GEOLOGI MINYAK BUMIANALISA GEOKIMIA

Disusun oleh :

Subhan ArifHector Chaves WattimenaDeni RianoDedi Indra DarmawanAri ArdianiAbilio AsimoesEka PrimadewiFabiola Dos M Neves De CamoesYohanes Arifin De SausaMariana Soares De DeusEmiliano Maria Gusmao De OlivieraOrlando De Carmo AraujoDeodoro Antonio Alexio Da SilvaAnibal Antero SoaresFajriSantosoFahriah Sanusi RahaningmasFaizal Wahyudinsyah

JURUSAN TEKNIK GEOLOGIFAKULTAS TEKNOLOGI MINERALINSTITUT SAINS & TEKNOLOGI AKPRINDYOGYAKARTA2012

KATA PENGANTARPuji syukur penyusun penjatkan kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, yang atas berkat dan rahmat-Nya sehingga penyusun dapat menyelesaikan penyusunan makalah yang berjudul ANALISA GEOKIMIA dengan baik. Karena makalah adalah merupakan salah satu persyaratan untuk menyelesaikan tugas mata kuliah Geologi Minyak Bumi dalam jurusan teknik geologi. Sehingga tugas ini dapat menunjang nilai penyusun dalam menyelesaikan study semester IV ini.Dalam kajian makalah ini penyusun merasa masih banyak kekurangan-kekurangan baik pada teknis kajian maupun materi, mengingat akan kemampuan yang dimiliki penyusun. Untuk itu kritik dan saran dari semua pihak sangat penyusun harapkan demi penyempurnaan pembuatan makalah ini. Dalam kajian makalah ini penyusun menyampaikan ucapan terima kasih yang tak terhingga kepada pihak-pihak yang membantu dalam menyelesaikan makalah ini, yang tidak dapat penyusun sebutkan namanya satu per satu.Akhirnya penyusun berharap semoga Tuhan dapat memberikan imbalan yang setimpal pada mereka yang telah memberikan bantuan, dan dapat menjadikan semua bantuan ini sebagai pembelajaran bagi penyusun. Akhir kata, semoga makaalah ini dapat bermanfaat bagi setiap orang yang membacanya. Trima kasih.

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1 Petolium Sistem.1Gambar 2 Profil Geokimia Sumur X Dan Y.18Gambar 3. Penentuan tipe kerogen19Gambar 4. Plot diagram van Kravelen sampel19Gambar 5. Nilai vitrinite reflectance berbagai kerogen21

DAFTAR TABEL

Tabel 1. Standar Warna Spora14Tabel 2. Potensi Batuan Induk Berdasarkan HI (Waples 1985)17

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDULiKATA PENGANTARiiDARTAR GAMBARiiiDAFTAR TABELivDAFTAR ISIvBAB I PENDAHULUANI.1 Latar Belakang 1I.2 Rumusan Masalah3I.3 Tujuan dan Manfaat3I.4 Metode4I.5 Sistematika Kajian4BAB II ANALISA GEOKIMIAII.1 Analisa Jumlah Material Organic Dalam Batuan Induk5II.2 Tingkat Kematangan Minyak Bumi (Metode Bissada)10II.3 Analisa Pantulan Vitrinit12II.4 Analisa Indeks Warna Spora13II.5 Identifikasi Kematangan (Metode Pyrolisys)15II.6 Metode Evaluasi Type Material Organik20BAB III PENUTUPIII.1 Kesimpulan 23DAFTAR PUSTAKA24

v

BAB IPENDAHULUAN

I.1 Latar Belakang Keterdapatan hidrokarbon di suatu lokasi atau wilayah, tergan-tung kepada beberapa parameter, yang merupakan suatu kesatuan utuh yang dikenal sebagai petroleum system. Petroleum System merupakan sebuah sistem geologi terintegrasi yang menghasilkan suatu hidrokarbon baik berupa minyak bumi maupun gas bumi dan merupakan suatu sistem geologi terintegrasi mengenai jebakan hidrokarbon dan konsentrasi hidrokarbon itu sendiri.Gambar 1. Petolium SistemParameter tersebut yaitu :1. Batuan Induk (Source Rock)Adalah suatu batuan sedimen yang sedang, akan atau telah menghasilkan hidrokarbon. Pada umumnya batuan induk dibayangkan sebagai batuan serpih berwarna gelap, kaya akan zat organik dan biasanya diendapkan pada lingkungan marin. Pembentukannya tergantung pada tiga faktor: Keberadaan akan bahan organik untuk menghasilkan hidrokarbon Temperatur yang sesuai Waktu yang cukup untuk pendewasaan batuan induk Tekanan dan kandungan bakteria dan katalisSedangkan untuk pengindentifikasi dari batuan induk mempunyai kriteria standar, yaitu:

a. 1

b. TOC (Total Organic Carbon)c. EOM (Extractable Organic Matter)d. CPI (Carbon Preference Index)e. CIR (Carbon Isotope Ratio)f. LOM (Level of thermal Maturity)2. Batuan ReservoarYaitu suatu wadah yang berisii dan jenuh oleh minyak dan gas bumi yang pada umumnya berupa lapisan batuan yang mempunyai sifat phorus dan permeable yang tinggii yang terdapat diantara butiran mineral datau dapat pula di dalam suatu rekahan batuan yang mempunyai porosits rendah.Batuan reservoar biasanya berupa batuan sedimen, sebagai contoh batupasir, batupasir kuarsa, batupasir greywacke.3. JebakanYaitu suatu unsur pembentuk reservoir yang bentuknya sedemikian rupa sehingga lapisan beserta penutupnya berbentuk konkav ke bawah dan menyebabkan minyak dan gas bumi berada di bagian teratas reservoir.Terdapat 3 tipe jebakan minyak bumi, antara lain:a. Jebakan Strukturalb. Jebakan Startigrafic. Jebakan Hidrodinamik4. Seal PenyekatAdalah suatu lapisan batuan yang berfungsi untuk menahan pergerakan hidrokarbon agar tidak masuk ke lapisan lain. Karakteristik utama dari seal yaitu impermeable, plastic, dan memiliki porositas yang rendah. Batuan seal biasanya serpih, batugamping atau lapisan garam.5. MigrationMigrasi primer: Pergerakan hidrokarbon dari batuan induknya menuju batuan reservoar. Pergerakan dari hidrokarbon yang baru terbentuk keluar dari batuan induk. Migrasi Sekunder: pergerakan hidrokarbon menuju batuan reservoar dalam jebakannya atau daerah akumulasi lainnya.Kelima parameter tersebut saling tergantung satu dengan yang lain agar suatu daerah atau wilayah terdapat potensi minyak dan atau gas bumi. Batuan Induk atau source rock adalah batuan sedimen yang sedang, akan atau telah menghasilkan hidrokarbon. Batuan reservoir adalah batuan yang porus dan permeabel, berisi minyak, gas dan atau air formasi. Trap atau jebakan adalah kondisi geologi tertentu yang memung-kinkan hidrokarbon dapat terakumulasi secara alami. Seal atau cap rock atau batuan penyekat adalah batuan yang ber-fungsi menghalangi minyak dan gas bumi yang sudah terperangkap tidak bermigrasi ke tempat lain. Proper time of migration adalah proses perpindahan minyak dan gas bumi secara alami dari batuan induk ke batuan reservoir.

I.2 Rumusan MasalahDari uraian latar belakang masalah diatas maka dapat dirumuskan permasalahan sebagai berikut : Analisa Jumlah Material Organic Dalam Batuan Induk Tingkat Kematangan Minyak Bumi (Metode Bissada) Analisa Pantulan Vitrinit Analisa Indeks Warna Spora Identifikasi Kematangan (Metode Pyrolisys) Metode Evaluasi Type Material Organik

I.3 Tujuan dan ManfaatTujuan dari pembuatan makalah ini adalah untuk menyelesaikan tugas geologi minyak bumi pada semester genap ini. Adapun manfaat pembuatan makalah ini adalah dapat lebih memahami tentang analisis geokimia pada minyak bumi.

I.4 Metode Metode yang digunakan dalam pembuatan makalah ini adalah metode studi kepustakaan. Karna data-data yang diambil tidak berdasarkan penelitian.

I.5 Sistematika KajianSistematika dalam kajian makalah ini terbagi dalam tiga bab. Pembagian kajian dalam makalah ini untuk memudahkan penyusun dalam menyusun hasil penelaahan terhadap permasalahan yang ada.Dan sistematika Kajian makalah ini dapat diuraikan sebagai berikut : BAB IPENDAHULUANDalam bab ini secara garis besar memuat pendahuluan, rumusan masalah, tujuan dan manfaat penelitian, metode penelitian, dan sistematika Kajian.BAB IIPEMBAHASAN MASALAHDalam bab ini akan di bahas mengenai pembahasan dari rumusan masalah tersebut.BAB III KESIMPULAN Dalam bab ini memuat tentang pokok-pokok hasil pembahasan dari bab II dan III. Uraian kesimpulan akan menjadi jawaban atas masalah yang sudah dirumuskan.

4

BAB IIANALISA GEOKOMIA

Geokimia Minyak & Gas Bumi merupakan aplikasi dari ilmu kimia yang mempelajari tentang asal, migrasi, akumulasi serta alterasi minyak bumi (John M. Hunt, 1979). Petroleum biasanya jug diartikan minyak dan gas bumi yang memiliki komposisi kimia berupa Carbon dan Hidrogen. Komposisi kimia ini dihasilkan dari proses pembusukan (dekomposisi) serta kematangan termal material organik. Material organik tersebut berasal dari tumbuh2an dan algae. Material organik ini ketika mati segera diendapkan. Akibat adanya suhu, tekanan serta waktu yang cukup, komponen tumbuhan dan algae teralterasi menjadi minyak, gas dan kerogen. Kerogen dapat dianggap sebagai material padat sisa tumbuhan. Shale dan Limestone yang mengandung material organik disebut sebagai source rock karena batuan tersebut merupakan batuan sumber untukmenghasilkan minyak & gas bumi. Analisis Geokimia dalam dunia perminyakan tersebut bertujuan untuk : a. Untuk mengidentifikasi source rock dan menentukan jumlah, tipe, dan tingkat kematangan material organik b. Mengevaluasi perkiraan kapan migrasi minyak & gas bumi dari source rock c. Memprediksi jalur migrasi d. Korelasi komposisi minyak & gas bumi yang berada di dalam reservoar, rembesan (seeps) untuk mengetahui keberadaannya.

II.1 Analisa Jumlah Material Organic Dalam Batuan IndukJumlah material organik yang terdapat di dalam batuan sedimen dinyatakan sebagai Karbon Organik Total (TOC). Anlisis ini cukup murah, sederhana dan cepat. Biasanya memerlukan satu gram batuan, tetapi jika sample banyak material organik, jumlah yang lebih kecil dari satu g ram cukup.

Analisa TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganilis karbon, Leco Carbo Anlyzer. Dimana tekniknya cukup sederhana, yaitu dengan membakar 5

sample yang berbentuk bubuk, bebas mineral karbonat pada temperatur tinggi dengan bantuan oksigen. Semua karbon organik dirubah menjadi karbon dioksida, yang kemudian diperangkap dalam alat tersebut dan dilepaskan dalam suatu detector ketika pembakaran sudah usai jumlah karbon organik didalam batuan karbonat harus dihilangkan dalam sample dengan asam klorida sebelum pembakaran, karena mineral karbonat juga terurai selama pembakaran dan menghasilkan karbon dioksida. Sample dengan kandungan TOC rendah biasanya dianggap tidak mampu membentuk hidrokarbon yang komersial dan karena itu sample seprti biasanya tidak dianalisis lebih lanjut. Titik batas didiskualifikasi biasanya tidak merata, tetapi pada umumnya antara 0,5 dan 1% TOC. Sample yang terpilih, dianalisis lebih lanjut untuk tipe material organik yang dikandungnya. Jika penentuan TOC ditentukan terhadap sample inti bor, maka pengambilan sample tersebut didiasarkan pada litologi yang menarik. Sebelum melakukan penentuan TOC, teknisi harus membuang kontaminan dan material jatuhan. Jika terdapat lebih dari satu litologi dalam suatu sample, maka kita harus melakukan pengambilan material tertentu saja. Pendekatan lain adalah tanpa memilih materialnya dengan harapan agar kita mendapatkan harga yang mencerminkan keseluruhan sample.Kekurangan dari cara ini adalah kita secara tidak sadar mencampur material kaya yang seringkali jumlahnya relatuif sedikit dengan material yang tidak mengandung material organik (kosong) yang jumlahnya cukup banyak, sehingga akhirnya memberikan data yang membuat kita menjadi pesimis. Karena kedua cara tersebut berbeda, maka jika tidak seseorang kan melakukan interpretasi haruslah mengetahui metode mana yang telah ditempuh agar dapat menghasilkan interpretasi dengan akurasi tinggi.Berdasarkan komposisi unsur-unsur kimia yaitukarbon (C), hidrogen (H) dan oksigen (O), pada awalnya kerogen dibedakan menjadi 3 tipe utama yaitu kerogen tipe I, tipe II, dan tipe III (Tissot dan Welte, 1984 dalam Killops dan Killops, 2005), yang kemudian dalam penyelidikan selanjutnya ditemukan kerogen tipe IV (Waples, 1985). Masing-masing tipe dicirikan oleh jalur evolusinya dalam diagram van Krevelen.Kerogen Tipe I (highly oil prone - oil prone)Kerogen Tipe I memiliki perbandingan atom H/C tinggi( l,5), dan O/C rendah (< 0,1). Tipe kerogen ini sebagian berasal dari bahan organik yang kaya akan lipid (misal akumulasi material alga) khususnya senyawa alifatik rantai panjang. Kandungan hidrogen yang dimiliki oleh tipe kerogen I sangat tinggi, karena memiliki sedikit gugus lingkar atau struktur aromatik. Kandungan oksigennya jauh lebih rendah karena terbentuk dari material lemak yang miskin oksigen. Kerogen tipe ini menunjukkan kecenderungan besar untuk menghasilkan hidrokarbon cair atau minyak.Kerogen tipe I berwarna gelap, suram dan baik berstruktur laminasi maupun tidak berstruktur. Kerogen ini biasanya terbentuk oleh butiran yang relatif halus, kaya material organik, lumpur anoksik yang terendapkan dengan perlahan-lahan (tenang), sedikit oksigen, dan terbentuk pada lingkungan air yang dangkal sepertilagoondan danau.Kerogen Tipe II (oil and gas prone)Kerogen Tipe II memiliki perbandingan atom H/C relatif tinggi (1,2 1,5), sedangkan perbandingan atom O/C relatif rendah (0,1 0,2). kerogen tipe ini dapat menghasilkan minyak dan gas, tergantung pada tingkat kematangan termalnya. Kerogen tipe II dapat terbentuk dari beberapa sumber yang berbeda beda yaitu alga laut, polen dan spora, lapisan lilin tanaman, fosil resin, dan selain itu juga bisa berasal dari lemak tanaman. Hal ini terjadi akibat adanya percampuran antara material organikautochtonberupaphytoplankton(dan kemungkinan jugazooplanktondan bakteri) bersama-sama dengan materialallochtonyang didominasi oleh material dari tumbuh-tumbuhan seperti polen dan spora. Percampuran ini menunjukkan adanya gabungan karakteristik antara kerogen tipe I dan tipe III.Kandungan hidrogen yang dimiliki kerogen tipe II ini sangat tinggi, sedangkan kandungan oksigennya jauh lebih rendah karena kerogen tipe ini terbentuk dari material lemak yang miskin oksigen. Kerogen tipe II tersusun oleh senyawa alifatik rantai sedang (lebih dari C25) dalam jumlah yang cukup besar dan sebagian besar naftena (rantai siklik). Pada kerogen tipe ini juga sering ditemukan unsur belerang dalam jumlah yang besar dalam rantai siklik dan kemungkinan juga dalam ikatan sulfida. Kerogen tipe II yang banyak mengandung belerang secara lebih lanjut dapat dikelompokkan lagi menjadi kerogen tipe IIS dengan persen berat belerang (S) organik 8 14% dan rasio S/C > 0,04 (Orr, 1986 dalam Killops dan Killops, 2005).Kerogen Tipe III (gas prone)Kerogen Tipe III memiliki perbandingan atom H/C yang relatif rendah (< 1,0) dan perbandingan O/C yang tinggi (> 0,3). Kandungan hidrogen yang dimiliki relatif rendah, karena terdiri dari sistem aromatik yang intensif, sedangkan kandungan oksigennya tinggi karena terbentuk dari lignin, selulosa, fenol dan karbohidrat. Kerogen Tipe III terutama berasal dari tumbuhan darat yang hanya sedikit mengandung lemak dan zat lilin. Kerogen tipe ini menunjukkan kecenderungan besar untuk membentuk gas (gas prone).Kerogen Tipe IV (inert)Kerogen tipe IV terutama tersusun atas material rombakan berwarna hitam dan opak. Sebagian besar kerogen tipe IV tersusun atas kelompok maseral inertinit dengan sedikit vitrinit. Kerogen tipe ini tidak memiliki kecenderungan menghasilkan hidrokarbon sehingga terkadang kerogen tipe ini dianggap bukan kerogen yang sebenarnya. Kerogen ini kemungkinan terbentuk dari material tumbuhan yang telah teroksidasi seluruhnya di permukaan dan kemudian terbawa ke lingkungan pengendapannya. Kerogen tipe IV hanya tersusun oleh senyawa aromatik.

Tiga (3) Kesalahan Umum Geologist dalam Evaluasi Source RockSeorang 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. Tiga 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.

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.

Contoh kasusKarakteristik Geokimia Batuan SumberHidrokarbon Formasi BatuasihKajian geokimia yang dilakukan pada dua belas percontoh batulempung Formasi Batuasih di daerah Sukabumi meliputi analisis TOC dan pirolisis Rock-Eval.

Kandungan Material OrganikDi daerah Batuasih, Desa Sekarwangi, sebanyak enam percontoh batulempung Formasi Batuasih telah dianalisis. Dari lokasi MS 1 Batuasih dianalisis empat percontoh (BS 02, BS 04, BS 05, dan BS 07), sedang dua percontoh lagi diambil dari bukit di Kampung Batuasih (BA 02 dan BA 04). Kadar TOC di lokasi MS 1 berkisar antara 0,65 0,70 %, sedang di lokasi bukit berkisar antara 0,82 - 1,06 %. Kandungan TOC sebesar 0,65 1,06 %, menunjukkan potensi sedang hingga baik untuk membentuk hidrokarbon (Waples, 1985). Untuk lokasi Cibatu dianalisis sebanyak lima percontoh batulempung Formasi Batuasih. Kadar TOC percontoh tersebut berkisar antara 0,49 - 1,06%. Angka tersebut menunjukkan satu percontoh berpotensi rendah membentuk hidrokarbon, sedang empat lainnya menunjukkan potensi sedang hingga baik untuk membentuk hidrokarbon (Waples, 1985). Percontoh batulempung Formasi Batuasih yang diambil dari Babakan (BBK 01) mempunyai kandungan TOC sebesar 1,14 %, menunjukkan potensi baik untuk membentuk hidrokarbon (Waples, 1985).

II.2 Tingkat Kematangan Minyak Bumi (Metode Bissada)Para ahli berpendapat bahwa proses kematangan dikontrol oleh 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.Dari pengaruh suhu dan kedalaman sumur, umur batuan juga berperan dalam proses pembentukan minyak bumi. Umur suatu batuan erat hubungannya dengan lamanya proses pemanasan berlangsung serta jumlah panas yang diterima batuan induk, sehingga suatu batuan induk yang terletak pada kedalaman yang dangkal, pada kondisi temperatur yang rendah dapat mencapai suhu pembentukan minyak bumi dalam suatu skala waktu tertentu.Dari hasil suatu riset, Bissada (1986) menyatakan bahwa temperatur pembentukan minyak bumi sangat bervariasi. Dijelaskan bahwa batuan yang berusia lebih muda relatif memerlukan temperatur yang lebih tinggi dalam pembentukan minyak bumi.Ada 5 tahapan zonasi pematangan minyak bumi menurut Bissada (1986) adalah :Zona 1 dimana gas dapat terbentuk sebagai akibat bakteri tidak ada minyak yang dapat dideteksi kecuali minyak bumi tersebut merupakan zat pengotor atau hasil suatu migrasi.Zona 2 merupakan awal pembentukan minyak bumi. Hasil utama yang terbentuk pada zona ini adalah gas kering basah dan sedikit kondesat. Adanya pertambahan konsentrasi minyak akan menyebabkan minyak bumi terus mangalami pengenceran, tetapi belum dapat terbebaskan dari batuan induknya. Begitu titik kritis kemampuan menyimpan terlampaui, proses perlepasan minyak bumi sebagai senyawa yang telah matang dimulai.Zona 3 merupakan zona puncak pembentukan dan pelepasan minyak bumi dari batuan induk. Bentuk utama yang dihasilkan berupa gas dan minyak bumi. Dengan bertambahnya tingkat pematangan maka minyak yang berjenis ringan akan terbentuk.Zona 4 merupakan zona peningkatan pembentukan kondesat gas basah.Zona 5 merupakan zona teraksir, dicirikan dengan suhu yang tinggi sehingga zat organik akan terurai menjadi gas kering (metana) sebagai akibat karbonisasi. Perubahan yang terjadi sebagai akibat penambahan panas dan lamanya pemanasan pada kerogen atau batu bara dapat bersifat kimia dan fisika, seperti yang diuraikan oleh Bissada (1980) sebagai ber ikut :a. Daya pantul cahaya daari partikel vitrinit akan meningkat secara eksponensial.b. Warna kerogen akan berubah menjadi lebih gelap.c. Adanya peningkatan mutu batu bara, dengan kandungan volatile akan berkurang.d. Sifat kimia dari kerogen akan berubah, kandungan oksigen dan hidrokarbon akan berkurang sehingga perbandingan dari atom oksigen / karbon dan hydrogen / karbon akan menurun dan akhirnya hanya akan membentuk karbon murni (grafit).

II.3 Analisa Pantulan VitrinitPerubahan thermal zat organik mungkin akan dimulai pada kondisi temperatur sebesara 1000 C. perubahan temperatur yang terjadi dapat menyebabkan terjadinya proses metamorfasa dan ini akan sangat berpengaruh pada kondisi zat organik yang terkandung dalam sedimen. Sehingga saat ini berkembang suatu cara pengidentifikasian pematangan berdasarkan data geokimia organik yaitu dengan cara analisa pantulan vitrinit.Analisa ini berdasarkan pada kemampuan daya pantul cahaya vitrinit. Besarnya pantulan vitrinit merupakan petunjuk langsung untuk tingkat kematangan zat organik, terutama humus yang cenderung membentuk gas dan merupakan petunjuk tidak langsung untuk sapronel kerogen yang cenderung membentuk minyak (Cooper, 1977). Kemampuan daya pantul ini merupakan fungsi temperatur artinya dengan perubahan waktu pemanasan dan temperatur akan menyebabkan warna vitrinit berubah di bawah sinar pantul.Cara penganalisaan pantulan vitrinit ini yaitu dengan mengambil contoh batuan dari kedalaman tertentu diletakkan di atas kaca preparat dan direkatkan dengan epoxyresin. Kemudian digoskkan dengan kertas korondum kasar sampai halus dan terakhir fengan menggunakan alumina. Selanjutnya contoh batuan tersebut diuji dalam minyak immersi (indeks bias = 1.516) dengan menggunakan mikroskop dan suatu micro photomultiplier dan digital voltmeter attachment. Kemudian dilakukan kalibrasi terhadap vitrinit berdasarkan suatu standart yang terbuat dari gelas. Tabel di bawah memperlihatkan hubungan antara nilai pantulan vitrinit dengan tingkat kematangan hidrokarbon. (Tissot and Welte, 1978).Vitrinite reflectance adalah indicator kematangan batuan induk yang paling sering digunakan, dilambangkan dengan Ro (Reflectance in oil). Nilai Ro untuk mengukur partikel-partikel vitrinite yang ada dalam sampel amat bervariasi. Untuk menjamin kebenaran pengukuran, maka penentuan nilai Ro diperlukan secara berulang pada sampel yang sama. Bila distribusi dari vitrinite reflectance adalah bimodal, maka ada kemungkinan telah terjadi reworking. Skala vitrnite relectance yang telah dikalibrasikan oleh berbagai parameter kematangan yang lain oleh studi minyak dan gas adalah sebagai berikut: Ro < 0.55 belum matang (immature) 0.55 < Ro < 0.8 telah menghasilkan minyak dan gas bumi 0.8 < Ro < 1.0 minyak berubah menjadi gas bumi (zona kondensat gas) 1.0 < Ro < 2.5 dry gas Vitrinite reflectance adalah indikator kematangan termal yang sangat baik pada Ro antara 0.7 dan 0.8. Salah satu penggunaan vitrinite reflectance yang juga penting dalam analisis cekungan (basin analysis) adalah kalibrasi sejarah termal (thermal history) dan sejarah pengendapan (burial history) dengan tingkat kematangan pada masa sekarang.

II.4 Analisa Indeks Warna Spora 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.Tabel 1. Standar Warna Spora

Dari tabel di atas maka kita dapat mengetahui bagaimana untuk mengetahui tingkat kematangan minyak bumi dari warna spora. Indeks warna spora atau pollen pada analisis minyak bumi berfungsi untuk mengetahui tingkat kematangan minyak bumi. II.5 Identifikasi Kematangan (Metode Pyrolisys)Rock-Eval Pyrolisis(REP)adalah analisa komponen hidrokarbon pada batuan induk dengan cara melakukan pemanasan bertahap pada sampel batuan induk dalam keadaan tanpa oksigen pada kondisi atmosfer inert dengan temperatur yang terprogram. Pemanasan ini memisahkan komponen organik bebas (bitumen) dan komponen organik yang masih terikat dalam batuan induk (kerogen) (Espitalieet al., 1977).AnalisisRock-Eval Pyrolisismenghasilkan beberapa parameter-parameter:

a.S1(free hydrocarbon)S1menunjukkan jumlah hidrokarbon bebas yang dapat diuapkan tanpa melalui proses pemecahan kerogen. nilai S1mencerminkan jumlah hidrokarbon bebas yang terbentuk insitu (indigeneous hydrocarbon) karena kematangan termal maupun karena adanya akumulasi hidrokarbon dari tempat lain (migrated hydrocarbon).b.S2(pyrolisable hydrocarbon)S2menunjukkan jumlah hidrokarbon yang dihasil melalui proses pemecahan kerogen yang mewakili jumlah hidrokarbon yang dapat dihasilkan batuan selama proses pematangan secara alamiah. Nilai S2menyatakan potensi material organik dalam batuan yang dapat berubah menjadi petroleum. Harga S1dan S2diukur dalam satuan mg hidrokarbon/gram batuan (mg HC/g Rock).c.S3S3menunjukkan jumlah kandungan CO2yang hadir di dalam batuan. Jumlah CO2 ini dapat dikorelasikan dengan jumlah oksigen di dalam kerogen karena menunjukkan tingkat oksidasi selama diagenesis.d.TmaxNilai Tmax ini merupakan salah satu parameter geokimia yang dapat digunakan untuk menentukan tingkat kematangan batuan induk. Harga Tmax yang terekam sangat dipengaruhi oleh jenis material organik. Kerogen Tipe I akan membentuk hidrokarbon lebih akhir dibanding Tipe III pada kondisi temperatur yang sama. Harga Tmax sebagai indikator kematangan juga memiliki beberapa keterbatasan lain misalnya tidak dapat digunakan untuk batuan memiliki TOC rendah (