Evaluasi Batuan Induk Sub-Cekungan Aman Utara, Cekungan Sumatra Tengah Dengan ...

16 Pages·2016·0.84 MB·Indonesian

Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

Evaluasi Batuan Induk Sub-Cekungan Aman Utara, Cekungan Sumatra
Tengah Dengan Parameter Tipe Material Asal, Kekayaan Dan
Kematangan
Reza Mohammad Ganjar Gani, Yusi Firmansyah, Nisa Nurul Ilmi
Abstrak

Fokus penelitian dilakukan pada Formasi Pematang yang sudah dikenal sebagai Formasi yang dapat
menghasilkan hidrokarbon di Cekungan Sumatra Tengah, adanya paradigma dan strategi baru dalam
studi sistem hidrokarbon ini maka penulis tertarik mengkonfirmasi parameter-parameter geokimia
yaitu: tipe material asal, kekayaan dan kematangan batuan induk di daerah penelitian.
Lokasi penelitian ini sendiri adalah Sub-cekungan Aman Utara yang terletak di Cekungan Sumatra
Tengah. Lapangan penyelidikan merupakan lapangan aktif dari salah satu perusahaan minyak besar
yang beroperasi di Indonesia. Jenis data yang diproses antara lain hasil analisis geokimia dari batuan
inti. Contoh batuan sedimen berasal dari sumur-sumur eksplorasi, contoh batuan tersebut digunakan
untuk analisis TOC, evaluasi pirolisis batuan dan reflektansi vitrinit (Ro). Data-data geologi dan
geofisika digunakan sebagai analisis terhadap kondisi geologi yang berkembang di daerah penelitian
dikorelasikan dengan hasil analisis geokimia. Input data berupa data stratigrafi seperti top formasi
(kedalaman) Analisis yang dilakukan dalam evaluasi batuan induk meliputi potensi batuan induk, tipe
material organik dan kematangan, analisis ini dilakukan pada lima sumur eksplorasi, yaitu: sumur
SR-CAN, SR-KEL, SR-GUL, SR-PET dan SR-SID.
Analisis karakteristik minyak dilakukan pada sepuluh sumur produksi yaitu sumur P1 Formasi Duri,
sumur D1 Formasi Bangko, sumur D2 Formasi Menggala, sumur V1 Formasi Bangko, sumur R1
Formasi Bekasap, sumur U1 dan U2 Formasi Upper Sihapas, sumur Q1 Formasi Bekasap, sumur Q2
Formasi Duri dan sumur S1 Formasi Menggala. Formasi yang dapat berperan menjadi batuan induk
daerah penelitian selain Formasi Brown Shale adalah Formasi Lower Red Bed, hal tersebut terbukti
dengan analisis batuan induk dengan parameter potensi, tipe material organik dan kematangan pada
formasi ini menunjukkan kualitas yang cukup baik.

Kata kunci : Sub-cekungan Aman Utara, Formasi Brown Shale, Formasi Lower Red Bed.

PENDAHULUAN pendekatan kesebandingan regional dan dengan
peneliti terdahulu.
Sistem hidrokarbon (petroleum system) sampai
saat ini merupakan hal yang masih sangat menarik Fokus penelitian dilakukan pada Formasi
untuk dikaji, dengan banyaknya brown field Pematang yang sudah dikenal sebagai Formasi
(Kementerian Energi dan Sumberdaya Mineral, yang dapat menghasilkan hidrokarbon di
2011) yang ada di Indonesia maka eksplorasi untuk Cekungan Sumatra Tengah, adanya paradigma dan
meningkatkan produksi dan mencari sistem strategi baru dalam studi sistem hidrokarbon ini
hidrokarbon dari cekungan produksi yang telah ada maka penulis tertarik mengkonfirmasi parameter-
adalah tujuan dari penyelidikan ini. parameter geokimia yaitu: tipe material asal,
kekayaan dan kematangan batuan induk di daerah
Objek dari penelitian ini adalah data-data geokimia
penelitian.
dan geologi yang terintegrasi menjadi sebuah
penelitian tentang karakteristik batuan induk,
kondisi geologi daerah penelitian dengan

“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

LOKASI DAN DAERAH PENELITIAN
Lokasi penelitian ini sendiri adalah Sub-cekungan
Aman Utara yang terletak di Cekungan Sumatra
Tengah. Lapangan penyelidikan merupakan
lapangan aktif dari salah satu perusahaan minyak
besar yang beroperasi di Indonesia

Gambar 2. Kerangka tektonik regional Cekungan
Sumatra Tengah (Eubank dan Makki, 1981).
Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan
belakang busur (back-arc basin) yang berkembang
sepanjang tepi Paparan Sunda di baratdaya Asia
Tenggara. Cekungan ini terbentuk akibat
penunjaman Lempeng Samudra Hindia yang

bergerak relatif ke arah utara dan menyusup ke
Gambar 1. Lokasi penelitian Cekungan Sumatra bawah Lempeng Benua Asia yang aktif selama
Tengah dan pada pembesaran adalah Sub- Miosen. Geometri dari cekungan ini berbentuk
cekungan Aman Utara (Indrawardana, 2007). asimentri dengan bagian terdalam berada di
baratdaya dan melandai ke arah timur laut

(Mertosono dan Nayoan, 1974).
GEOLOGI REGIONAL
KERANGKA TEKTONIK CEKUNGAN Menurut Heidrick dan Aulia (1993),
SUMATRA TENGAH perkembangan tektonik selama Tersier dapat
dibagi menjadi empat fasa sebagai berikut
Terdapat dua pola struktur utama di Cekungan
(Gambar 3 dan Gambar 4):
Sumatra Tengah, yaitu pola-pola tua berumur
Paleogen yang cenderung berarah utara-selatan (N-
S) dan pola-pola muda berumur Neogen Akhir
yang berarah baratlaut-tenggara (NW-SE) (Eubank
dan Makki, 1981) (Gambar 2).

“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

Separuh graben ini kemudian menjadi danau
tempat diendapkannya sedimen-sedimen dari
kelompok Pematang. Pada akhir episode F1 terjadi
peralihan dari perekahan menjadi penurunan
cekungan, ditandai oleh pembalikan struktur yang
lemah, denudasi dan pembentukan dataran
peneplain. Hasil dari erosi tersebut berupa
paleosoil yang diendapkan di atas Formasi Upper
Red Bed.
Episode Tektonik F2
Episode ini berlangsung pada Miosen Bawah-
Tengah (26-13 jtl). Pada awal episode ini terbentuk
sesar geser menganan (dextral) yang berarah utara-
selatan. Pada episode ini juga Cekungan Sumatra
Tengah mengalami transgresi dan pengendapan
dari kelompok Formasi Sihapas.
Episode Tektonik F3
Episode ini berlangsung pada kala Miosen Atas
hingga sekarang (13 jtl-sekarang). Pada awal
episode ini terjadi pengaturan kembali Lempeng
Indo-Australia. Di saat itu pulalah terjadi awal
Gambar 3. Peta tatanan tektonik regional pembentukan subduksi Sumatra-Jawa dan sistem
Cekungan Sumatra Tengah (Heidrick dan Aulia, sesar geser serta busur vulkanisme Bukit Barisan.
1996). Pada akhir dari F3 terjadi tektonik kompresi yang
membentuk struktur pembalikan raksasa, sesar

naik sepanjang jalur wrench fault (sesar geser)
Episode Tektonik F0 yang terbentuk sebelumnya pada busur F0, sesar
F1 dan sesar geser berarah utara-baratlaut hingga
Batuan Pra-Tersier di Cekungan Sumatra Tengah
barat yang kemudian menjadi perangkap
terdiri dari lempeng benua dan samudera yang
hidrokarbon. Pada awal episode ini Cekungan
berbentuk mosaik. Orientasi struktur pada batuan
Sumatra Tengah mengalami regresi dan
dasar akan memberikan efek pada lapisan sedimen
pengendapan sedimen-sedimen dari Formasi
Tersier yang menumpang di atasnya dan
Petani. Pada episode ini juga diendapkan Formasi
selanjutnya akan mengontrol arah tarikan dan
Minas secara tidak selaras.
pengaktifan ulang yang terjadi kemudian. Pola
struktur tersebut disebut sebagai elemen struktur
F0.
Episode Tektonik F1
Episode tektonik F1 berlangsung pada kala Eosen-
Oligosen (26-50 jtl), akibat dari tumbukan lempeng
Samudera Hindia terhadap lempeng Benua Asia
Tenggara sekitar 45 jtl., terbentuk suatu sistem
rekahan trans-tensional yang memanjang ke arah
selatan dari Cina bagian selatan menuju Thailand,
Malaysia, hingga Sumatra dan Kalimantan Selatan
(Heidrick dan Aulia, 1993). Perekahan ini
menyebabkan terbentuknya serangkaian separuh
graben di Cekungan Sumatra Tengah.
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

Gambar 5. Kolom stratigrafi umum Cekungan
Sumatra Tengah (Eubank dan Makki, 1981).

Gambar 4. Diagram perkembangan tektonik

Tersier di Cekungan Sumatra Tengah (Heidrick
Batuan Dasar (Basement)
dan Aulia, 1996).
Batuan dasar berumur Pra-Tersier ini berfungsi

sebagau landasan Cekungan Sumatra Tengah, yang
STRATIGRAFI REGIONAL DAERAH
dapat dibagi menjadi tiga kelompok utama dengan
PENELITIAN
kedudukan hampir paralel berarah utara-baratlaut
Secara umum stratigrafi regional Cekungan hingga baratlaut. Kelompok-kelompok yang
Sumatra Tengah tersusun atas beberapa unit dimaksud adalah:
formasi, paling tua adalah batuan dasar (basement)
a. Malacca Terrane
selanjutnya Kelompok Pematang selanjutnya
Kelompok ini tersusun atas kuarsit,
Kelompok Sihapas selanjutnya Formasi Telisa
batugamping kristalin, sekis dan serpih yang
selanjutnya Formasi Petani kemudian yang paling
berumur 295 Ma, 112-122 Ma dan 150 Ma,
muda Formasi Minas (Gambar 5).
yang diintrusi oleh pluton granodiorit dan
granit berumur Jura. Kelompok ini dijumpai
pada pantai bagian timur dan timurlaut
Cekungan Sumatra Tengah.
b. Mutus Assemblage (kelompok Mutus)
Kelompok ini merupakan zona suture yang
memisahkan Quartzite Terrane dan Deep-
Water Assemblage. Kumpulan Mutus ini
terletak di sebelah baratdaya dari dataran
pantai dan terdiri dari batuan ofiolit dan
sedimen laut dalam.
c. Graywacke Terrane
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

Kelompok ini terletak di bagian baratdaya dari LANDASAN TEORI
Kelompok Mutus yang tersusun atas Batuan Induk
greywacke, batulumpur kerikilan dan kuarsit. Secara umum pembentukan minyak bumi terjadi
karena penumpukan zat organik terutama plankton
Grup Pematang pada dasar laut, dan tertimbun dengan sedimen
halus dalam keadaan reduksi, sehingga terawetkan.
Kelompok Pematang merupakan batuan induk
Hal ini hanya terjadi di cekungan sedimen yang
sumber hidrokarbon utama bagi perangkap-
terdapat pada suatu ambang dari laut terbuka,
perangkap minyak bumi yang ada di Cekungan
dengan sedimentasi yang cepat, dibarengi dengan
Sumatra Tengah dan merupakan sedimen tertua
penurunan. Setelah itu kita mendapatkan suatu urut
berumur Paleogen (24-65 jtl). Sedimen syn-rift
– urutan batuan serpih yang kaya akan zat organik
Formasi Pematang ini diendapkan secara tidak
dan berwarna hitam yang disebut batuan induk.
selaras pada separuh graben yang berarah utara-
selatan dan terdiri dari sedimen kipas aluvial, Waples (1985) membagi batuan induk mejadi tiga
sungai, delta dan danau. jenis, yaitu:
Menurut Heidrick dan Aulia (1993), dengan 1. Batuan induk efektif
ditemukannya fosil ostracoda, gastropoda air Batuan sedimen yang telah membentuk dan
tawar, spora, polen, dinoflagelata, alga dan dern mengeluarkan hidrokarbon.
debris pada contoh batuan inti dan serbuk bor di 2. Mungkin batuan induk
semua palung utama, serta dengan tidak hadirnya Batuan sedimen yang potensinya belum
sama sekali foraminifera memberikan indikasi dievaluasi, tetapi mempunyai kemungkinan
lingkungan pengendapan non-marin ada suasana untuk membentuk dan mengeluarkan
lembab dan tropis. Batuan yang mendominasi hidrokarbon.
adalah fanglomerat, konglomerat, batupasir, 3. Batuan induk potensial
batulanau, batulumpur, batulempung dan serpih. Batuan sedimen pra-matang yang diketahui
Kelompok Pematang dibagi menjadi ke dalam tiga dapat membentuk dan mengeluarkan
formasi, mulai dari yang tertua adalah: hidrokarbon apabila tingkat kematangan
termalnya cukup tinggi (mencapai oil-
a. Formasi Lower Red Bed
window/jendela minyak).
Formasi ini terdiri dari batulempung,
batulanau, batupasir arkose dan konglomerat Untuk menentukan batuan termasuk ke dalam
yang diendapkan pada lingkungan darat batuan induk ada beberapa parameter yang harus
dengan sistem pengendapan kipas alluvial dan dipenuhi oleh batuan tersebut, yaitu:
berubah secara lateral menjadi lingkungan
a. Kekayaan material organik.
sungai dan danau. Formasi ini memiliki
b. Tipe material organik.
ketebalan sekitar 3000 kaki.
c. Kematangan material organik.
b. Formasi Brown Shale
Formasi ini terdiri dari serpih berlaminasi baik,
warna coklat sampai hitam dan kaya akan
Kekayaan Material Organik
material organik ciri dari lingkungan
pengendapan danau dengan kondisi air yang Jumlah kandungan material organik dalam batuan
tenang. Formasi dengan ketebalan lebih dari induk merupakan aspek penting untuk dievaluasi.
600 kaki ini diyakini sebagai penghasil minyak Konsentrasi minimum material organik yang hadir
dan gas bumi yang terdapat di Cekungan dalam batuan harus dipenuhi agar dapat berubah
Sumatra Tengah. menjadi hidrokarbon dan hidrokarbon tersebut
c. Formasi Upper Red Bed dapat dikeluarkan melalui migrasi primer. Selain
Formasi ini terdiri dari batupasir, konglomerat itu, jumlah minimum material organik harus
dan serpih merah kehijauan yang diendapkan dipenuhi untuk suatu ketebalan dan pelamparan
di lingkungan danau. batuan tertentu, agar jumlah ekonomis hidrokarbon
tercapai. Peters dan Cassa (1994) menggunakan
hasil analisis TOC dan pirolisis Rock-Eval sebagai
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

parameter penentu potensi atau kekayaan material Tabel 1 Parameter geokimia dalam analisis
organik (Tabel 1). potensi dan kekayaan material organik pada batuan
induk pra-matang (Peters dan Cassa, 1994).

Material Organik Bitumenc HK
Potensi
TOC Pirolisis Rock-Eval
Hidrokarbon (% berat) (ppm) (ppm)
(% berat) S a S b
1 2
Buruk 0-0,5 0-0,5 0-2,5 0-0,05 0-500 0-300
Sedang 0,5-1 0,5-1 2,5-5 0,05-0,10 500-1000 300-600
Baik 1-2 1-2 5-10 0,10-0,20 1000-2000 600-1200
Sangat Baik 2-4 2-4 10-20 0,20-0,40 2000-4000 1200-2400
Istimewa >4 >4 >20 >0,40 >4000 >2400
aS hidrokarbon bebas (migas) yang dinyatakan dalam mg HK/g batuan (data pirolisis).
1
bS potensi hidrokarbon yang dapat dikeluarkan, dalam mg HK/g batuan (data pirolisis).
2
c Bitumen, hasil analisis C extracable organic matter (EOM).
15+

Tipe Material Organik
Penentuan tipe material organik merupakan hal Tabel 2. Parameter penentuan tipe kerogen dan
yang sama pentingnya dengan evaluasi kekayaan produk yang dihasilkan pada puncak kematangan
material organik. Hal tersebut berdasarkan pada (Peters dan Cassa, 1994).
kenyataan bahwa perbedaan tipe material organik
HI Produk Utama
akan menghasilkan fraksi hidrokarbon berbeda.
Hasil analisis geokimia dari data pirolisis, dapat Tipe (mg pada Puncak
S2/S3
dijadikan parameter dalam menentukan tipe Kerogen HC/g Kematangan
kerogen dan produk hidrokarbon yang akan TOC) Minyak
dihasilkan pada puncak kematangan (Peters dan
I > 600 >15 Minyak
Cassa, 1994). Parameter data pirolisis yang
digunakan untuk penentuan tipe hidrogen adalah II 300 – 10 – Minyak
indeks hidrogen (HI) dan rasio antara S terhadap 600 15
2
S (Tabel 2).
3 II / III 200 – 5 – 10 Minyak dan Gas
Diagram van Krevelen, pada awalnya digunakan 300
untuk menentukan tipe kerogen dalam batubara
III 50 – 1 – 5 Gas
berdasarkan perbandingan atom H/C dengan O/C,
200
kemudian dikembangkan untuk menentukan tipe
batubara dan penyebaran kerogen dalam batuan IV < 50 < 1 Tidak Ada
sedimen (Tissot dan Welte, 1984). Selanjutnya,

diagram van Krevelen digunakan Peters dan Cassa
(1994) untuk menentukan tipe kerogen dan Kematangan Material Organik
kecenderungan produk yang dihasilkan
Evolusi termal (pematangan) kerogen dalam
berdasarkan rasio indeks hidrogen (HI) dan indeks
batuan induk secara fisika dan kimia sama dengan
oksigen (OI) yang diperoleh dari data pirolisis.
proses pembatubaraan (coalification). Peningkatan
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

pembebanan sedimen akan menaikkan suhu secara bitumen didapat dari data kromatografi gas (GC)
progresif, akibatnya akan terjadi perubahan fisika dan kromatografi gas spektrometri massa (GC-
dan kimia dari lignit menjadi bitumen yang pada MS).
akhirnya akan membentuk antrasit (Thomas,
Kompilasi hasil analisis reflektansi vitrinit, nilai
2002).
T dan indeks produksi data pirolisis Rock-Eval,
maks
Kematangan diperlukan untuk mengetahui apabila dapat diaplikasikan untuk mengetahui tingkat
suatu batuan induk telah memasuki jendela kematangan suatu batuan. Parameter geokimia
minyak. Batas jendela minyak ini sangat dalam penentuan fasa kematangan termal menurut
tergantung pada tipe material organiknya. Pada Peters dan Cassa (1994) dapat dilihat pada Tabel 3
umumnya jendela minyak dicapai pada nilai Ro berikut ini:
sekitar 0,6%. Penentuan kematangan dari fraksi

Tabel 3. Parameter geokimia dalam penentuan fasa kematangan termal (Peters dan Cassa, 1994).
Kematangan Genesa
Stadium
Kematangan Bitumen
Ro Tmaks Bitumen
Termal Migas
TAI (mg/g PI
(%) (º C)
TOC batuan)
0,2 - 0,6 < 435 1,5 - 2,6 < 0,05 < 50 < 0,10
Belum Matang
Awal Matang 0,6 - 435 - 445 2,6 - 2,7 0,05 - 0,10 50 - 100 0,1 - 0,15
0,65
0,65 - 445 - 450 2,7 - 2,9 0,10 - 0,25 150 - 250 0,25 - 0,4
Puncak
0,9
0,9 - 450 - 470 2,9 - 3,3 - - > 0,40
Akhir
1,35
> 1,35 > 470 > 3,3 - - -
Lewat Matang

Kerogen berbagai sumber, jadi hanya sedikit sekali kerogen
yang terdiri atas satu macam maseral saja. Waples
Kerogen merupakan bagian material organik dalam
(1985) membagi kerogen menjadi empat tipe
batuan sedimen yang tidak dapat larut dalam
berdasarkan jenis maseralnya (Tabel 4), dan van
pelarut organik biasa (Waples, 1985), sedangkan
Krevelen membagi tipe kerogen berdasarkan rasio
bagian yang larut disebut dengan bitumen.
hidrogen dan oksigen (Gambar 6).
Kerogen tidak larut karena molekulnya berukuran
besar.
Kerogen terdiri atas partikel yang berbeda-beda
yang disebut maseral, suatu terminologi yang

diambil dari petrologi batubara. Maseral adalah
“mineral organik”, hubungannya terhadap kerogen
sama dengan hubungan mineral terhadap batuan.

Kerogen di dalam batuan sedimen tertentu terdiri
atas banyak partikel yang seringkali berasal dari
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

Tabel 4. Tipe kerogen (Waples, 1985).
TIPE
MASERAL ASAL MATERIAL ORGANIK
KEROGEN
Alginit I Alga air tawar
Eksinit II Polen, Spora
Kutinit II Lapisan lilin tanaman
Resinit II Resin tanaman
Liptinit II Lemak tanaman, alga laut
Vitrinit III Material tumbuhan tinggi (kayu, selulosa)
Inertinit IV Arang, material tersusun-ulang yang teroksidasi
Kerogen tipe ini berasal dari beberapa sumber,
yaitu alga laut, polen dan spora, lilin dari daun,
dan resin fosil. Selain itu, kerogen

ini juga mengandung lemak dari sel bakteri.
Berbagai macam sumber tersebut
dikelompokkan ke dalam satu tipe karena
sama-sama mempunyai kapasitas yang baik
untuk menghasilkan minyak. Kerogen tipe II
pada umumnya ditemukan dalam batuan
sedimen yang diendapkan di laut pada kondisi
reduksi.
3. Kerogen tipe III
Kerogen tipe ini terdiri dari material organik
darat yang hanya sedikit mengandung lemak
atau zat lilin. Selulosa dan lignin adalah
penyumbang terbesar pada kerogen tipe III.

Kerogen tipe III mempunyai kapasitas
Gambar 6. Diagram van Krevelen
produksi hidrokarbon cair lebih rendah
(www.aapgbull.geoscienceworld.org)
daripada kerogen tipe II, dan jika tanpa
Berdasarkan analisis kimia, Institut Francais du campuran kerogen tipe II biasanya kerogen
Petrole (IFP) membagi kerogen menjadi empat tipe III ini menghasilkan gas. Kerogen tipe III
tipe yaitu: ini kaya akan struktur aromatik, dengan O/C
cukup tinggi dan H/C yang relatif rendah,
1. Kerogen tipe I
dapat dibandingkan dengan vitrinit dari
Kerogen tipe ini sangat jarang ditemukan
batubara.
karena berasal dari alga danau. Kehadiran
4. Kerogen tipe IV
kerogen tipe ini terbatas pada danau yang
Kerogen tipe ini terdiri dari rombakan organik
anoksik dan jarang didapatkan pada
dan material yang teroksidasi yang berasal dari
lingkungan laut. Kerogen tipe ini memiliki
berbagai sumber. Kerogen ini biasanya tidak
kapasitas yang tinggi untuk menghasilkan
memiliki potensi menghasilkan hidrokarbon.
hidrokarbon cair.
2. Kerogen tipe II Komposisi kerogen dipengaruhi oleh proses
pematangan termal (katagenesis dan metagenesis)
yang akan mengubah kerogen. Kerogen berubah
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

secara progresif selama proses pembebanan Produk yang dihasilkan adalah metana,
sedimen (burial) menjadi molekul yang lebih kecil, hidrogen sulfida, dan nitrogen.
pemanasan bawah permukaan menyebabkan

terjadinya reaksi kimia yang memecahkan
HASIL PENELITIAN
sebagian fragmen kerogen menjadi molekul
Penelitian ini dilakukan pada Sub-cekungan Aman
minyak atau gas.
Utara, Cekungan Sumatra Tengah. Penelitian
Tahapan perubahan kerogen tersebut menurut evaluasi batuan induk terfokus pada Formasi
Bordenave (1993) adalah: Brown Shale (Kelompok Pematang). Ada lima
buah sumur untuk analisis dan evaluasi batuan
1. Diagenesis awal
induk, pada beberapa sumur dibahas juga formasi-
Proses ini ditandai oleh hilangnya nitrogen dan
formasi dari Kelompok Pematang lainnya seperti
sulfur pada kedalaman beberapa meter.
Formasi Lower Red Bed dan Formasi Upper Red
2. Diagenesis
Bed.
Proses ini ditandai oleh hilangnya oksigen,
Pada umumnya data geokimia yang digunakan
karbon mono- dan dioksida, serta sejumlah
berupa data evaluasi pirolisis batuan (Rock-Eval
kecil material yang mengandung oksigen pada
pyrolysis), kandungan material organik (%TOC),
suatu zona kedalaman dengan temperatur di
analisis reflektansi vitrinit (Ro%).
bawah 70 - 80°C.

3. Katagenesis
Potensi Batuan Induk
Proses ini ditandai oleh hilangnya semua
hidrogen ke dalam bentuk hidrokarbon: Analisis potensi batuan induk mengacu kepada
minyak berat terbentuk lebih dulu, kemudian klasifikasi potensi dan kekayaan material organik
hidrokarbon yang lebih ringan, kondensasi, pada batuan induk pra-matang oleh Peters dan
dan pada akhirnya terbentuk gas kering. Cassa, 1994. Analisis menggunakan metode TOC
4. Metagenesis dan evaluasi pirolisis batuan.
Proses ini terjadi pada sedimen yang dalam, Hasil analisis potensi dan kekayaan batuan induk
pada temperatur lebih dari 150°C. Pada tahap dapat dilihat pada Tabel IV.1 untuk parameter TOC
ini terjadi penyusunan kembali fraksi aromatik. dan Tabel 5. untuk parameter evaluasi pirolisis
batuan berikut ini:

Tabel 5 Analisis potensi dan kekayaan material organik pada batuan induk pra-matang
dengan parameter TOC (Peters dan Cassa, 1994).
SUMUR FORMASI LITOLOGI TOC (wt %) KLASIFIKASI
Batupasir,
Lower Red Bed batulempung dan 0,31 – 4,63 Buruk - istimewa
serpih
SR-CAN
Batulempung dan Sedang – baik
Brown Shale 0,30 – 6,67
serpih sekali
Brown Shale Serpih dan lanau 0,69 – 5,8 Sedang - istimewa
Batupasir, serpih,
SR-KEL
Upper Red Bed lanau dan 0,05 – 1,5 Buruk - baik
batulumpur
SR-GUL Brown Shale Serpih 0,35 – 5,42 Buruk - istimewa
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”
Seminar Nasional Ke – III
Fakultas Teknik Geologi Universitas Padjadjaran

Serpih, batupasir Buruk – sangat
Upper Red Bed 0,18 – 3,93
dan lanau baik
Batulempung,
serpih, lanau,
Lower Red Bed 0,19 – 4,45 Buruk – istimewa
batupasir dan
batulumpur
SR-PET Batulempung,
Brown Shale serpih, lanau dan 3,21 – 6,06 Baik – istimewa
batupasir
Serpih, lanau dan
Upper Red Bed 0,19 – 2,17 Buruk – baik
batupasir
SR-SID Brown Shale Serpih dan lanau 0,9 – 4,29 Cukup – istimewa

Tabel 6 Analisis potensi dan kekayaan material organik pada batuan induk pra-matang
dengan parameter evaluasi pirolisis batuan (Peters dan Cassa, 1994).

S1 + S2 S2
SUMUR FORMASI KLASIFIKASI
(mgHC/g ) (mgHC/g )
Lower Red Bed 0,9 – 58,12 21,12 Sedang – baik sekali
SR-CAN
Brown Shale 0,76 – 40,77 18,83 Sedang – baik sekali
Brown Shale 2,64 – 39 4,9 Sedang - istimewa
SR-KEL
Upper Red Bed 0,9 – 2,9 1,1 Buruk - baik
Brown Shale 0,35 – 5,42 8,42 Baik
SR-GUL
Upper Red Bed 0,18 – 3,93 4,6 Cukup
Lower Red Bed 0,98 – 11,26 3,65 Buruk – istimewa
SR-PET Brown Shale 3,10 – 39,55 9,55 Baik – istimewa
Upper Red Bed 0,62 – 8,93 7,6 Buruk – baik
SR-SID Brown Shale 3,10 – 39,55 9,55 Cukup – istimewa

Hasil analisis menunjukkan secara umum potensi untuk Formasi Brown Shale di beberapa sumur
dan kekayaan material organik pada formasi- terdapat klasifikasi yang istimewa, dan bila melihat
formasi di daerah penelitian cukup baik, khusus potensi untuk menghasilkan hidrokarbon yaitu
“Peran Geologi dalam Pengembangan Pengelolaan Sumber Daya Alam dan Kebencanaan”