung minyak)

Kutinit

Lapisan lilin

Sporinit

Spora / pollen

Resinit

Resin

Suberinit

Gabus

Liptoderinit

Berbagai material diatas

Vitrinit

Telinit

Jaringan tanaman

(cenderung gas)

Kolinit

Gel humus

Inertinit (inert)

Fussinit

Arang

Semi Fussinit

Tanaman

Piro Fussinit

Jaringan

Sklerotinit

Jamur

Makrinit

Amor tidak jelas prazatnya

Makrinit


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi Metode Evaluasi Tipe Material Organik

Ada dua cara pendekatan untuk menentukan tipe material organik didalam batuan induk. 1. Metode Langsung

Metode yang dipakai adalah metode pyrolisis, dimana setelah pyrolisis didapat (S1, S2, S3 dan T Max), maka kita bisa mendapatkan harga Hidrogen Indeks dan Oksigen Indeks yaitu Hidrogen Indeks (HI) = S2/TOC x 100; Oksigen Indeks (OI) = S3/TOC x 100. Harga ini kemudian diplotkan kedalam diagram Van Krevelen, sehingga kita bisa menentukan tipe material organiknya. Kemudian bisa juga dengan menggunakan data T Max dan HI, setelah itu kita mengetahui tipe material organiknya, maka kita bisa menentukan lingkungan pengendapannya.

2. Metode tidak langsung

Sangat berbeda dengan metode langsung, metode ini mengamati potensial sumber dari suatu kerogen dengan mengamati karakteristik fisik dan kimia yang diperkirakan kaitannya dengan potensial sumber. Teknik tak langsung yang umumnya digunakan adalah analisis mikroskopis dan analisis unsur. a. Analisis Mikroskopis

Studi partikel kerogen dibawah suatu mikroskop dengan menggunakan sinar transisi sudah merupakan bagian integral geokimia organik untuk jangka dua decade. Kerogen dikonsentrasikan atau diisolasi dan kemudian ditempatkan didalam sayatan mikroskopik. Pengamatan yang terlatih akan dengan mudah mengetahui adanya beberapa macam partikel kerogen, seperti spora, pollen, acritachs, resin dan material dari lapisan lilin tanaman yang dapat diakitkan dengan prazat biologisnya. Partikel lain yang telah mengalami transformasi eksistensif sering dilakukan untuk membedakan kerogen amorf yang berpotensial membentuk minyak (ber flouresen) dari kerogen amorf yang berpotensial membentuk gas (tidak ber flouresen).


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi b. Analisis Unsur

Parameter penting didalam analisis unsur untuk evaluasi batuan induk adalah rasio H/C suatu kerogen. Karena hydrogen merupakan reagen terbatas dalam pembentukan hidrokarbon (hydrogen biasanya habis lebih dahulu dibandingkan dengan karbon), maka jumlah asal hydrogen menentukan jumlah maksimum hidrokarbon yang terbentuk oleh suatu kerogen. Metode tidak langsung merupakan metode yang berguna dalam penetuan potensial batuan induk meskipun kepopuleran metode ini tergeser oleh kepopuleran metode pyrolisis batuan induk. Walaupun demikian, disarankan agar setiap avaluasi batuan induk dilakukan analisis unsur atau mikroskopik untuk mencek hasil pyrolisis. Kelebihan dan Kekurangan Metode Tidak Langsung

Kelebihan dari metode ini adalah kita dapat memperoleh gambaran tentang komposisi kimia dan sejarah suatu kerogen, sehingga kita akan dapat mengerti semua masalah geologi dan geokimia yang mempengaruhi kualitas batuan induk. Kelebihan lainnya ialah kita akan mendapatkan data yang akhirnya akan kita bandingkan dengan metode langsung. Kekurangannya ada dua : kecepatan dan biaya analisisnya yang umumnya lebih tinggi dari kedua hal tersebut untuk pyrolisis, sedangkan hasilnya tidak langsung memberikan kita gambaran tentang kapasitas pembentukan hidrokarbon batuan tersebut.



BAB II PEMBAHASAN

I.

Hasil Analisa Sumur “Totoks”

Depth ( m)

TOC

S1

S2

S3

Tmax

Ro

S1+S2

OPI

HI ( %)

OI ( %)

1000 2000 2500 2875 3000

0.93 0.87 0.77 1.43 0.80

1.30 2.16 0.85 7.95 0.91

1.73 2.00 1.14 1.72 0.91

1.47 1.37 0.87 2.32 1.66

426 428 423 340 378

0.45 0.48 0.42 0.51 0.77

3.03 4.16 1.99 9.67 1.82

0.43 0.52 0.43 0.82 0.50

186.02 229.89 148.05 120.28 113.75

158.06 157.47 112.99 162.24 207.50

Potensial

Moderate Moderate Marginal Good Marginal

Tipe Kerogen Tipe II Tipe II

Tipe II Tipe II Tipe II

Tipe HC

Maturity

Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Immature Oil

Belum Matang Belum Matang Belum Matang Belum Matang Belum Matang



TOC (%)

Depth ( m)

Depth vs TOC

2.25

102.50

1.23

185.00

0.45

285.00

0.00

1.58

390.00

500.00

1.94

475.00

1000.00

3.51

623.00

1500.00

2.82

725.00

2000.00

3.26

783.00

2500.00

1.24

833.00

3000.00

1.21

853.00

3500.00

1.84

883.00

1.45

910.00

2.11

939.00

1.52

987.00

2.08

1075.00

1.63

1115.00

1.81

1164.00

0.93

1225.00

0.96

1249.00

1.18

1278.00

1.24

1307.00

1.01

1340.00

0.96

1375.00

1.19

1407.00

0.76

1435.00

1.21

1475.00

1.50

1506.00

1.21

1518.00

0.52 1.7

1532.00

1.50

1673.00

1.45

1743.50

1.70

1829.00

2.01

1903.00

2.22

1979.00

2.76

2066.00

2.63

2133.00

2.44

2233.00

2.13

2320.00

2.15

2445.00

2.46

2543.00

2.35

2620.00

2.55

2705.00

2.70

3002.00

2.45

3022.00

2.11

3047.50

2.34

3167.00

2.56

3192.00

2.67

3232.00

2.22

3260.00

1593.00


0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

Depth vsTOC Linear (Depthvs TOC)


Ro

Depth (m)

0.42

1307

0.35

1340

0.97

1375

Depth vs RO 0. 00

0.24

1407

0

0.47

1435

500

0.39

1475

1000

1.28

1506

1500

1.29

1518

1.39

1532

1.40

1593

2500

1.35

1673

3000

1.37

1744

3500

1.45

1829

1.40

1903

1.47

1979

1.37

2133

1.38

2233

1.39

2445

1.40

2543

1.52

2620

1.54

2705

1.58

3022

1.92

3048

2.14

3167

2.22

3192

2.10

3260

0. 50

1.00

1.50

2. 00

2. 50

DepthvsRO Linear (Depthvs RO)

2000

Tma x

D ept h ( m )

426

1000

428

2000

423

2500

340

2875

378

3000

DepthvsTmax 0

100

200

300

500

500 DepthvsTmax

1000

Linear(Depthv s Tmax)

h t 1500 p e 2000 D 2500 3000 3500


400

0

Tmax

Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi OI ( % )

D ep th ( m )

158.0 6

1000

157.4 7

2000

112.9 9

2500

0

162.2 4

2875

500

207.5 0

3000

1000

Depth vs OI 0.00

50.00

100.00 150.00 200.00

250.00

DepthvsOI

1500

Linear(Depthvs OI)

2000 2500 3000 3500

O PI

Dept h ( m )

0.43

1000

0.52

2000

0.43

2500

0

0.82

2875

500

0.50

3000

1000

Depthvs OPI 0. 00

0. 20

0. 40

0. 60

0. 80

1. 00

Depthvs OPI

1500

Linear(Depth vsOP I)

2000 2500 3000 3500

S1+S2

Depth ( m )

3.03

1000

DepthvsS1+S2

4.16

2000

1.99

2500

0

9.67

2875

500

1.82

3000

1000

0

1500 2000 2500 3000 3500


2

4

6

8

10

12

Depthvs S1+S2 Linear(Depthvs S1+S2)

Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi HI ( %)

Depth ( m )

186.0215

1000

229.8851

2000

1 48 .05 1 9

25 00

1 20 .27 9 7

28 75

113.7 5

3000

Depth vsHI 0

50

100

150

200

250

0 500 1000 DepthvsHI

1500

Linear(DepthvsHI)

2000 2500 3000 3500

HI ( %)

Tmax

186.0215

426

229.8851

428

1 48 .05 1 9

42 3

1 20 .27 9 7

34 0

113.7 5

378

Tmaxvs HI 0

50

100

150

200

250

0 50 100 150 200 250

Tmax vsH I Linear(Tmaxvs HI)

300 350 400 450 500

Kesimpulan : Jika semakin dalam kedalaman pemboran, maka nilai TOC, Ro, OI, OPI, S1+S2 dan Tmax vs HI akan semakin besar. Sedangkan nilai Tmax dan HI semakin kecil.


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi II.

Hasil Analisa Sumur “Manyuss”

Depth ( m )

TOC

S1

S2

S3

Tmax

Ro

S1+S2

OPI

HI ( %)

OI ( %)

1000 1200 1400 1500 1700

1.05 1.80 2.71 6.70 6.00

0.10 0.15 0.15 0.85 0.98

2.00 3.56 5.80 9.90 9.50

0.90 1.75 2.00 4.45 3.50

432 436 440 445 450

0.45 0.48 0.42 0.53 0.78

2.10 3.71 5.95 10.75 10.48

0.05 0.04 0.03 0.08 0.09

190.48 197.78 214.02 147.76 158.33

85.71 97.22 73.80 66.42 58.33

Potensial

Tipe Kerogen

Moderate

Tipe II/III

Moderate

Tipe II

Moderate

Tipe II/III

Very Good

Tipe II/III

Very Good

Tipe II/III


Tipe HC

Maturity

Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Immature Oil

Belum Matang Matang Matang Matang Matang


TOC (%)

Depth ( m)

2.25

102.50

1.23

185.00

0.45

285.00

Depth vs TOC 0.00

1.58

390.00

0.00

1.94

475.00

500.00

3.51

623.00

1000.00

2.82

725.00

3.26

783.00

1.24

833.00

1.21

853.00

2500.00

1.84

883.00

3000.00

1.45

910.00

2.11

939.00 987.00

2 .08

1 07 5.0 0

1 .63

1 11 5.0 0

1 .81

1 16 4.0 0

0 .93

1 22 5.0 0

0 .96

1 24 9.0 0

1 .18

1 27 8.0 0

1 .24

1 30 7.0 0

1 .01

1 34 0.0 0

0 .96

1 37 5.0 0

1 .19

1 40 7.0 0

0 .76

1 43 5.0 0

1 .21

1 47 5.0 0

1 .50

1 50 6.0 0

1 .21

1 51 8.0 0

0 .52 1.7

1593.00

1 .50

1 67 3.0 0

1 .45

1 74 3.5 0

1 .70

1 82 9.0 0

2 .01

1 90 3.0 0

2 .22

1 97 9.0 0

2 .76

2 06 6.0 0

2 .63

2 13 3.0 0

2 .44

2 23 3.0 0

2 .13

2 32 0.0 0

2 .15

2 44 5.0 0

2 .46

2 54 3.0 0

2 .35

2 62 0.0 0

2 .55

2 70 5.0 0

2 .70

3 00 2.0 0

2 .45

3 02 2.0 0

2 .11

3 04 7.5 0

2 .34

3 16 7.0 0

2 .56

3 19 2.0 0

2 .67

3 23 2.0 0

2 .22

3 26 0.0 0

1 53 2.0 0


2.00

3.00

4.00

DepthvsTOC 1500.00 2000.00

1.52

1.00

3500.00

Linear (Depth vs TOC)


Tma x

D ep th ( m )

432

1000

436

1200

440

1400

0

445

1500

200

450

1700

400

DepthvsTmax 430

435

440

445

450

455

600

Depthvs Tmax

800

Linear (Depth vsTmax)

1000 1200 1400 1600 1800

Ro

Depth (m)

0.42

1307

0.35

1340

0.97

1375

0.24

1407

0.47

1435

0.39

1475

1000

1.28

1506

1500

1.29

1518

2000

1.39

1532

2500

1.40

1593

1.35

1673

1.37

1744

1.45

1829

1.40

1903

1.47

1979

1.37

2133

1.38

2233

1.39

2445

1.40

2543

1.52

2620

1.54

2705

1.58

3022

1.92

3048

2.14

3167

2.22

3192

2.10

3260


Depth vs RO 0. 00

0. 50

1. 00

1 .50

2 .00

2.50

0 500 DepthvsRO

3000 3500

Linear (Depthvs RO)


OI ( %)

Depth( m )

Depth vs OI

85.71429

1000

97.22222

1200

7 3. 800 74

1 400

6 6. 417 91

1 500

200

5 8. 333 33

1 700

400

0

50

100

150

0

600

DepthvsOI

800

Linear(DepthvsOI)

1000 1200 1400 1600 1800

OPI

Depth( m )

0.047619

1000

0.040431

1200

0. 025 21

1 400

0. 079 07

1 500

0 .0 935 11

1 700

Depth vs OPI 0

0.02

0. 04

0.06

0.08

0.1

0 200 400 600

DepthvsOPI

800

Line ar(Depth vsO PI)

1000 1200 1400 1600 1800

S1+S2

Depth( m )

Depthvs S1+S2

2.1

1000

3.71

1200

5.95

1400

0

1 0.7 5

1 500

200

1 0.4 8

1 700

400

0

600 800 1000 1200 1400 1600 1800


2

4

6

8

10

12

Depth vs S1+S2 Linear(Depth vs S1+S2)


HI( %)

Depth( m )

190.4762

1000

197.7778

1200

2 14 .02 21

1 400

1 47 .76 12

1 500

1 58 .33 33

1 700

DepthvsHI 0

50

100

150

200

250

0 200 400 600

DepthvsHI

800

Linear(Depthvs HI)

1000 1200 1400 1600 1800

HI ( %)

Tmax

190.4762

432

197.7778

436

2 14 .02 21

4 40

1 47 .76 12

4 45

1 58 .33 33

4 50

Tmax vs HI 0 430 432 434 436 438 440 442

50

100

150

200

250

Tmax vsHI Linear(Tmax vs HI)

444 446 448 450 452

Kesimpulan : Jika semakin dalam kedalaman pemboran, maka nilai TOC, Ro, OPI, S1+S2 dan Tmax akan semakin besar. Sedangkan nilai Tmax vs HI, OI dan HI semakin kecil.


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi III.

Hasil Analisa Sumur “Gelok”

Depth ( m )

TOC

S1

S2

S3

Tmax

Ro

S1+S2

OPI

HI ( %)

1000 1300 1500 1750 2000 2225

1.24 1.57 0.77 0.80 0.81 1.44

2.04 0.79 0.80 1.04 0.68 4.85

2.08 3.53 1.12 0.51 0.45 1.35

0.73 0.55 0.68 0.86 0.84 0.62

424 430 432 434 452 445

0.36 0.44 0.62 1.81 1.88 1.89

4.12 4.32 1.92 1.55 1.13 6.20

0.50 0.18 0.42 0.67 0.60 0.78

167.74 58.87 224.84 35.03 145.45 88.31 63.75 107.50 55.56 103.70 93.75 43.06

Potensial

Tipe Kerogen

Moderate

Tipe II/III

Moderate

Tipe II/III

Marginal

Tipe II

Marginal

Tipe II

Kondensat Wet Gas

Marginal Good

Tipe III Tipe II/III

Kondensat Wet Gas Kondensat Wet Gas


Tipe HC

Maturity

Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil Biogenic Gas and Immature Oil

Belum Matang Belum Matang Belum Matang Belum Matang Matang Matang

OI ( %)


TOC (%)

Depth ( m)

Depth vs TOC

2.25

102.50

1.23

185.00

0.45

285.00

1.58

390.00

1.94

475.00

500.00

3.51

623.00

1000.00

2.82

725.00

1500.00

3.26

783.00

1.24

833.00

1.21

853.00

2500.00

1.84

883.00

3000.00

1.45

910.00

2.11

939.00

1.52

987.00

2 .08

1 07 5.0 0

1 .63

1 11 5.0 0

1 .81

1 16 4.0 0

0 .93

1 22 5.0 0

0 .96

1 24 9.0 0

1 .18

1 27 8.0 0

1 .24

1 30 7.0 0

1 .01

1 34 0.0 0

0 .96

1 37 5.0 0

1 .19

1 40 7.0 0

0 .76

1 43 5.0 0

1 .21

1 47 5.0 0

1 .50

1 50 6.0 0

1 .21

1 51 8.0 0

0 .52 1.7

1593.00

1 .50

1 67 3.0 0

1 .45

1 74 3.5 0

1 .70

1 82 9.0 0

2 .01

1 90 3.0 0

2 .22

1 97 9.0 0

2 .76

2 06 6.0 0

2 .63

2 13 3.0 0

2 .44

2 23 3.0 0

2 .13

2 32 0.0 0

2 .15

2 44 5.0 0

2 .46

2 54 3.0 0

2 .35

2 62 0.0 0

2 .55

2 70 5.0 0

2 .70

3 00 2.0 0

2 .45

3 02 2.0 0

2 .11

3 04 7.5 0

2 .34

3 16 7.0 0

2 .56

3 19 2.0 0

2 .67

3 23 2.0 0

2 .22

3 26 0.0 0

1 53 2.0 0


0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

0.00

2000.00

3500.00

DepthvsTOC Linear(Depth vsTOC)


Ro

Depth (m)

0.42

1307

0.35

1340

0.97

1375

0.24

1407

0.47

1435

0.39

1475

1.28

1506

1.29

1518

2000

1.39

1532

2500

1.40

1593

3000

1.35

1673

3500

1.37

1744

1.45

1829

1.40

1903

1.47

1979

1.37

2133

1.38

2233

1.39

2445

1.40

2543

1.52

2620

1.54

2705

1.58

3022

1.92

3048

2.14

3167

2.22

3192

2.10

3260

Tmax

Depth vs RO 0.00

0.50

1300

432

1500

434

1750

452

2000

445

2225

2. 00

2. 50

500 DepthvsRO

1500

Linear(DepthvsRO)

Depth vs Tmax

1000

430

1.50

1000

Depth ( m ) 424

1.00

0

420

430

440

450

460

0 500 1000

DepthvsTmax Linear(Depthvs Tmax)

1500 2000 2500



OI ( %)

Depth ( m )

58.87097

1000

35.03185

1300

88.31169

1500

1 07 .5

1 75 0

103.7037

2000

43.05556

2225

Depth vs OI 0

50

100

150

0 500 Depthvs OI

1000

Linear (Depth vs OI) 1500 2000 2500

OPI

Depth ( m )

0.495146

1000

0.18287

1300

0 .4 166 67

1 50 0

0 .6 709 68

1 75 0

0. 601 77

2 00 0

0.782258

2225

DepthvsOPI 0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 500 Depthvs OPI

1000

Linear( Depthvs OPI) 1500 2000 2500

S1+S2

Depth ( m ) 4.12

1000

4.32

1300

1.92

1500

1.55

1750

1.13

2000

6.2

2225

Depth vs S1+S2 0

2

4

6

8

0 500 DepthvsS1+S2 1000 1500 2000 2500


Linear(Depthvs S1+S2)


HI( %)

Depth ( m )

167.7419

Depth vs HI

1000

224.8408

1300

1 45 .45 45

1 50 0

6 3.7 5

1 75 0

5 5. 555 56

2 00 0

93.75

2225

0

50

100

150

200

250

0 500 DepthvsHI

1000

Linear (Depthvs HI) 1500 2000 2500

HI( %)

Tmax

167.7419

424

224.8408

430

1 45 .45 45

43 2

Tmax vs HI 0

63.75

434

420

5 5. 555 56

45 2

425

93.75

445

50

100

150

200

250

430 435

Tmax vsHI Linear(Tmax vs HI)

440 445 450 455

Kesimpulan : Jika semakin dalam kedalaman pemboran, maka nilai TOC, Ro, OPI, S1+S2,OI dan Tmax akan semakin besar. Sedangkan nilai Tmax vs HI dan HI semakin kecil.



BAB III KESIMPULAN I.

Analisa kerogen (evaluasi potensi kerogen yang diperoleh dari DEPTH VS TOC) 

Dari

hasil

analisa

pada

formasi

Tawun

dengan

menggunakan

perbandingan DEPTH vs TOC dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 820 – 990 dijumpai kandungan berupa hidrokarbon dengan kualitas baik sampai sangat baik. 

Dari

hasil

analisa

pada

formasi

Kujung

dengan

menggunakan

perbandingan DEPTH vs TOC dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 990 – 1800 dijumpai kandungan hidrokarbon dengan kualitas fair – good. II.

Analisa kerogen ( depth vs komposisi kerogen) 

Dari hasil analisa pada formasi wonocolo dengan menggunakan perbandingan depth vs Exinite dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 0 – 380 dijumpai kandungan berupa Oil.



Dari hasil analisa pada formasi ngrayong dengan menggunakan perbandingan depth vs Exinite dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 390 - 833 dijumpai kandungan berupa Oil.



Dari hasil analisa pada formasi tawun dengan menggunakan perbandingan depth vs Exinite dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 853 – 1075 dijumpai kandungan berupa Condensate Oil.



Dari

hasil

analisa

pada

formasi

kujung

dengan

menggunakan

perbandingan depth vs Exinite dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 1115 - 1743 dijumpai kandungan berupa Oil. 

Dari hasil analisa pada formasi ngimbang dengan menggunakan perbandingan depth vs Exinite dimana formasi tersebut memiliki kedalaman antara 1829 - 3290 dijumpai kandungan berupa Oil.


Laboratorium Geologi Minyak Dan Gas Bumi III.

Analisa Kematangan (Depth vs RO dan Depth vs SCI) 

Formasi Wonocolo

: Belum matang



Formasi Ngrayong

: Belum matang



Formasi Tawun

: Belum matang



Formasi Kujung

: Matang



Formasi Ngimbang

: Matang



LAMPIRAN



DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL

HALAMAN PENGESAHAN

KATA PENGANTAR

DAFTAR ISI

BAB I PENDAHULUAN

I.1 PENDAHULUAN

I.2 MAKSUD DAN TUJUAN

I.3 DASAR TEORI

BAB II PEMBAHASAN

BAB III LAMPIRAN


analisa batuan induk

Recommend Documents