RoryHidayat">http://www.dreambingo.co.uk/RoryHidayat">

Cari Blog Ini.......

Mengenai Saya

Foto saya
Yogyakarta, Yogyakarta, Indonesia
I just ordinary boy, but I,m extraordinary boy

Total Tayangan Laman

Rory Hidayat

Rory Hidayat
yang punya blog ni...yang Nulis...

Pengikut

Sabtu, 27 November 2010

Geological Application on Petroleum Exploration


Sektor Hulu Dunia MIGAS

Tiga (3) Kesalahan Umum Geologist dalam Evaluasi Source Rock

Seorang geologist sering melakukan evaluasi source rock sebagai bagian dari rangkaian kegiatan eksplorasi migas. Namun sering dari mereka para geologist - terutama junior geologist - memiliki pemahaman yang kurang tepat dalam evaluasi dan interpretasi analisa source rock.

3 kesalahan umum yang sering dilakukan geologist dalam evaluasi source rock adalah:
1. High Total Organic Carbon (TOC) dianggap selalu mencerminkan “Good Source Rock”,
2. Rock eval data dianggap sudah mencerminkan tipe/jenis kerogen dalam source rock,
3. Data vitrinite reflectance selalu dicerminkan sebagai tingkat kematangan source rock, atau di-interpretasikan telah terjadi pembentukan hidrokarbon.

1. High Total Organic Carbon (TOC) dianggap mencerminkan “Good Source Rock”
Meskipun sebuah sample batuan dianggap sebagai batuan induk yang baik (good source rock) serta memiliki nilai TOC yang besar (High TOC), tidak semua material organik yang terkandung memiliki sifat yang sama. Beberapa material organik mungkin dapat menghasilkan minyak (oil), beberapa membentuk gas, dan beberapa lainnya bahkan tidak menghasilkan apapun. (Tissot et al., 1974).

Material organik yang menghasilkan hidrokarbon tidak hanya memiliki unsur karbon saja, namun haruslah berasosiasi/terikat dengan unsur hidrogen. Banyak geologist beranggapan sebuah sample yang unsur pembentuknya didominasi oleh karbon akan dianggap selalu sebagai “Good Source Rock”, mereka lupa dengan unsur hidrogen juga sebagai pembentuk hidrokarbon. Kenyataannya adalah makin banyak hidrogen yang terikat dengan karbon justru akan makin banyak menghasilkan hidrokarbon. Untuk itu kita membutuhkan sebuah indikator untuk mengetahui jumlah hidrogen yang terkandung dalam suatu material organik. Indikator kandungan hidrogen dapat diperkirakan secara langsung melalui beberapa metode diantaranya Rock-Eval pyrolysis. Rock-Eval pyrolysis dapat memperkirakan kandungan hidrogen dalam suatu material organik, dikenal sebagai nilai S2. Kombinasi plot antara nilai TOC dan nilai S2 saat ini merupakan metode terbaik dalam mengetahui kualitas material organik yang berasosiasi dengan seberapa banyak kandungan hidrogen dalam material organik tersebut. Jadi jika kita memiliki nilai S2 tinggi ( high S2 value ) sudah pasti mencerminkan batuan induk terbaik (better source rock) yang akan menghasilkan lebih banyak hidrokarbon.

2. Rock eval data dianggap mencerminkan tipe/jenis kerogen dalam source rock
Tiga tipe kerogen yang sudah kita ketahui adalah:
- Tipe I, memiliki rasio atom H/C tinggi dan rasio atom O/C rendah, berasal dari lingkungan lakustrin/danau, menghasilkan jenis hidrokarbon “waxy oil”
- Tipe II, memiliki rasio atom H/C menengah dan rasio atom O/C juga menengah, berasal dari material autokhton yang diendapkan di lingkungan marine/laut, dalam kondisi reduksi, menghasilkan jenis hidrokarbon “naphthenic oil”
- Tipe III, memiliki rasio atom H/C rendah dan rasio atom O/C juga tinggi, berasal dari material terestrial dan/atau material aquatik yang diendapkan dalam lingkungan dalam kondisi oksidasi, menghasilkan jenis hidrokarbon “gas”. (Tissot et al., 1974).

Tissot dan Welte, 1984 menambahkan lagi satu tipe kerogen, yaitu:
- Tipe IV, memiliki rasio atom H/C sangat rendah dan rasio atom O/C yang bervariasi, berasal dari material organik hasil alterasi dan/atau hasil oksidasi, kerogen tipe ini tidak menghasilkan jenis hidrokarbon apapun.

Grafik rasio H/C dan O/C plot sering kita kenal sebagai Diagram Van Krevelen. Diagram Van Krevelen sejatinya berasal dari hasil studi coal macerals, yang menggambarkan perubahan komposisi tipe kerogen dikaitkan dengan kematangan (maturity).

Pada dasarnya sangat jarang sebuah source rock mengandung hanya satu tipe kerogen. Sebagian besar sedimen mengandung dua atau lebih campuran tipe kerogen (mixed kerogen). Plot data biasanya berada atau masuk ke dalam dua zona tipe kerogen, misal Tipe I atau Tipe II bercampur dengan Tipe III atau Tipe I, II, III bercampur dengan Tipe IV. Kemunculan campuran tipe kerogen umumnya selalu ada dalam ploting nilai H/C dan O/C dalam diagram Van Krevelen, hal ini akan menyulitkan interpretasi data rock eval secara pasti.


Gambar: Tipikal sebaran data hidrogen dan oksigen indeks dari source rock yang diplot ke dalam diagram Pseudo Van Krevelen.

Solusi terbaik untuk interpretasi campuran tipe kerogen dari data geokimia adalah dengan menggunakan metoda Pyrolysis-Gas Chromatograph (PGC). Grafik PGC biasanya menampilkan gas chromatograph = C15 dari hasil pembacaan respon detektor terhadap waktu. Setiap tipe kerogen akan menghasilkan grafik yang khas yang cukup bisa membedakan masing-masing kerogen.



Gambar: Contoh representatif hasil analisa Pyrolysis-Gas Chromatograph (PGC) untuk sampel kerogen tipe I, II dan III. Untuk kerogen tipe IV biasanya agak lambat atau sedikit bereaksi atau bahkan tidak muncul signal reaksi.

3. Data vitrinite reflectance selalu dicerminkan sebagai tingkat kematangan source rock, atau di-interpretasikan telah terjadi pembentukan hidrokarbon.
Vitrinite adalah sebuah tipe partikel kerogen dari gel humic yang berasal dari zat dinding sel lignin-selulosa dari tanaman tingkat tinggi (Teichmuller, 1989). Vitrinite merupakan bagian komponen dari batubara, dan reflectance dari partikel vitrinite pertama kali diobservasi makin meningkat sejalan dengan bertambahnya waktu dan temperatur dalam sebuah pembentukan batubara.

Setelah vitrinite reflectance dikenal sebagai salah satu komponen kerogen batuan induk (source rock), peningkatan sistematik kandungan vitrinite reflectance selalu dikaitkan dengan sejarah pembentukan hidrokarbon dalam batuan sedimen.

Vitrinite reflectance umumnya diukur berdasarkan penyebaran pertikel secara acak dalam sebuah konsentrat kerogen. Nilai rata-rata dihitung dari penyebaran pertikel vitrinite dari tiap-tiap sample dan dinyatakan sebagai presentase reflectance dalam rendaman minyak? (oil immersion), dikenal sebagai %Ro. Nilai %Ro ini sering di plotkan bersama nilai kedalaman linier (linier depth), yang menghasilkan sebuah tren garis linier.

Interpretasi pembentukan hidrokarbon dari source rock umumnya dikenal sebagai berikut (Dow, 1977 and Senftle and Landis, 1991):

Oil-Prone Generation
Generation Stage Ro(%)
Immature < 0.6
Early oil 0.6 – 0.8
Peak oil 0.8 – 1.0
Late oil 1.0 – 1.35
Wet gas 1.35 – 2.0
Dry gas > 2.0

Gas-Prone Generation

Generation Stage Ro(%)
Immature < 0.8
Early gas 0.8 – 1.2
Peak gas 1.2 – 2.0
Late gas > 2.0


Biasanya seorang geologist langsung plot nilai %Ro versus kedalaman lalu dianggap pada kedalaman tertentu mulai terjadi pembentukan minyak (top oil window), biasanya pada 0.6% Ro. Kemudian bisa diinterpretasikan pula kedalaman saat peak oil, late oil dst.

Namun apakah nilai plot tersebut mencerminkan tren kematangan saat ini? Atau bagaimana jika terdapat kemungkinan kondisi geologi tertentu yang bisa mengubah interpretasi tersebut? Misalnya jika terdapat bidang ketidakselarasan (unconformity) dalam lapisan sedimen akibat proses pengangkatan (uplift) dan erosi?

Untuk membuat interpretasi tren tingkat kematangan harus juga memperhatikan sejarah penimbunan sedimen (burial history), Katz et al., 1988; Law et al., 1989


Gambar: Dua (2) tipe sejarah pengendapan dikaitkan dengan tingkat kematangan vitrinite refelctance. A) Sejarah pengendapan berlangsung terus hingga ”present day”. Sehingga vitrinite reflectance di ”anggap” matang pada level saat ini. B) Sejarah pengendapan dengan permukaan “unconformity”, yang mengindikasikan bahwa tingkat kematangan maksimun dari vitrinite reflectance tercapai sebelum terjadi pengangkatan/tektonik/uplift.

Pembentukan hidrokarbon juga tergantung pada sejarah waktu dan temperatur serta tipe kerogen dalam source rock.

Jadi, vitrinite reflectance hanya bisa dipakai sebagai indikasi kemungkinan adanya pembentukan hidrokarbon dan digunakan juga untuk menentukan tipe hidrokarbon yang terbentuk, tetapi tidak bisa secara langsung dipakai sebagai indikasi kapan hidrokarbon mulai terbentuk atau berapa banyak hidrokarbon yang sudah terbentuk.


Dirangkum dari :
Three common source rock evaluation errors made by geologist during prospect or play appraisals.
by Harry Dembicki Jr
AAPG Bulletin, V. 93, No 3 (March 2009), pp 341-356

Tidak ada komentar: