Analisa Batuan Induk Sumur Kujung

Laboratorium Geologi Minyak & Gas Bumi

PENDAHULUAN I.1

Latar Belakang

Minyak bumi dan gas alam dewasa ini sudah menjadi barang yang sangat dibutuhkan oleh manusia. Karena hampir semua fasilitas yang dapat dinikmati manusia sekarang harus menggunakan minyak bumi dan gas alam. Seperti: Mobil, motor, pesawat terbang, listrik, kompor dan yang lain-lain menggunakan minyak bumi dan gas alam. Dapat dikatakan bahwa Minyak bumi dan gas alam merupakan sumber utama utama energi dunia. Menurut Lesley, 1865 minyak dan gas bumi adalah senyawa hidrokarbon atau gabungan komposisi dari hidrogen dan karbon yang berasal dari bahan organik dalam batuan induk yang mengalami proses pematangan. Batuan induk merupakan batuan yang memiliki kandungan hidrokarbon yang tinggi sehingga mampu menghasilkan minyak dan gas bumi. Sarat sebagai batuan induk adalah mengandung kadar organik yang tinggi & memiliki jenis kerogen berpotensi menghasilkan hidrokarbon dan telah mencapai tingkat kematangan tertentu sehingga dapat menghasilkan hidrokarbon. I.2

Maksud dan Tujuan

Adapun maksud dari pembuatan laporan ini adalah untuk mengidentifikasi dan menganalisa batuan induk pada lapangan Kujung. Tujuan yang dilakukan pembuatan laporan ini adalah : 

Menentukan tipe material organik batuan induk.



Menentukan tingkat kematangan batuan induk.



Melakukan analisa berdasar data yang ada.

Nama : Arfinsa Ainurzana NIM : 111.150.081 Plug : 09

1


METODE PENELITIAN

Adapun metode yang digunakan untuk mengidentifikasi dan menganalisa batuan induk pada lapangan Kujung ini adalah : 1. Memahami data yang ada. 2. Analisis Data dengan cara menghitung nilai Potential Yield, Oxygen Index, Hydrogen Index. Dengan rumus sebagai berikut : PY : (S1+S2) mg/g HI : (S2 x 100) / % TOC OI : (S3 x 100) / % TOC

3. Lakukan ploting pada diagram: Depth vs TOC PY vs TOC %Ro HI vs OI HI vs Tmax %Ro vs Depth. 4. Melakukan analisa vitrinit, inertinit, dan eksinit. 5. Plot vitrinit, inertinit, dan eksinit pada segitiga untuk mengetahui apakah jenis hidrokarbonnya. 6. Membuat laporan dan kesimpulan.


2


HASIL dan PEMBAHASAN

Berdasarkan analisa batuan induk dari data yang ada, perlu dilakukan beberapa perhitungan. Berikut adalah data analisa batuan induk pada lapangan Kujung: SUMUR ONSHORE LAPANGAN UJUNG data Rock Eval Pyrolysis Interval ( m )

Litologi

TOC( wt.% )

2020 - 2050

Batulempung, abu-abu gelap

2050 - 2080

Batulempung, abu-abu gelap Serpih,abu-abu gelap - hitam

2080 - 2110

Formasi

Tuban

mg/g rock

Tmax ( C )

S1

S2

S3

0.84

0.79

2.98

0.83

0.89

0.99

6.11

0.92

438

0.95

0.97

6.27

1.01

441

435

2110 - 2140

Serpih, abu-abu gelap

1.25

0.64

2.32

0.89

450

2140 - 2170

Napal

1.33

0.87

3.59

0.98

447

2170 - 2200

Batugamping

1.56

0.24

2.54

0.53

447

2200 - 2230

Batulempung

1.67

0.78

2.95

1.31

449

Batulempung

1.79

1.01

2.24

1.21

450

2230 - 2260

Kujung

2260 - 2290

Batulempung

1.89

1.01

6.05

1.69

453

2290 - 2320

Batugamping

2.69

1.13

4.72

1.99

450

Data Analisa Kerogen dan Vitrinit

Interval ( m )

KEROGEN

Litologi

SCI

Ro (%)

Li pti ni t

Vi tri ni t

Inerti ni t

2020 - 2050


5

0.61

7%

19%

20%

31%

23%

2050 - 2080


5.37

0.63

22%

0%

28%

31%

19%

Serpih,abu-abu gelap - hitam

5.4

0.63

17%

0%

38%

27%

18%

2110 - 2140

Serpih, abu-abu gelap

5.41

0.69

7%

10%

10%

32%

41%

2140 - 2170

Napal

6

0.72

31%

5%

23%

29%

12%

2170 - 2200

Batugamping

6.07

0.73

15%

8%

12%

40%

25%

2200 - 2230

Batugamping lempungan

6.1

0.77

27%

9%

19%

30%

15%

Batulempung gampingan

6.27

0.81

29%

0%

17%

30%

24%

2260 - 2290

Batulempung

6.31

0.87

37%

0%

17%

32%

14%

2290 - 2320

Batugamping

6.47

0.82

27%

10%

23%

23%

17%

2080 - 2110

2230 - 2260

I.3

Formasi

Tuban

Kujung

Amorphus Eksi ni t

Analisa Kematangan Dengan % RO dan Depth

Tabel. 1. Data Ro(%) vs Maturity Top 2020 2050 2080 2110 2140 2170 2200 2230 2260 2290

Bottom 2050 2080 2110 2140 2170 2200 2230 2260 2290 2320

Mid 2035 2065 2095 2125 2155 2185 2215 2245 2275 2305

%Ro 0.61 0.63 0.63 0.69 0.72 0.73 0.77 0.81 0.87 0.82

Maturity Early Early Early Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak


3


-0.1 2020

0.1

0.3

0.5

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

2050 2080 2110 2140 2170 2200 2230 2260 2290 2320

Gambar 1. Grafik %Ro vs. Depth

Dari hasil analisa perhitungan data Ro (%) dapat diketahui bahwa pada kedalaman 2020-2110 pada formasi Tuban memiliki tingkat kematangan Early Mature. Sedangakan pada lapisan dengan kedalaman 2110-2320 pada

Formasi

Kujung memiliki tingkat kematangan Peak Mature.


4

Laboratorium Geologi Minyak & Gas Bumi I.4

Analisa Kualitas Material Organik Batuan Induk

Depth VS TOC 2.69 9

1.89 1.79 1.67 1.56

7 5

1.33 1.25

3

0.95 0.89 0.84

1 0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

TOC

Gambar 2. Grafik Depth vs TOC

Berdasarkan pada gambar diatas dapat diketahui bahwa nilai TOC di apangan Kujung semakin bertambah mengikuti pertambahan kedalaman. Nilai TOC paling rendah menurut data adalah 0.84 sedangkan nilai TOC paling tinggi adalah 2.69. Tabel. 2. Data PY vs TOC

Interval

2020 - 2050 2050 - 2080 2080 - 2110 2110 - 2140 2140 - 2170 2170 - 2200 2200 - 2230 2230 - 2260 2260 - 2290 2290 - 2320

PY

TOC

Kualitas

0,17847 0,05833 Fair 07.01 07.24

0,06181 Fair 0,06597 Fair

0,15 04.46

01.25 01.33

Good Good

0,1375 01.56 Good 0,17569 0,08819 Good 03.25

0,09653 Good

07.06 0,10347 Good 0,26736 0,13125 Very Good


5


Gambar 3. Grafik PY vs TOC

Dari data yang diwujudkan dalam tabel dan grafik diatas, dapat diketahui kualitas batuan induk dari Nilai Toc. Dari tabel dan grafik tersebut, batuan induk memiliki 3 jenis kualitas yaitu fair, good, dan very good. Kualitas fair berada pada kedalaman 2020-2110, kualitas good berada pada kedalaman 2110-2990, Kualitas Very good berada pada kedalaman 2990-2320.


6


Analisa Jenis Material Organik Tabel. 3 Data HI vs OI

Interval 2020 - 2050 2050 - 2080 2080 - 2110 2110 - 2140 2140 - 2170 2170 - 2200 2200 - 2230 2230 - 2260 2260 - 2290 2290 - 2320

HI 354,762 686,517 660 185,6 269,925 162,821 176,647 125,14 320,106 175,465

OI 98,8095 103,371 106,316 71,2 73,6842 33,9744 78,4431 67,5978 89,418 73,9777

1000

500

0 0

50

100

150

Gambar 4. Grafik HI vs OI


7

Laboratorium Geologi Minyak & Gas Bumi Tipe Kerogen yang didapat dari analisa terhadap OI dan Hi menggunakan tabel perbandingan antara nilai HI dengan OI, di dapat hasil ploting bahwa sample masuk kedalam Tipe Kerogen II/III dan Tipe Kerogen II menurut Klasifikasi Pranyoto 1990 menggunakan Diagram Van Krevelen.

Gambar 5. Grafik HI vs T max

Berdasar pada parameter T max vs HI di dapatkan bahwa batuan induk telah dalam keadaan matang. Yaitu berkisar diantara suhu 430°C -450°C.


8


Generasi Tipe Hidrokarbon dan Kerogen Tabel. 4 Data Kerogen

KEROGEN Amorf

Exinit

Liptinit

Total Eksinit

Vitrinit

Inertinit

7%

19%

20%

46%

31%

23%

22%

0%

28%

50%

31%

19%

17%

0%

38%

55%

27%

18%

7%

10%

10%

27%

32%

41%

31%

5%

23%

59%

29%

12%

15%

8%

12%

35%

40%

25%

27%

9%

19%

55%

30%

15%

29%

0%

17%

46%

30%

24%

Tipe Hidrokarbon Wet Gas Condensate Wet Gas Condensate Wet Gas Condensate Dry Gas Wet Gas Condensate Dry Gas Wet Gas Condensate Wet Gas Condensate

37%

0%

17%

54%

32%

14%

Wet Gas Condensate

27%

10%

23%

60%

23%

17%

Wet Gas Condensate

Gambar 6. Diagram Generasi Tipe Hidrokarbon dan Kerogen ( Dow & O’Connor, 1980) Nama : Arfinsa Ainurzana NIM : 111.150.081 Plug : 09

9

Laboratorium Geologi Minyak & Gas Bumi Dari hasil ploting diagram di atas didapatkan hasil bahwa tipe hidrokarbon pada batuan induk di interval

2110 – 2140 dan 2170 – 2200 memiliki tipe

hidrokarbon Dry Gas sisanya pada interval lapisan yang lain berupa Wet Gas Condensate. I.7

Analisa Berdasarkan Nilai SCI Tabel. 5 Tabel Data Berdasar SCI

Interval ( m )

2020 - 2050 2050 - 2080 2080 - 2110 2110 - 2140 2140 - 2170 2170 - 2200 2200 - 2230 2230 - 2260 2260 - 2290 2290 - 2320

HI

Tmax (C)

354,7619

435

5

Mature

686,5169

438

5

Mature

660

441

5

Mature

185,6

450

5

Mature

Napal

269,9248

447

6

Batugamping

162,8205

447

6

Batulempung

176,6467

449

6

Batulempung

125,1397

450

6

Batulempung

320,1058

453

6

Batugamping

175,4647

450

6

Litologi

Batulempung, abu-abu gelap Batulempung, abu-abu gelap Serpih,abu-abu gelap - hitam Serpih, abu-abu gelap

SCI

Optimum Oil Generation Optimum Oil Generation Optimum Oil Generation Optimum Oil Generation Optimum Oil Generation Optimum Oil Generation

Berdasardata SCI, dpat diketahui bahwasanya Tingkat kematangan batuan induk pada kedalaman 2020-2140 adalah Mature, sedang 2140-2320 telah mencapai Optimum Generation Oil.


10


Tipe Kerogen Berdasarkan Meriil

Gambar 7. Parameter yang dihasilkan oleh Rock Eval Pyrolisis (After Merrill, 1991)

Tabel. 6. Nilai Tipe Kerogen (Meriil) Interval ( m )

Formasi

2020 - 2050 2050 - 2080 2080 - 2110

Tuban

2110 - 2140 2140 - 2170 2170 - 2200 2200 - 2230 2230 - 2260 2260 - 2290 2290 - 2320

Kujung

Litologi Batulempung, abuabu gelap Batulempung, abuabu gelap Serpih,abu-abu gelap - hitam Serpih, abu-abu gelap Napal Batugamping Batulempung Batulempung Batulempung Batugamping

Type Kero ( Meriil ) 3,590361

Mixed

6,641304

Oil Prone

6,207921

Oil Prone

2,606742

Gas Prone

3,663265 4,792453 2,251908 1,85124 3,579882 2,371859

Mixed Mixed Gas Prone Gas Prone Mixed Gas Prone


11

Laboratorium Geologi Minyak & Gas Bumi Nilai tipe Kerogen (Meriil) ini didapat dari nilai S2 yang dibagi dengan nilai S3. Nilai yang dihasilkan tersebut akan dibagi lagi sesuai pada Gambar 7. Dimana nilai <3 : Gas Prone; 3-5: Mixed; >5 Oil Prone. Dari hasil yang telah dihitung maka tipe kerogen yang berada pada kedua formasi diatas bermacam-macam sesuai dengan Tabel 6. Terdiri atas gas prone dan mixed.


12


KESIMPULAN

Dari hasil analisa batuan induk, dapat diambil kesimpulan bahwa :

Interval ( m) 2020 2050 2050 2080 2080 2110 2110 2140 2140 2170 2170 2200 2200 2230 2230 2260 2260 2290 2290 2320

TOC

mg g/grm rock S1 S2 S3

Tmax

Ro%

HI

OI

PY

PI

0,84

0,79

2,98

0,83

435

0,61

354,7619

98,80952

3,77

0,209549

0,89

0,99

6,11

0,92

438

0,63

686,5169

103,3708

7,1

0,139437

0,95

0,97

6,27

1,01

441

0,63

660

106,3158

7,24

0,133978

1,25

0,64

2,32

0,89

450

0,69

185,6

71,2

2,96

0,216216

1,33

0,87

3,59

0,98

447

0,72

269,9248

73,68421

4,46

0,195067

1,56

0,24

2,54

0,53

447

0,73

162,8205

33,97436

2,78

0,086331

1,67

0,78

2,95

1,31

449

0,77

176,6467

78,44311

3,73

0,209115

1,79

1,01

2,24

1,21

450

0,81

125,1397

67,59777

3,25

0,310769

1,89

1,01

6,05

1,69

453

0,87

320,1058

89,41799

7,06

0,143059

2,69

1,13

4,72

1,99

450

0,82

175,4647

73,9777

5,85

0,193162

Type Kero ( Meriil ) 3.590 6.641 6.208 2.607 3.663 4.792 2.252 1.851 3.580 2.372

SCI 5 5.37 5.4 5.41 6 6.07 6.1 6.27 6.31 6.47

Type Kero ( Diagram ) Tipe II/III Tipe II

Tipe II/III

Maturity Mature Mature Mature Mature Optimum oil generation Optimum oil generation Optimum oil generation Optimum oil generation Optimum oil generation Optimum oil generation


13




Dari nilai Ro(%) didapati hasil bahwa tingkat kematangan dari batuan induk ini pada lokasi kujung ini berupa Early dan Peak Mature. pada kedalaman 2020-2110 pada formasi Tuban memiliki tingkat kematangan Early Mature. Sedangakan pada lapisan dengan kedalaman 2110-2320 pada

Formasi

Kujung memiliki tingkat kematangan Peak Mature. 

Dari nilai SCI didapati hasil bahwa pada interval lapisan 2020-2140 didapati kematangan “Mature” sedangakan pada interval berikutnya berupa “Optimum Oil Generation”.



Dari hasil diagram perbandingan antara TOC dan PY didapati kualitas dari batuan induk tersebut, pada kolom TOC didapati kualitas fair pada interval 2020-2110 dan good pada interval lapisan 2110-2290. Dan 2290-2320 adalah Very Good. Sedangkan untuk nilai PY didapati hasil good dan very good.



Dari diagram tipe hidrokarbon didapatkan hasil bahwa batuan induk tersebut lebih dominan ke wet gas condensate dan hanya 2 interval lapisan yang dry gas.



Tipe Kerogen yang didapat perbandingan antara nilai HI dengan OI, di dapat hasil ploting bahwa sample masuk kedalam Tipe Kerogen II/III dan Tipe Kerogen II.


14

DAFTAR PUSTAKA

Tim Dosen dan Staff Asisten Geologi Minyak dan Gas Bumi. 2018. Buku Panduan Praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi. Yogyakarta: Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran” Yogyakarta

Analisa Batuan Induk Sumur Kujung

Recommend Documents