Laporan Analisis Batuan Induk [PDF]

Citation preview

LAPORAN Analisis Batuan Induk (Kode Soal: Sumsel) LAPORAN RESMI



COVER LABORATORIUM MINERAL OPTIK & PETROGRAFI Disusun Oleh: MUHAMAD RINALDI 111.160.082 PLUG 1



LABORATORIUM GEOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI JURUSAN TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN” YOGYAKARTA 2019



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



BAB I PENDAHULUAN I.1. Latar Belakang Batuan induk merupakan batuan sedimen berbutir halus yang banyak



mengandung



material



organik



dan



dapat



menghasilkan



hidrokarbon.Batuan induk (Sourcerock) terendapkan pada lingkungan reduksi



sehingga



material



organik



yang



ada



didalamnya



dapat



terawetkan,seperti Batulempung dan Batuserpih atau batuan lain yang banyak mengandung material organik. Kerogen merupakan fraksi materi organik pada batuan sedimen yang tidak alrut dalam pelarut alkalin maupun pelarut organik (seperti chloroform). Akumulasi materi organik pada endapan sedimen merupakan sumber potensial bagi kerogen yang dengan demikian merupakan sumber potensial bagi pembentukan hidrokarbon selama diagenesis. Konsentrasi, komposisi dan tingkat kematangan kerogen merupakan parameter penting bagi pembentukan minyak dan gas. Jumlah dan tipe kerogen akan menentukan jumlah minyak dan gas baik yang telah dibuat maupun yang akan dibuat dalam endapan sedimen. Penentuan tipe kerogen dapat



dilakukan



dengan



analisis



geokimia.



Analisis



geokimia



mengklasifikasikannya berdasarkan sifat kimia. Pada petroleum geokimia, pembagian kerogen menjadi empat tipe ditentukan hanya berdasarkan pada kandungan H, O, dan C. Pembagian tipe kerogen berdasarkan rasio kandungan H, O, dan C dapat digambarkan pada Diagram Van Krevelen sebagai berikut.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



Gambar 1.1 Diagram Van Krevelen



I.2. Maksud dan Tujuan Maksud dari acara praktikum ini adalah untuk mempelajari geokimia batuan induk dengan melakukan analisis terhadap potensial dari suatu batuan induk berdasarkan metode langsung dan tidak langsung. Tujuan dari acara praktikum ini adalah 1. Melakukan analisis batuan induk berdasarkan data- data terlampir 2. Menentukan tipe material organik 3. Menentukan tingkat kematangan dari material organik



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



BAB II METODE II.1. Langkah Kerja Langkah kerja analisis batuan induk adalah sebagai berikut. 1.



Menyiapkan data rock eval pyrolisis dan data analisis kerogen & vitrinit pada lembar kerja Microsoft Excel.



2.



Melakukan studi pustaka.



3.



Menentukan harga HI (Hydrogen Index), OI (Oxygen Index), PI (Production Index), dan PY (Potential Yield). HI = (S2 / TOC) x 100 OI = (S3 / TOC) x 100 PY = S1 + S2 PI = S1 / (S1 + S2)



4.



Menentukan polymorph colour berdasarkan SCI.



5.



Membuat grafik TOC vs depth.



6.



Membuat grafik TOC vs PY.



7.



Mengeplot nilai HI dan OI pada modifikasi diagram Van Krevelen untuk tipe kerogen.



8.



Mengeplot presentase dari komponen kerogen pada Diagram Generasi Tipe Hidrokarbon dan Kerogen (Dow & O’Connor, 1982).



9.



Membuat grafik %Ro vs depth



10. Mengeplot nilai HI dan TMax (modifikasi espitale) 11. Menghitung nilai tipe kerogen menurut Merill dengan rumus = S2 / S3 dan mengklasifikasikannya. 12. Membuat tabel kesimpulan.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



Tabel 2.1 Tabulasi Data Rock Eval Pyrolisis Data Rock Eval Pyrolysis Interval ( m ) 1050 - 1060 1060 - 1070 1070 - 1080 1080 - 1090 1090 - 1100 1100 - 1110 1110 - 1120 1120 - 1130 1130 - 1140 1140 - 1150



Formasi TALANG AKAR



LAHAT



Litologi



TOC( wt.% )



serpih + lanau serpih + lanau serpih + lanau serpih serpih Batubara Batubara serpih serpih serpih



1,6 1,4 1,45 2,5 2,65 70 65 3 2,8 2,9



Tabel 2.2 Tabulasi Data Analisis Kerogen dan Vitrinit



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



mg/g rock S1 S2 S3 1 10 0,6 0,8 7,3 0,5 1,2 8,5 0,55 2,8 8,4 0,35 3,3 9 0,52 25 30 46 15 20,7 50 4,2 9,5 0,45 4,5 9,3 0,35 5 9,4 0,42



Tmax ( C ) 400 417 457 441 454 435 436 437 460 475



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



BAB III PEMBAHASAN III.1. Perhitungan HI, OI, PY, dan PI Dengan menggunakan rumus berikut, HI = (S2 / TOC) x 100 OI = (S3 / TOC) x 100 PY = S1 + S2 PI = S1 / (S1 + S2) didapatkan nilai HI, OI, PY, dan PI sebagai berikut.



Tabel 3.1 Perhitungan HI, OI, PY, dan PI Interval 1050 - 1060 1060 - 1070 1070 - 1080 1080 - 1090 1090 - 1100 1100 - 1110 1110 - 1120 1120 - 1130 1130 - 1140 1140 - 1150



TOC 1,6 1,4 1,45 2,5 2,65 70 65 3 2,8 2,9



mg g/grm rock S1 S2 S3 1 10 0,61 0,8 7,25 0,57 1,2 8,45 0,54 2,8 8,48 0,35 3,3 9,01 0,51 25 30,05 45,46 15 20,72 50,08 4,2 9,28 0,43 4,5 9,36 0,35 5 9,39 0,42



Tmax 400 417 457 441 454 435 436 437 470 472



Ro% 0,61 0,62 0,64 0,75 0,76 0,88 0,9 0,77 1,6 1,63



HI 625 517,8571 582,7586 339,2 340 42,92857 31,87692 309,3333 334,2857 323,7931



OI 38,125 40,71429 37,24138 14 19,24528 64,94286 77,04615 14,33333 12,5 14,48276



III.2. Penentuan Polymorph Colour Tabel 3.2 Penentuan Polymorph Colour berdasarkan nilai SCI



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



PY 11 8,05 9,65 11,28 12,31 55,05 35,72 13,48 13,86 14,39



PI 0,090909 0,099379 0,124352 0,248227 0,268075 0,454133 0,419933 0,311573 0,324675 0,347464



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



Metode ini mempergunakan penentuan warna secara visual 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. Berdasarkan tabel tersebut, tingkat kematangan dari sampel batuan induk tersebut antara Transition to mature dan Mature,gas condensat



III.3. Grafik TOC vs Depth



Gambar 3.1 Grafik TOC vs Depth



Grafik di atas merupakan grafik yang menunjukkan nilai TOC vs depth. Berdasarkan grafik di atas, nilai TOC terendah yaitu 1,4 (good) berada pada kedalaman interval 1060 – 1070 dan nilai TOC tertinggi yaitu 3 (very good) berada pada kedalaman interval 1120 – 1130.Nilai grafik diatas ada yang menunjukan nilai TOC >4 pada kedalaman 1100 – 1120,hal ini menunjukan bahwa material tersebut merupakan sebuah Batubara.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



III.4. Grafik TOC vs PY



Gambar 3.2 Grafik TOC vs PY Grafik di atas merupakan grafik yang menunjukkan nilai TOC vs PY. Berdasarkan grafik tersebut, nilai PY dari sampel batuan induk termasuk sangat baik (very good) sedangkan nilai TOC dari sampel batuan induk termasuk buruk (poor)



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



III.5. Plot Nilai HI dan OI 1000



500



0 0



50



100



150



Gambar 3.3 Modifikasi Diagram Van Krevelen (Pranyoto, 1990)



Diagram di atas merupakan modifikasi diagram Van Krevelen (Pranyoto, 1990) yang menunjukkan nilai Hydrogen Index vs Oxygen Index untuk menunjukkan tipe kerogen. Berdasarkan diagram tersebut, tipe kerogen dari sampel batuan induk adalah tipe I,II,dan III. Dibawah ini merupakan penjelasan mengenai tipe kerogen menurut Peters dan Cassa (1994) : 



Tipe I Kerogen tipe ini mempunyai nilai H/C yang tinggi (≥1,5) dan O/C yang



rendah (≤ 0,1),umumnya kandungan sulfur rendah,didominasi oleh maseral liptinit. 



Tipe II Kerogen tipe ini mempunyai nilai H/C yang tinggi (1,2 -1,5),dan perbandingan atom O/C yang rendah.







Tipe III



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



Kerogen ini mempunyai nilai H/C yang rendah (≤1,0) dan perbandingan O/C yang tinggi (≥3).Tipe kerogen ini didominasi oleh endapan delta yang juga menghasilkan minyak..



III.6. Plot Presentase Komponen Kerogen



Gambar 3.4 Diagram Generasi Tipe Hidrokarbon dan Kerogen (Dow & O’Connor, 1982)



Diagram di atas merupakan diagram generasi tipe hidrokarbon dan kerogen menurut Dow & O’Connor (1982). Berdasarkan diagram tersebut, didapatkan hasil bahwa generasi tipe hidrokarbon dan kerogen dari sampel batuan induk umumnya adalah wet gas, dengan beberapa sampel merupakan dry gas dan oil.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



III.7. Grafik %Ro vs Depth



Tabel 3.3 Tingkat Kematangan berdasarkan %Ro



Gambar 3.5 Grafik %Ro vs Depth



Grafik di atas merupakan grafik yang menunjukkan nilai %Ro vs kedalaman. Berdasarkan grafik tersebut, terlihat bahwa seiring bertambahnya kedalaman terjadi kenaikan %Ro. Tahap kematangan termal dari sampel batuan induk tersebut adalah early mature – over mature.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



III.8. Plot Nilai HI dan Tmax



Gambar 3.6 Modifikasi diagram van Krevelen pengeplotan data HI dan Tmaks



Diagram tersebut merupakan modifikasi diagram van Krevelen pengeplotan data HI dan Tmaks. Berdasarkan diagram tersebut, tingkat kematangan sampel batuan induk adalah immature – post-mature (belum matang – akhir matang). Selain itu, tipe kerogen dari sampel batuan induk adalah tipe II ,tipe II/III, dan tipe III.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



III.9. Tipe Kerogen Menurut Merill (1991)



Tabel 3.4 Tabulasi Tipe Kerogen (Merill, 1991) Interval



TOC



1050 - 1060 1060 - 1070 1070 - 1080 1080 - 1090 1090 - 1100 1100 - 1110 1110 - 1120 1120 - 1130 1130 - 1140 1140 - 1150



1,6 1,4 1,45 2,5 2,65 70 65 3 2,8 2,9



S1 1 0,8 1,2 2,8 3,3 25 15 4,2 4,5 5



mg g/grm rock S2 S3 10 0,61 7,25 0,57 8,45 0,54 8,48 0,35 9,01 0,51 30,05 45,46 20,72 50,08 9,28 0,43 9,36 0,35 9,39 0,42



Tmax



Ro%



SCI



400 417 457 441 454 435 436 437 470 472



0,61 0,62 0,64 0,75 0,76 0,88 0,9 0,77 1,6 1,63



4 4 4 5 5 8 8 8 9 9



Nilai Tipe Kero 16,39344262 12,71929825 15,64814815 24,22857143 17,66666667 0,661020678 0,413738019 21,58139535 26,74285714 22,35714286



Type Kero ( Meriil ) Oil Prone Oil Prone Oil Prone Oil Prone Oil Prone Gas Prone Gas Prone Oil Prone Oil Prone Oil Prone



Tabel di atas merupakan tabel yang menunjukkan tipe kerogen dari sampel batuan induk berdasarkan perhitungan menurut Merill (1991), dimana nilai tipe kero = S2 / S3. Berdasarkan tabel tersebut, terlihat bahwa tipe kerogen dari sampel batuan induk adalah oil prone, dan gas prone.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



Laboratorium Geologi Minyak dan Gas Bumi 2019



BAB IV PENUTUP IV.1. Kesimpulan



Tabel 4.1 Tabel Kesimpulan



Berikut ini kesimpulan dari hasil analisis batuan induk. 



Kualitas material organik yang terdapat pada sampel batuan induk adalah baik – sangat baik (good – very good).







Tipe material organik yang terdapat pada sampel batuan induk adalah kerogen tipe I,II,dan III.







Tingkat kematangan hidrokarbon dari sampel batuan induk mengalami kenaikan seiring dengan bertambahnya kedalamannya yaitu dari awal belum matang – lewat matang (immature – post mature).







Tipe kerogen (Merrill, 1991) dari sampel batuan induk umumnya adalah campuran antara minyak dan sedikit gas.



Nama : Muhamad Rinaldi NIM : 111.160.082 Plug : 1



DAFTAR PUSTAKA



Sukandarrumidi. 2017. Geologi Minyak dan Gas Bumi untuk Geologist Pemula. Yogyakarta: Gadjah Mada University Press. Tim Dosen. 2018. Buku Panduan Praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi. Yogyakarta: UPNVY.



LAMPIRAN