Laporan Analisa Batuan Induk

Laboratorium Geologi Minyak Bumi 2018

BAB I PENDAHULUAN

1 . 1 Lata Latarr Be Belak lakan ang g

Batuan Induk (Source (Source Rock ) adalah batuan dalam pembentukan minyak bumi terjadi karena dekomposisi zat organik terutama plankton pada dasar laut, dan tertimbun dengan sedimen berbutir halus dalam keadaan reduksi sehinnga dapat terawetkan. (Koesoemadinata, 1980). TOC (Total (Total Organic Carbon) Carbon ) merupakan presentase berat dari karbon organik dalam suatu contoh batuan (Koesoemadinata, 1980). Yang dimaksud dengan karbon organik adalah zat yang berasal dari zat organik dan bukan yang berasal karbonat (gamping misalnya). Karbon organik total berbuhungan langsung dengan kadar zat organik total atau kerogen, yaitu : 1-1,6 kali TOC. Beberapa penilaian TOC minimum untuk batuan induk: 1. 0,4-1,4% (Ronov, 1958) 2. 1,5% (Schrayer dan Zarella, 1963) 3. 0,5% (Welte, 1965) Kualitas batuan induk berdasarkan nilai TOC nya dapat disimpulkan sebagai berikut: 1. Buruk: 0-0.5 wt.% TOC 2. Sedang: 0.5-1 wt.% TOC 3. Baik: 1-2 wt.% TOC 4. Sangat Baik: 2-4 wt.% TOC 5. Istimewa: >4 wt.% TOC Kerogen merupakan kualitas dari organik or ganik karbon yang terendapkan dala batuan tersebut. Kerogen akan menentukan hidrokarbon yang akan di bentuk. Kerogen ada beberapa tipe . diantaranya : Kerogen tipe I -

Terbentuk di perairan dangkal

-

Berasal dari algae yang bersipat lipid

-

H/C > 1.5 dan O/C < 0,1

-

Menghasikan minyak


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

Kerogen tipe III -

Terbentuk di daratan

-

Berasal dari tumbuhan daratan

-

H/C < 1,0 dan O/C > 0,3

-

Menghasilkan gas

Kerogen tipe IV -

Telah

mengalami

oksidasi

sebelum terendapkan , sehingga kandungan karbon

telah terurai sebelum terendapkan -

Tidak menghasilkan hidrokarbon

Maturity atau pametangan adalah proses perubahan zat-zat organic menjadi hidrokarbon. Proses pematangan di akibatkan kenaikan suhu di dalam permukaan bumi. Maturity dibagi 3, yaitu : 1. Immature adalah batuan induk yang belum mengalami perubahan menjadi hidrokarbon. 2. Mature adalah batuan induk yang sedang mengalami perubahan menjadi hidrokarbon. 3. Overmature

adalah

batuan induk

yang

telah

mengalami

pematangan

menjadi hidrokarbon. Analisa TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganalisis karbon, Leco Carbon Analyser. EOM ( Extracable Organic Matter ) adalah zat hidrokarbon dan non hidrokarbon yang dapat dilarutkan (dalam CS 2 misalnya) bitumina. Volume dan sifat-sifat dari EOM menunjukkan sifat batuan induk. Pada umumnya ekstrak dari batuan induk susunan kimianya harus mengandung susunan utama dari minyak mentah (Erdman, 1961 dalam Koesoemadinata, 1980). Dalam penelitian batuan induk perbandingan EOM/TOC mungkin lebih berarti daripada kuantitas dari masing-masing TOC atau EOM. EOM/TOC (minyak/kerogen) paling rendah terdapat dalam batubara dan serpih minyak


dengan nilai kritis 0,003-0,120 di cekungan Ventura (Phillipi, 1965 dalam Koesoemadinata, 1980). CPI (Carbon Preference Index) adalah perbandingan antara volume anggota n parafin yang bernomor ganjil terhadap yang bernomor genap dari kisaran C 21-C37. Angka ini sangat tinggi untuk organisme yang masih hidup dan untuk hidrokarbon resen, untuk batuan sedimen tua angka ini hampir mendekati 1 dan untuk kebanyakan minyak mentah adalah antara: 0,90-1,15. Untuk batuan induk yang baik nila i CPI harus kurang dari 1,15 (Koesoemadinata, 1980). CIR (Carbon Isotope Ratio) adalah perbandingan isotop karbon C 13/C12. Kisaran nilai CIR untuk minyak bumi adalah 1% (0,0109-0,0110). Batuan induk harus mempunyai CIR yang mendekati nilai minyak bumi daripada batubara (Silverman, 1973 dalam Koesoemadinata 1980). LOM ( Level of Thermal Maturity) menunjukkan bahwa minyak bumi terbentuk pada tingkatan pematangan tertentu, yaitu kombinasi antara temperatur atau lamanya zat organik mengalami temperatur tersebut (Koesoemadinata, 1980).

1.2 Maksud dan Tujuan I.2.1. Maksud

1. Memperkenalkan analisa data yang didapat dari sumur minyak dengan metode langsung dan tidak langsung. 2. Memperkenalkan cara menganalisa sampel bawah permukaan yang meliputi: menghitung perbandingan dan mencari hubungan antara kedalaman dengan TOC, derajat kematangan, nilai-nilai REP , nilai Tmax, serta hubungannya antara yang satu dengan yang lain dan kualitas serta kandungan minyak dan gas bumi dalam batuan induk tersebut. I.2.2. Tujuan

Dapat mengatahui dan menginterpretasi batuan induk dari hasil analisa yang dilakukan berdasarkan parameter analisis pantulan vitrinit, analisis indeks warna spora, nilai Thermal Alteration Index (TAI), nilai-nilai Rock Eval Pyrolisis (REP), dan nilai Tmax.


BAB II METODE PENELITIAN II.1. Langkah dalam melakukan analisa batuan induk metode langsung:

1. Susun dan buka data bawah permukaan yang telah didapat dari pengeboran dalam software Microsoft Excel. 2. Buatlah grafik kematangan dari perbandingan antara kedalaman dengan presentase Ro menurut Peters and Cassa, 1994 untuk mengetahui tingkat kematangan dari batuan induk. 3. Hitunglah nilai PI ( Production Index) untuk mengetahui kematangan batuan induk dan batas dari oil window serta gas window. Nilai PI didpatkan dari nilai-nilai Rock Eval Pyrolisis (REP) yaitu S1 / (S1+S2). Kemudian dimasukkan ke dalam tabel klasifikasi menurut Espitalie et. Al Vide Tissot & Welte, 1978). 4. Buatlah grafik untuk mencari hubungan antara kedalaman dengan %TOC ( Total Organic Carbon) untuk mengetahui jumlah TOC pada setiap interval kedalaman. 5. Kemudian buatlah grafik perbandingan antara nilai PY ( Potential Yield ) dengan %TOC untuk mengetahui kualitas dari proses pematangan batuan induk. Nilai PY didapatkan dari nilai-nilai Rock Eval Pyrolisis (REP) yaitu S 1+S2. 6. Kemudian buatlah grafik perbandingan antara nilai HI ( Hydrogen Index) dengan OI (Oxygen Index) untuk mengetahui kualitas relatif, tipe kerogen dan produk yang akan dihasilkan. Nilai HI didapatkan dari nilai-nilai Rock Eval Pyrolisis (REP) yaitu (S2 x 100) / %TOC , sedangkan nilai OI didpatkan dari nilai-nilai Rock Eval Pyrolisis (REP) yaitu (S3 x 100) / %TOC. Kemudian masukkan ke dalam klasifikasi menurut Pranyoto, 1990.

7. Buatlah grafik perbandingan antara nilai HI ( Hydrogen Index) dengan Tmax untuk mengetahui suhu kematangan, tipe kerogen dan produk yang akan dihasilkan. Nilai Tmax didapatkan dari

nilai suhu dalam Celsius yang terekam ketika

pengujian REP ( Rock Eval Pyrolisis) ketika sampel dipanaskan dan aliran hidrokarbon yang sudah ada mulai berkurang (S 2). 8. Untuk lebih meyakinkan produk yang dihasilkan, bisa disesuaikan dengan

perhitungan tipe kerogen menurut Meriil, 1991 yaitu dengan cara melakukan


perhitungan S2 / S3. Setelah itu, baru diketahui produk yang dihasilkan adalah gas, minyak, atau keduanya. 9. Menentukan warna indeks spora dengan cara menyesuaikan nilai SC I, dan tingkat

kematangannya. 10. Untuk lebih meyakinkan produk yang dihasilkan, plotlah pada trilinear diagram

“Jenis Hidrokarbon” dengan memasukkan nilai-nilai pada material penyusun kerogen yang didapat yaitu nilai Amorphous, Exinit, Liptinit (dijumlahkan menjadi Exinit), Vitrinit, dan Inertinit.

11. Lakukan interpretasi dari data-data yang didapat, dan susunlah sehingga menjadi sebuah laporan yang baik dan benar.

II.2. Diagram Alir

Data Bawah Permukaan

Menentukan nilai-nilai PY, HI, OI, Tmax

Membuat grafik perbandingan %Ro, Kedalaman vs TOC, PY vs TOC, HI vs OI, dan HI vs Tmax

Ploting tipe kerogen pada trilinear diagram Jenis Hidrokarbon

Menyusun dan membuat Laporan

Gambar 1 Diagram Alir Analisis Mudlog


BAB III PEMBAHASAN

Pembahasan Analisa Sumur "UJUNG" Metode Langsung

III. 1. Grafik Presentase Ro

Berdasarkan grafik

yang didapatkan dari hasil presentase Ro dari sumur

didapatkan pada formasi Tuban dengan litologi batulempung dan serpih memiliki nilai %Ro 0,61 – 0,73 yang berarti nilainya awal matang-matang pada puncaknya (Peter & Cassa, 1994). Nilai awal matang terjadi pada kedalaman 2020-2110 meter. Sedangkan pada formasi Kujung bernilai antara 0,77-0,82 memiliki nilai sedang matang pada puncaknya (Peter & Cassa, 1994). Presentase Ro terbanyak terletak pada formasi Kujung dengan kedalaman 2290 – 2320 meter dengan nilai presentase Ro 0,82 dan terendah pada formasi Tuban kedalaman 2020 – 2050 meter dengan nilai presentase Ro 0,61.

Tabel 1. Perbandingan kedalaman sumur, presentase Ro, dan derajat kematangan

Nama NIM Plug

Batas Atas (m) 2020

Batas Bawah (m) 2050

Batas Tengah (m) 2035

2050

2080

2080

%Ro

Belum Matang

Awal Matang

Puncak Matang

Akhir Matang

Lewat Matang

0,61

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2065

0,63

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2110

2095

0,63

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2110

2140

2125

0,69

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2140

2170

2155

0,72

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2170

2200

2185

0,73

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2200

2230

2215

0,77

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2230

2260

2245

0,81

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2260

2290

2275

0,87

0,6

0,65

0,9

1,35

-

2290

2320

2305

0,82

0,6

0,65

0,9

1,35

-

: Muhamad Luttfi Al Hakim : 111.150.025 : 2

6


Gambar 2. Grafik perbandingan derajat kematangan berdasarkan presentase Ro

III. 2. Analisa grafik TOC vs Kedalaman

Berdasarkan grafik yang didapatkan dari hasil TOC (Total Organic Carbon) dan kedalaman dari sumur didapatkan pada formasi Tuban dengan litologi batulempung memiliki nilai TOC 0,84 – 1,33 yang berarti nilainya sedang-baik (Peter & Cassa, 1994). Nilai sedang terjadi pada kedalaman 2020-2110 meter. Sedangkan pada formasi Kujung bernilai antara 1,56 – 2,69 memiliki nilai baik sampai sangat baik (Peter & Cassa, 1994). Total kandungan karbon terbanyak terletak apda formasi Kujung dengan kedalaman 2290 – 2320 meter dengan nilai TOC 2,69 dan terendah pada formasi Tuban kedalaman 2020 – 2050 meter dengan nilai TOC 0,84.

Tabel 2. Perbandingan kedalaman sumur dan nilai TOC

1

Interval Kedalaman (m) 2020 - 2050

2

2050 - 2080

0,89

3

2080 - 2110

0,95

4

2110 - 2140

1,25

5

2140 - 2170

1,33

6

2170 - 2200

1,56

7

2200 - 2230

1,67

8

2230 - 2260

1,79

9

2260 - 2290

1,89

10

2290 - 2320

2,69

No

Nama NIM Plug


TOC 0,84

7


Gambar 3. Grafik perbandingan kedalaman sumur dengan TOC

III. 3. Analisa Grafik PY vs TOC

Berdasarkan grafik yang didapatkan dari hasil perbandingan PY (Potential Yield ) dengan TOC (Total Organic Carbon), pada formasi Tuban pada kedalaman 2020-2170 meter terdapat pada PY yang berkategori baik dengan presentase TOC berkategori sedang sampai baik. Artinya pada zona ini, dapat diinterpretasikan minyak dan gas yang diambil cukup sampai banyak. Sedangkan pada formasi Kujung dengan kedalaman 2170-2320 meter terdapat pada PY yang berkategori baik dengan presentase TOC berkategori baik sampai sangat baik. Artinya pada zona ini, dapat diinterpretasikan minyak dan gas yang dihiasilkan banyak sampai sangat banyak.

Nama NIM Plug


8


Tabel 3. Perbandingan nilai PY dan nilai TOC PY

TOC

3,77

0,84

7,1

0,89

7,24

0,95

2,96

1,25

4,46

1,33

2,78

1,56

3,73

1,67

3,25

1,79

7,06

1,89

5,85

2,69

Gambar 4. Grafik perbandingan nilai PY dengan nilai TOC

III. 4. Analisa grafik HI vs OI

Pada hasil analisa dari perbandingan antara nilai HI ( Hydrogen Index) dan nilai OI (Oxygen Index) pada formasi Tuban dan Kujung memiliki kerogen tipe II sampai II/III (Pranyoto, 1990) yang akan menghasilkan minyak dan gas dengan kuantitas relatif kecil sampai Nama NIM Plug


9


sangat banyak (Waples, 1985). Jika berdasarkan nilai HI, produk minyak terbanyak terdapat pada kedalaman 2050-2080 meter pada formasi Tuban. Sedangkan produk gas dengan kuantitas relatif kecil terletak pada kedalaman 2020-2050 meter pada formasi Tuban.

Tabel 4. Perbandingan nilai HI dan nilai OI HI

OI

354,7619048

98,80952381

686,5168539

103,3707865

660

106,3157895

185,6

71,2

269,924812

73,68421053

162,8205128

33,97435897

176,6467066

78,44311377

125,1396648

67,59776536

320,1058201

89,41798942

175,464684

73,97769517

Gambar 5. Grafik perbandingan nilai HI dengan nilai OI untuk menentukan tiper kerogen Nama NIM Plug


10


III. 5. Analisa grafik HI vs Tmax

Pada hasil analisa grafik diatas didapatkan bahwa formasi Tuban dan Kujung memiliki tingkat kematangan pada kategori Mature (matang) dengan tipe kerogen I, tipe kerogen II, dan tipe kerogen II/III.

Tabel 5. Perbandingan nilai HI dan nilai Tmax HI

Tmax(oC)

354,7619048

435

686,5168539

438

660

441

185,6

450

269,924812

447

162,8205128

447

176,6467066

449

125,1396648

450

320,1058201

453

175,464684

450

Gambar 6. Grafik perbandingan nilai HI dengan nilai Tmax untuk menentukan tiper kerogen Nama NIM Plug


11


III. 6. Analisa Kerogen Type Meriil

Berdasarkan hasil perhitungan kerogen type (S2/S3) didapatkan pada formasi Tuban di kedalaman 2020-2050 meter didapatkan produk campuran gas dan minyak dengan nilai Kerogen Type 3,59. Kemudian pada kedalaman 2050-2110 meter didapatkan produk dominasi minyak dengan nilai Kerogen Type 6,64 dan 6,20. Pada kedalaman 2110-2140 meter didapatkan produk dominasi gas dengan nilai Kerogen Type 2,60. Dan pada kedalaman 21402170 meter didapatkan produk campuran minyak dan gas dengan nilai Kerogen Type 3,66. Sedangkan pada formasi Kujung di kedalaman 2170-2200 meter didapatkan produk campuran gas dan minyak dengan nilai Kerogen Type 4,79. Kemudian pada kedalaman 22002260 meter didapatkan produk dominasi gas dengan nilai Kerogen Type 2,25 dan 1,85. Pada kedalaman 2260-2290 meter didapatkan produk campuran minyak dan gas dengan nilai Kerogen Type 3,58. Dan pada kedalaman 2290-2320 meter didapatkan produk dominasi gas dengan nilai Kerogen Type 2,37.

Tabel 6. Perbandingan nilai S1, S2, S3, S2/S3 dan produk yang dihasilkan No

Type Kerogen (Meriil)

mg/g rock S1

S2

S3

Nilai S2/S3

Produk yang dihasilkan

1

0,79

2,98

0,83

3,590361446

Mixed

2

0,99

6,11

0,92

6,641304348

Oil Prone

3

0,97

6,27

1,01

6,207920792

Oil Prone

4

0,64

2,32

0,89

2,606741573

Gas Prone

5

0,87

3,59

0,98

3,663265306

Mixed

6

0,24

2,54

0,53

4,79245283

Mixed

7

0,78

2,95

1,31

2,251908397

Gas Prone

8

1,01

2,24

1,21

1,851239669

Gas Prone

9

1,01

6,05

1,69

3,579881657

Mixed

10

1,13

4,72

1,99

2,371859296

Gas Prone

III. 7. Analisa Thermal Alteration Index (TAI)

Berdasarkan nilai SCI dan derajat kematangannya yang telah diketahui, maka didapatkan pada kedalaman 2020-2140 meter adalah berwarna orange sampai kuning dan derajat kematangan awal matang dan akhir matang yang berarti pada kedalaman ini optimum untuk proses pematangan minyak. Sedangkan pada kedalaman 2140-2320 meter adalah

Nama NIM Plug


12


berwarna orange dan derajat kematangan puncak matang sampai akhir matang yang berarti pada kedalaman ini optimum untuk generasi minyak.

Tabel 7. Perbandingan nilai SCI, warna indeks, dan derajat kematangan. Thermal Alteration Index (TAI) SCI

Warna Indeks

Derajat Kematangan

5

Oranye sampai Kuning

Awal Matang

5,37


Awal Matang

5,4


Awal Matang

5,41


Akhir Matang

6

Oranye

Puncak Matang

6,07

Oranye

Puncak Matang

6,1

Oranye

Puncak Matang

6,27

Oranye

Akhir Matang

6,31

Oranye

Akhir Matang

6,47

Oranye

Akhir Matang

III. 8. Analisa Trilinear Diagram Jenis Hidrokarbon

Dari hasil ploting nilai material penyusun kerogen pada trilinear diagram Jenis Hidrokarbon didapatkan bahwa pada sumur Ujung didominasi oleh jenis hidrokarbon Wet Gas Condensate, kecuali pada interval kedalaman 2170-2200 meter dan kedalaman 2260-2290 meter yang merupakan jenis hidrokarbon Dry Gas. Selain kedua interval kedalaman tersebut, jenis hidrokarbon nya adalah Wet Gas Condensate. Tabel 8. Perbandingan material penyusun kerogen dalam persen KEROGEN

Nama NIM Plug

Amorf

Exinit

Liptinit

Total Exinit

Vitrinit

Inertinit

Total Kerogen

7%

19%

20%

46%

31%

23%

100%

22%

0%

28%

50%

31%

19%

100%

17%

0%

38%

55%

27%

18%

100%

7%

10%

10%

27%

32%

41%

100%

31%

5%

23%

59%

29%

12%

100%

15%

8%

12%

35%

40%

25%

100%

27%

9%

19%

55%

30%

15%

100%

29%

0%

17%

46%

30%

24%

100%

37%

0%

17%

54%

32%

14%

100%

27%

10%

23%

60%

23%

17%

100%


13


BAB IV KESIMPULAN

Tingkat kematangan dikontrol oleh proses yang berkaitan dengan 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 jenis ringan, kondesat dan pada akhirnya gas.

Setelah dilakukan perhitungan diatas dapat ditarik kesimpulan :

1) Berdasarkan grafik presentase Ro pada sumur Ujung didapatkan nilai presentase Ro 0,61-0,82 dan termasuk kategori awal matang sampai matang pada puncaknya (Cassa dan Peters, 1994). 2) Berdasarkan grafik yang didapatkan dari hasil TOC (Total Organic Carbon) dan kedalaman dari sumur didapatkan nilai TOC 0,84 – 2,69 yang berarti nilainya sedang sampai sangat baik (Peter & Cassa, 1994). Total kandungan karbon terbanyak terletak apda formasi Kujung dengan kedalaman 2290 – 2320 meter dengan nilai TOC 2,69 dan terendah pada formasi Tuban kedalaman 2020 – 2050 meter dengan nilai TOC 0,84. 3) Berdasarkan grafik yang didapatkan dari hasil perbandingan PY (Potential Yield ) dengan TOC (Total Organic Carbon), maka didapatkan nilai batuan induk berkategori baik dengan presentase TOC berkategori sedang sampai sangat baik. Artinya pada zona ini, dapat diinterpretasikan minyak dan gas yang dihasilkan cukup banyak sampai sangat banyak. 4) Pada hasil analisa dari perbandingan antara nilai HI ( Hydrogen Index) dan nilai OI (Oxygen Index) pada formasi Tuban dan Kujung memiliki kerogen tipe II sampai II/III (Pranyoto, 1990) yang akan menghasilkan minyak dan gas dengan kuantitas relatif kecil sampai sangat banyak (Waples, 1985). Jika berdasarkan nilai HI, produk minyak terbanyak terdapat pada kedalaman 2050-2080 meter pada formasi Tuban. Sedangkan produk gas dengan kuantitas relatif kecil terletak pada kedalaman 2020-2050 meter pada formasi Tuban. Nama NIM Plug


14


5) Pada hasil analisa grafik diatas didapatkan bahwa formasi Tuban dan Kujung memiliki tingkat kematangan pada kategori Mature (matang) dengan tipe kerogen I, tipe kerogen II, dan tipe kerogen II/III. 6) Berdasarkan hasil perhitungan kerogen type (S2/S3) didapatkan pada formasi Tuban di kedalaman 2020-2050 meter didapatkan produk campuran gas dan minyak dengan nilai Kerogen Type 3,59. Kemudian pada kedalaman 2050-2110 meter didapatkan produk dominasi minyak dengan nilai Kerogen Type 6,64 dan 6,20. Pada kedalaman 2110-2140 meter didapatkan produk dominasi gas dengan nilai Kerogen Type 2,60. Dan pada kedalaman 2140-2170 meter didapatkan produk campuran minyak dan gas dengan nilai Kerogen Type 3,66. 7) Sedangkan pada formasi Kujung di kedalaman 2170-2200 meter didapatkan produk campuran gas dan minyak dengan nilai Kerogen Type 4,79. Kemudian pada k edalaman 2200-2260 meter didapatkan produk dominasi gas dengan nilai Kerogen Type 2,25 dan 1,85. Pada kedalaman 2260-2290 meter didapatkan produk campuran minyak dan gas dengan nilai Kerogen Type 3,58. Dan pada kedalaman 2290-2320 meter didapatkan produk dominasi gas dengan nilai Kerogen Type 2,37. 8) Berdasarkan nilai SCI dan derajat kematangannya yang telah diketahui, maka didapatkan pada kedalaman 2020-2140 meter adalah berwarna orange sampai kuning dan derajat kematangan awal matang dan akhir matang yang berarti pada kedalaman ini optimum untuk proses pematangan minyak. Sedangkan pada kedalaman 2140-2320 meter adalah berwarna orange dan derajat kematangan puncak matang sampai akhir matang yang berarti pada kedalaman ini optimum untuk generasi minyak. 9) Dari hasil ploting nilai material penyusun kerogen pada trilinear diagram Jenis Hidrokarbon didapatkan bahwa pada sumur Ujung didominasi oleh jenis hidrokarbon Wet Gas Condensate, kecuali pada interval kedalaman 2170-2200 meter dan kedalaman 2260-2290 meter yang merupakan jenis hidrokarbon Dry Gas. Selain kedua interval kedalaman tersebut, jenis hidrokarbon nya adalah Wet Gas Condensate.

Nama NIM Plug


15


Tabel 9. Perhitungan Analisa Batuan Induk Interval (meter)

% TOC

2020 - 2050

mg g/grm rock

Tmax

Ro%

HI

OI

0,83

435

0,61

354,7619

98,81

6,11

0,92

438

0,63

686,5169

103,4

0,97

6,27

1,01

441

0,63

660

106,3

1,25

0,64

2,32

0,89

450

0,69

185,6

71,2

2140 - 2170

1,33

0,87

3,59

0,98

447

0,72

269,9248

73,68

2170 - 2200

1,56

0,24

2,54

0,53

447

0,73

162,8205

33,97

2200 - 2230

1,67

0,78

2,95

1,31

449

0,77

176,6467

78,44

2230 - 2260

1,79

1,01

2,24

1,21

450

0,81

125,1397

67,6

2260 - 2290

1,89

1,01

6,05

1,69

453

0,87

320,1058

89,42

2290 - 2320

2,69

1,13

4,72

1,99

450

0,82

175,4647

73,98

S1

S2

S3

0,84

0,79

2,98

2050 - 2080

0,89

0,99

2080 - 2110

0,95

2110 - 2140

Lanjurtan Tabel 9. Perhitungan Analisa Batuan Induk PY

PI

Type Kerogen (Meriil)

Type Kerogen (Trilinear Diagram)

Nilai S2/S3

Parameter

435,61

0,209549

Condensate Gas

3,590361446

Mixed

438,63

0,139437

Condensate Gas

6,641304348

Oil Prone

441,63

0,133978

Condensate Gas

6,207920792

Oil Prone

450,69

0,216216

Condensate Gas

2,606741573

Gas Prone

447,72

0,195067

Condensate Gas

3,663265306

Mixed

447,73

0,086331

Dry Gas

4,79245283

Mixed

449,77

0,209115

Condensate Gas

2,251908397

Gas Prone

450,81

0,310769

Condensate Gas

1,851239669

Gas Prone

453,87

0,143059

Dry Gas

3,579881657

Mixed

450,82

0,193162

Condensate Gas

2,371859296

Gas Prone

Nama NIM Plug


Thermal Alteration Index (TAI) Warna SCI Kematangan Indeks Oranye Awal 5 sampai Matang Kuning Oranye Awal 5,37 sampai Matang Kuning Oranye Awal 5,4 sampai Matang Kuning Oranye Akhir 5,41 sampai Matang Kuning Puncak 6 Oranye Matang Puncak 6,07 Oranye Matang Puncak 6,1 Oranye Matang Akhir 6,27 Oranye Matang Akhir 6,31 Oranye Matang Akhir 6,47 Oranye Matang

16


Lanjutan Tabel 9. Perhitungan Analisa Batuan Induk KEROGEN Amorf

Exinit

Liptinit

Total Exinit

Vitrinit

Inertinit

Total Kerogen

7%

19%

20%

46%

31%

23%

100%

22%

0%

28%

50%

31%

19%

100%

17%

0%

38%

55%

27%

18%

100%

7%

10%

10%

27%

32%

41%

100%

31%

5%

23%

59%

29%

12%

100%

15%

8%

12%

35%

40%

25%

100%

27%

9%

19%

55%

30%

15%

100%

29%

0%

17%

46%

30%

24%

100%

37%

0%

17%

54%

32%

14%

100%

27%

10%

23%

60%

23%

17%

100%

Nama NIM Plug


17


DAFTAR PUSTAKA

Koesoemadinata, R. P., 1980, Geologi Minyak-Gasbumi, Penerbit ITB, Bandung.

Staff Asisten Laboratorium Geologi Migas, dkk. 2018. Modul Laboratorium Geologi Migas Tahun Ajaran 2017/2018. Yogyakarta: UPN “Veteran” Yogyakarta Press.

Nama NIM Plug


18


LAPORAN

Analisa Batuan Induk

1.

COVER

Disusun Oleh : Muhamad Luttfi Al Hakim 111.150.025 PLUG 2

LABORATORIUM GEOLOGI MINYAK BUMI PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA 2018

Nama NIM Plug


19

Laporan Analisa Batuan Induk

Recommend Documents