Jurnal Offshore.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 67-73 .
e -ISSN : 2549-8681 Potensi Batuan Induk Hidrokarbon Serpih Warukin di Tampang Tumbang Anjir.
Kabupaten Gunung Mas Propinsi Kalimantan Tengah Listriyanto1.
Sari Wulandari Hafsari2.
Lia Yunita3
1, 2, 3
Staf Pengajar Prodi Teknik Perminyakan.
Fakultas Teknik.
Universitas Proklamasi 45 Yogyakarta Corresponding author.
Email : listriyanto@up45.
Abstrak Identifikasi interval batuan yang mungkin berpotensi sebagai batuan induk merupakan langkah awal eksplorasi yang penting, oleh sebab itu perlu dilakukan penelitian tentang potensi batuan sedimen yang mengandung bahan organik dengan kadar tertentu, yang oleh panas dan waktu dapat menghasilkan hidrokarbon dalam bentuk minyak atau gas secara tepat.
Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi fasies dan potensi batuan induk hidrokarbon Formasi Warukin di Tampang Tumbang Anjir.
Cekungan Barito.
Analisis geokimia guna mengetahui potensi dan kualitas batuan induk dilakukan pada serpih penyusun Formasi Warukin.
Hasil analisis potensi dan kualitas Batuan Induk menunjukkan kandungan TOC 17,97% termasuk Ausangat baikAy.
Rock-Eval menunjukkan bahwa serpih berpotensi AusedangAy sebagai batuan induk hidrokarbon (S2 = 67,87 mg/.
Angka Tmax 405 menunjukkan tingkat pematangan hidrokarbon belum tercapai.
Nilai HI yang relatif tinggi mencerminkan bahwa batuan ini jika mencapai kematangan akan cenderung menghasilkan minyak dan gas.
Nilai HI antara 378 mgHC/g umumnya berasal dari kerogen tipe II yang secara dominan mengandung unsur organisme laut dan darat.
Kata kunci : fasies, batuan induk, potensi, kualitas, dan kematangan Abstract Identification of rock intervals that may have as a source rock potential is the important first step in exploration, therefore it is necessary to conducted research on the sedimentary rock containing organic matter which with a certain level of heat and time can produce hydrocarbons in the form of oil or gas.
The objective of this study is to identify facies and hydrocarbon source rock potential of Warukin Formation on TaTampang Tumbang Anjir.
Barito Basin.
Geochemical analysis in order to determine the potential and quality of source rock was performed sample of Warukin The analysis of potential and source rock quality showed TOC content 17,97 % indicating Auvery goodAy quality.
Rock-Eval analisys show that the shale is lean as hydrocarbon source rock (S2=67,87 mg/.
Tmax 405 indicate hydrocarbon maturation level has not been reached.
relatively low values HI reflects that this rock will tend to produce oil and gas if it reaches maturation level.
The values of HI between 378 mgHC/g are generally derived from type II kerogen which predominantly contain terrestrial and marine organism.
Keywords: facies, source rock, potential, quality, and maturity Pendahuluan Di Cekungan Barito, menurut beberapa peneliti seperti diuraikan oleh Kleibacker .
menyebutkan bahwa Di Cekungan Barito, menurut Studi sebelumnya telah menyimpulkan bahwa sebanyak 80 miliar barel minyak dan lebih dari 100 TCF gas telah dihasilkan dari cekungan Barito.
Kalimantan bagian tenggara, namun sampai saat ini hanya Lapangan Tanjung dan satelit dengan sekitar 200 MMBOE EUR telah ditemukan di Cekungan (Kusuma dan Darin, 1.
Penelitian geologi terintegrasi telah mengidentifikasi yang sebelumnya tidak dikenali kulmina-si regional di kS Palangkaraya pada jalur migrasi langsung dari Cekungan Barito yang proven dan Cekungan Kutai bagian atas, disebut sebagai Tinggian Barito Barat.
Migrasi minyak sekunder jarak jauh ( 100 k.
dari Miosen Akhir sampai Plio-Pleistosen.
Hidrokarbon termogenik telah diambil sampelnya di kepala sumur Hulu Mangkutup, baik skim minyak maupun dari pengumpulan gas.
Analisis microseep juga dilakukan di wilayah kerja tersebut dengan indikasi positif adanya hidrokarbon termogenik di PSC Palangkaraya.
(Kleibacker, 2.
Dari uraian tersebut di atas menimbulkan suatu pertanyaan, apakah serpih Formasi Warukin di TTA memiliki potensi sebagai batuan induk Selain Formasi Tanjung.
Formasi Warukin di Cekungan Barito berdasarkan beberapa data sumur dan singkapan telah dipercaya sebagai batuan induk potensial.
Batuan Induk Warukin Oe 67 Oe Potensi Batuan Induk Hidrokarbon Serpih Warukin di Tampang Tumbang Anjir Kabupaten Gunung Mas.
Propinsi Kalimantan Tengah yang mengandung batubara dari berbagai sumur dan singkapan memiliki hingga TOC 60% dan Indeks Hidrogen 300-500 (KIusuma dan Darin.
Kualitas suatu batuan sebagai batuan induk hidrokarbon sangat ditentukan oleh fasies Tujuan penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi fasies dan potensi batuan induk hidrokarbon Formasi Warukin di Tampang Tumbang Anjir (TTA), sekitar 90 km ke arah Utara dari Kota Palangkaraya (Gambar .
, lokasi ini terhadap Peta Geologi Lembar Tewah (P3G, 1.
dapat dilihat pada Gambar 2.
Secara stratigrafis.
Formasi Warukin (Tm.
diendapkan selaras di atas Formasi Montalat (Tom.
dan ditutupi oleh Formasi Dahor (TQ.
Formasi Warukin ini terdiri Batupasir, batupasir tufan.
Batupasir gampingan, batulanau dan batulempung.
Di beberapa tempat terdapat konglomerat berlapis silang-siur dan sisipan batugamping.
Lapisan batubara dengan ketebalan antara 0.
3 sampai 2 meter terdapat di dalam lapisan batupasir.
Gambar 1.
Lokasi pengambilan sampel di Tampang Tumbang Anjir pada koordinat 1A 06.
344' Lintang Selatan.
113A 53.
200' Bujur Timur (Google Earth, 2.
Gambar 2.
Lokasi sampel pada Formasi Warukin (Tm.
di Tampang Tumbang Anjir pada Peta Geologi Lembar Tewah (P3G, 1.
Oe 68 Oe Jurnal Offshore.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 67-73 .
e -ISSN : 2549-8681 n S2 merupakan jumlah hidrokarbon yang terbentuk oleh kerogen dalam sampel selama pirolisis antara suhu 300CC dan 600CC.
n S3 adalah karbon dioksida yang dikeluarkan dari kerogen selama pirolisis.
n Tmax, adalah temperatur puncak S2 dalam satuanCC.
II.
Metodologi Dalam penelitian ini metode yang digunakan adalah analisis lapangan dan laboratorium.
Analisis lapangan dilakukan untuk pengamatan profil dari singkapan untuk menginterpretasikan fasies pengendapannya, kemudian mengambil sampel sebagai persiapan analisis laboratorium yang terdiri kandungan total karbon organik (TOC), dilakukan untuk sampel dengan nilai TOC> 0,50%.
yang kemudian diikuti oleh RockEval Pirolisis, dan kematangan.
Preparasi sampel Preparasi dimaksudkan untuk memperoleh sampel bersih dengan mencuci menggunakan air dingin dan digerus hingga diperoleh ukuran fragmen sebesar kacang polong untuk persiapan kerogen atau ditumbuk halus untuk analisis kimia.
TOC
Kandungan karbon organik total dengan menghaluskan sampel, penanganan dilakukan secara hati-hati untuk melepaskan sebagian mineral karbonat menggunakan asam klorida hangat, dan menganalisis residu kandungan karbon dengan Leco Carbon Sulfur Determinator.
Hal ini berlaku untuk parameter batuan induk bahwa sampel kurang dari 0,5% berat TOC tidak dapat menghasilkan hidrokarbon yang cukup secara komersial dan karena itu dianggap sebagai nonsource.
sampel antara 0,5 dan 1% berat TOC dinilai sedang.
0 dan 2% berat dinilai dianggap baik, sementara sampel lebih dari 2 sampai 4% dianggap sebagai sangat baik, dan bila lebih dari 4% berat dinilai istimewa (Peters & Cassa, 1.
Rock Eval Pirolisis Pirolisis rock-eval dilakukan pada sampel batuan dimaksudkan untuk membedakan jenis bahan organik dan untuk mengevaluasi potensi Data dari hidrokarbon dinyatakan sebagai mg/g dengan parameter dasar sebagai berikut:
n S1 mewakili kuantitas minyak .
idrokarbons beba.
yang hadir pada batuan dan kira-kira analog dengan bitumen yang dapat diekstraksi dengan menggunakan pelarut.
Pantulan Vitrinit Analisa ini berdasarkan pada kemampuan daya pantul cahaya vitrinit.
Kerogen yang telah matang akan membawa perubahan pada vitrinit dan hal ini akan diiringi dengan kemampuan partikel tersebut untuk memantulkan cahaya yang jatuh padanya.
Kemampuan daya pantul ini merupakan fungsi temperature, artinya dengan perubahan waktu pemanasan dan temperatur menyebabkan warna vitrinit berubah di bawah sinar pantul.
Contoh batuan diletakkan di atas 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 .
ndeks bias=1,.
dengan menggunakan mikroskop dan suatu micro photomultiplier dan digital voltmeter Kemudian dilakukan kalibrasi terhadap vitrinit berdasarkan suatu standart yang terbuat dari gelas.
Hasil dan Pembahasan Fasies Pengendapan Berdasarkan profil singkapan di Tampang Tumbang Anjir (Gambar .
menunjukkan bahwa Formasi Warukin yang tersingkap di lokasi ini tersusun oleh perselang-selingan batupasir dan serpih yang menunjukkan suatu pola penipisan ke Ciri batupasir pada profil ini adalah: berwarna coklat kemerahan, pasir sangat halus, membulat, terpilah baik, didukung oleh matrik kuarsa, semen oxida besi.
Struktur massif, tebal lebih dari 1,5 Batulempung kaya karbon, abu-abu gelap, tebal 30 cm, perselingan dengan batubara.
abu-abu kemerahan, mengan-dung silika, massif, tebal 1,5 meter.
Oe 69 Oe Potensi Batuan Induk Hidrokarbon Serpih Warukin di Tampang Tumbang Anjir Kabupaten Gunung Mas.
Propinsi Kalimantan Tengah Gambar 3.
Profil singkapan Formasi Warukin di Tampang Tumbang Anjir Keberadaan struktur lentikular pada batupasir menunjukkan pengendapan terjadi pada daerah tidal flat karena pengaruh pasang surut (Dalrymple, 1.
keberadaan mineral mika pada batupasir menunjukkan proses sedimentasi terjadi pada kondisi kecepatan tinggi (Selley, 1.
yang Diketemukannya material karbonan menunjukkan adanya pengaruh asal darat pada pengendapan formasi ini.
Dari penjelasan tersebut dapat disimpulkan bahwa pengendapan Formasi Warukin di lokasi ini terjadi pada daerah transisi, kemungkinan lingkungan delta yang dipengaruhi oleh proses darat .
luvial dominated delt.
Hadirnya sisipan batuan berbutir halus .
penyusun formasi ini menunjukkan proses pengendapan terjadi pada lingkungan delta plain bagian atas.
yaitu upper delta plain.
Kesimpulan itu juga diperkuat dengan dijumpainya mineral penunjuk lingkungan transisi yaitu kaolinit.
Analisis TOC Potensi batuan diperoleh dari analisis TOC dan Rock-Eval Pirolisis.
Tabel 1 adalah ringkasan analisis geokimia pada.
Sampel terdiri serpih abuabu gelap.
TOC yaitu 17,97%, memiliki kuantitas sangat baik untuk menghasilkan hidrokarbon.
Sampel dengan kandungan TOC > 0,5% secara umum telah dapat diterima bahwa mempunyai potensi yang cukup untuk menghasilkan minyak bumi secara komersial, oleh karena itu daat ditetapkan sebagai batuan induk.
Sampel dengan kandungan TOC > 1.
0% mempunyai nilai yang cukup atau sedang sebagai batuan sumber, sedangkan untuk TOC antara 1.
0% - 2.
merupakan nilai di atas rata-rata .
sebagai batuan induk Tabel 1.
Berdasarkan hasil analisis di atas, sampel serpih di lokasi ini mempunyai nilai TOC sangat baik.
Analisis Pirolisis Data yang diperoleh dari pirolisis Rock-eval diinterpretasikan dengan cara berikut (Tissot dan Welte, 1984.
Rad, 1984.
Espitalie et al.
, 1985:
Bordenave, 1.
yn S1 data tidak digunakan, kecuali pada nilai S1 tinggi yang terkait dengan nilai S2 rendah sehingga ditafsirkan sebagai adanya migrasi yn nilai S2 adalah indikator kualitas batuan :
miskin < 2,5 kg / ton Sedang 2,5 - 5 kg / ton Baik S2 > 5 kg / ton yn Tingkat kematangan (Tmax ) bahan organik didefinisikan dengan :
tidak matang
< 435CC
435CC - 470CC
lewat matang
> 470CC
yn Production Index (PI) digunakan untuk sampel dengan kekayaan yang sedang atau baik, terkait dengan nilai Tmax sebagai berikut:
Oe 70 Oe Jurnal Offshore.
Volume 5 No.
2 Desember 2021 : 67-73 .
e -ISSN : 2549-8681
Tmax
< 435CC
>435CC
<0.
>0.
Kematangan Belum matang Awal matang Telah Diagram rinci untuk menafsirkan hasil analisis pirolisis dapat dilihat pada Tabel 1 dan Gambar 4.
Hasil analisis pirolisis rock-eval menunjukkan bahwa sampel TTA-1 dengan nilai S1 11,13 mg/g, sedangkan kandungan kerogen (S.
67,875 mg/g batuan, merupakan nilai-nilai yang dikategorikan AubaikAy sebagai batuan potensial untuk menghasilkan hidrokarbon ketika mencapai tahap tingkat kematangan termal, sehingga cenderung menunjukkan potensi sebagai batuan induk hidrokarbon yn Kualitas batuan induk .
ydrocarbon pron.
juga dapat dideterminasi menggunakan hydrogen index (HI) sebagai berikut :
Source Quality HI .
gHC/g TOC Oil-prone >300 Gas-oil prone 200 Ae 300 Gas prone 110 Ae 200 Non Aesource <100 Tabel 1.
Pirolisis Rock-Eval Formasi Warukin di Tampang Tumbang Anjir Sample Lithology TTA-1 TOC .
17,97
11,13
67,87
10,70
Oil
Hidrogen Oxygen
Potential Tmax (C C) Production Index
Index
Index (OPI) Yield
79,00
S1 = Free Hydrocarbon
S2 = Pyrolisable Hydrocarbon
Oil Production Index=Transformation Ratio=S 1 (S1 S2 ) Tmax=Temerature of maximum S 2
0,14
Oxygen Index=(S1/TOC)x100 Hydrogen Index=(S2/TOC)x100 Pyrolysis by Rock Eval 6.
TOC by Leco Analyzer Gambar 4.
Tipe Kerogen Cross Plot Tmax-HI Menunjukkan Kerogen Tipe II Oe 71 Oe Potensi Batuan Induk Hidrokarbon Serpih Warukin di Tampang Tumbang Anjir Kabupaten Gunung Mas.
Propinsi Kalimantan Tengah Pantulan Vitrinit Dalam Penelitian ini Preparasi dan pengukuran dilakukan dengan Australian Standard 2856 .
and ASTM .
, dari sampel diperoleh hasil pengukuran sebagai berikut :
Standard Deviation (%) : 0,01 Maximum Reflectance (%) : 0,34 Minimum Reflectance (%) : 0,30 Mean Reflectance (%) : 0,32 Parameter yang digunakan untuk menentukan tingkat kematangan berdasarkan pantulan vitrinit ditunjukkan pada Tabel 2.
Pantulan vitrinit yang dihasilkan menunjukkan bahwa harga rata-rata adalah 0,32%.
Data tersebut menunjukkan bahwa batuan induk pada Formasi Warukin di lokasi ini belum bisa menggenerasikan hidrokarbon.
Tabel 2.
Kisaran kematangan Hidrokarbon berdasarkan angka pantulan Vitrinit (Peters & Cassa, 1.
Ro (%) Stage of Thermal
Maturity for Oil
0,2 - 0,6
0,6 - 0,65
0,65 - 0,9
0,9 - 1,35
> 1,35
Immature Early mature Peak mature Late mature Post Mature Tipe Kerogen Secara individu sampel TTA-1 memiliki nilai HI 378 mg HC/g TOC, data tersebut menunjukkan bahwa sampel memiliki kemampuan untuk menghasilkan hidrokarbon.
Dari cross-plot (Gambar .
memberikan gambaran ternyata kerogen pada sampel ini termasuk tipe II yang memiliki kecenderungan membentuk minyak dan Kematangan Termal Sampel menunjukkan nilai S2 yang dapat dianggap memenuhi syarat membentuk hidrokarbon.
Tmax dianggap dapat diandalkan untuk menyimpulkan kematangan termal, tetapi sampel memiliki nilai Tmax <435CC, kondisi ini cenderung menunjukkan tingkat sedimen yang belum Pemeriksaan mikroskopis menunjukkan bahwa sampel memiliki nilai Ro rata-rata 0,32% yang mengindikasikan belum mencapai tahap kematangan termal (Robert, 1988, dalam Bordenave, 1.
Nilai PI dominan 0,14 (Tabel .
menunjukkan awal tingkat kematangan termal, tetapi nilai-nilai PI tidak dapat diandalkan untuk menentukan tingkat kematangan dari sudut pandang analisis geokimia, nilai PI tinggi dalam sampel bahan organik Ro rendah tidak mencerminkan tingkat kematangan.
IV.
Kesimpulan Formasi Warukin yang tersingkap di lokasi penelitian diendapkan pada lingkungan upper delta lain.
Potensi batuan induk, hasil analisis TOC dan Rock Eval menunjukkan bahwa sampel Formasi Warukin dari daerah penelitian di TTA sampel TTA-1 tidak berpotensi.
Tingkat Kematangan Termal sedimen dari Formasi Warukin yang dianalisis tingkat belum matang.
Ro rata-rata sampel 0,32%.
Tipe Bahan Organik, batuan sedimen mengandung hidrogen yang umumnya mencerminkan bahwa kerogen terkandung adalah Tipe II dengan kapasitas cenderung menghasilkan minyak dan gas.
Daftar Pustaka