8

BAB II

LANDASAN TEORI

2.1 Batuan Induk

Batuan induk merupakan batuan sedimen berbutir halus yang mampu

menghasilkan hidrokarbon. Batuan induk dapat dibagi menjadi tiga kategori

(Waples, 1985), di antaranya yaitu batuan induk efektif (effective source rock),

mungkin batuan induk (possible source rock), dan batuan induk potensial (potential

source rock). Kategori tersebut dan definisinya dapat ditunjukkan pada tabel 2.1.

Tabel 2.1. Kategori batuan induk menurut Waples (1985).

Tipe Definisi

Batuan induk efektif

(effective source rock)

Setiap batuan induk yang telah membentuk dan

mengeluarkan hidrokarbon.

Mungkin batuan induk

(possible source rock)

Setiap batuan sedimen yang belum pernah dievaluasi

potensinya, tetapi mempunyai kemungkinan membentuk

dan mengeluarkan hidrokarbon.

Batuan induk potensial

(potential source rock)

Setiap batuan sedimen belum matang yang mempunyai

kemampuan membentuk dan mengeluarkan hidrokarbon

jika kematangannya bertambah tinggi.

Suatu batuan dapat dikatakan sebagai batuan induk apabila mempunyai kuantitas

material organik, kualitas untuk menghasilkan hidrokarbon, dan kematangan termal.

Kuantitas material organik dan kualitas material organik merupakan produk hasil

pengendapan, sedangkan kematangan termal merupakan fungsi dari sejarah struktur

maupun tektonik pada suatu wilayah. Kuantitas material organik umumnya dinilai

dengan melakukan pengukuran terhadap karbon organik total (total organic carbon,

TOC) yang terkandung dalam batuan. Kualitas ditentukan dengan mengetahui tipe

kerogen yang terkandung dalam material organik. Kematangan termal umumnya

diperkirakan dengan menggunakan pengukuran reflektansi vitrinit dan data dari

9

analisis pirolisis. Tabel 2.2 menunjukan metode yang paling umum digunakan untuk

menentukan potensi dari batuan induk.

Tabel 2.2. Metode untuk menentukan potensi batuan induk (Law, 1999).

Penentuan Pengukuran

Kuantitas batuan induk TOC yang terdapat pada batuan induk.

Kualitas batuan induk Proporsi kerogen

Keberadaan hidrokarbon rantai panjang

Kematangan termal batuan induk Reflektansi vitrinit

Pirolisis Tmaks

2.1.1 Kuantitas Material Organik

Kekayaan batuan induk ditentukan dengan mengukur TOC yang hadir pada

suatu batuan. TOC digunakan karena hidrokarbon mengandung 75-95% karbon berat

molekul dengan rata-rata 83%. Jumlah karbon organik yang terdapat pada batuan

merupakan faktor yang dapat menentukan kemampuan batuan untuk menghasilkan

hidrokarbon. Teknik yang paling umum untuk menganalisis kandungan TOC pada

batuan adalah pirolisis Rock-Eval dengan metode TOC dan LECO.

Lingkungan pengendapan mengontrol jumlah karbon organik yang terkandung

dalam batuan. Batuan induk umumnya berasosiasi dengan wilayah produktivitas

organik tinggi dikombinasikan dengan pengendapan dalam lingkungan anoksik,

upwelling, dan sedimentasi yang cepat. Proses-proses ini dapat mengendapkan

material organik. Tabel 2.3 berikut ini menunjukkan implikasi batuan induk

berdasarkan persen berat TOC menurut Waples (1985).

Tabel 2.3. Indikasi potensi batuan induk berdasarkan TOC (Waples, 1985). Implikasi Batuan Induk TOC (% berat)

Potensinya rendah <0,5

Kemungkinan sedikit berpotensi 0,5–1,0

Kemungkinan cukup berpotensi 1,0–2,0

Kemungkinan berpotensi baik sampai sangat baik >2,0

10

Pirolisis merupakan dekomposisi material organik dengan pemanasan dan

dalam kondisi absennya oksigen, yang digunakan untuk mengukur kekayaan dan

kematangan dari batuan induk potensial. Pada analisis ini, kandungan organik

dipirolisis lalu dibakar. Jumlah hidrokarbon dan karbon dioksida yang dilepaskan

kemudian diukur. Teknik pirolisis yang paling umum digunakan adalah Rock-Eval.

Pada pirolisis Rock-Eval dikenal empat jenis puncak, yaitu S1, S2, dan S3 dalam

satuan miligram hidrokarbon/gram batuan. Menurut Law (1999), S1 menyatakan

hidrokarbon bebas dalam sampel, S2 merupakan volume hidrokarbon yang terbentuk

selama pirolisis termal dari sampel, dan S3 merupakan CO2 yang dihasilkan selama

pemecahan termal kerogen, yang ditunjukkan pada Gambar 2.1 berikut.

Gambar 2.1. Diagram skematik Rock Eval (Waples, 1985).

2.1.2 Tipe Material Organik

Lingkungan pengendapan merupakan faktor dominan dalam menentukan tipe

material organik yang terdapat dalam batuan. Temperatur dan tekanan mengubah

11

material organik menjadi suatu substansi yang disebut dengan humin yang kemudian

mengalami transformasi menjadi kerogen. Waktu dan temperatur mengubah kerogen

menjadi petroleum.

Kerogen merupakan fraksi yang berasal dari unsur sedimen organik dalam

batuan sedimen yang tidak mudah larut dalam pelarut organik biasa (Tissot dan

Welte, 1984 dalam Law, 1999). Kerogen tersusun atas beragam material organik,

mencakup ganggang, polen, kayuan, vitrinit, dan material yang tidak terstruktur. Tipe

kerogen yang berada pada batuan besar pengaruhnya dalam mengontrol tipe

hidrokarbon yang dihasilkan pada batuan tersebut. Beragam tipe kerogen

mengandung jumlah hidrogen yang berbeda relatif terhadap karbon dan oksigen.

Kandungan hidrogen dalam kerogen merupakan faktor pengontrol untuk minyak dan

gas yang dihasilkan dari reaksi pembentuk hidrokarbon primer.

Tipe kerogen menentukan kualitas batuan induk. Semakin besar kerogen

menghasilkan minyak, maka semakin besar pula kualitasnya. Empat tipe dasar

kerogen ditemukan dalam batuan sedimen. Suatu batuan induk dapat mengandung

satu atau campuran beberapa tipe kerogen. Tabel 2.4 berikut ini mendefinisikan

empat tipe kerogen menurut Law (1999) dengan komposisi kerogen pada Tabel 2.5

menurut Waples (1985).

Tabel 2.4. Empat tipe dasar kerogen (Law, 1999).

Tipe

Kerogen

Potensi Hidrokarbon Utama Tipe Lingkungan

Pengendapan

I Penghasil minyak Danau

II Penghasil minyak dan gas Marin

III Penghasil gas Darat

IV Tidak menghasilkan apapun (umumnya tersusun atas

vitrinit atau material inert)

Darat

Tipe kerogen yang hadir dalam batuan menentukan kualitas batuan induk. Tipe

I kerogen mempunyai kualitas tertinggi, tipe III terendah. Tipe I mempunyai

kandungan hidrogen tertinggi, tipe III terendah. Penentuan tipe kerogen pada batuan

12

induk dapat dilakukan dengan mengeplot indeks hidrogen dan oksigen (HI dan OI)

pada diagram van Krevelen (Gambar 2.2).

Tabel 2.5. Komposisi kerogen (Waples, 1985).

Gambar 2.2. Diagram van Krevelen (Tissot dan Welte, 1984 dalam Law, 1999)

Indeks Hidrogen (HI) dengan satuan miligram hidrokarbon/gram TOC

mewakili jumlah hidrogen relatif terhadap jumlah karbon organik yang berada pada

suatu sampel. Kurva S2 dalam analisis Rock-Eval dapat membantu menentukan

jumlah total hidrogen dalam miligram hidrogen terhadap gram sampel berdasarkan

rumus berikut.

HI = S2 (mg/g)/%TOC x100

13

Indeks oksigen (OI) dengan satuan miligram hidrokarbon/gram TOC mewakili

jumlah oksigen relatif terhadap jumlah karbon organik yang berada pada suatu

sampel. Kurva S3 pada analisis Rock-Eval dapat membantu menentukan jumlah total

oksigen yang hadir dalam sampel berdasarkan rumus berikut.

OI = S3 (mg/g)/%TOC × 100

Penggunaan teknik HI/OI hanya untuk menentukan kualitas batuan induk (tipe

kerogen) pada batuan yang belum matang. HI dan OI berubah seiring dengan

kematangan batuan induk, oleh karena itu pada batuan matang HI dan OI tidak

indikatif terhadap kualitas kerogen asal.

2.1.3 Kematangan Material Organik

Sifat kimia material organik yang terkandung dalam batuan sedimen berubah

seiring dengan waktu, merefleksikan temperatur dan sejarah pembebanan.

Kematangan dapat diukur dan dapat dikombinasikan dengan data kualitas dan

kekayaan untuk memperkirakan jumlah hidrokarbon yang dihasilkan oleh material

organik. Tingkat kematangan merupakan produk dari sejumlah faktor, seperti tatanan

tektonik, sejarah pembebanan, dan sejarah termal.

Kematangan dapat diketahui dengan menggunakan beberapa metode, di

antaranya yaitu reflektansi vitrinit, indeks alterasi termal (thermal alteration index,

TAI), dan Tmaks pirolisis. Metode penentuan kematangan dengan reflektansi vitrinit

didasarkan pada fakta bahwa dengan kenaikan termal. Reflektansi vitrinit merupakan

pengukuran terhadap presentase sinar yang dipantulkan dari permukaan partikel

dalam batuan sedimen. Tmaks merupakan temperatur pada saat laju maksimum

pirolisis tercapai (puncak S2) yang dapat digunakan sebagai indikator kematangan.

Seiring dengan bertambahnya kematangan, maka bertambah pula Tmaks. Tmaks

diperoleh secara otomatis bersama dengan data pirolisis lain pada waktu analisis

Rock-Eval. Indikasi kematangan yang dapat ditentukan dengan nilai Tmaks

ditunjukkan pada Tabel 2.6.

14

Tabel 2.6. Indikasi kematangan hidrokarbon berdasarkan Tmaks pirolisis Rock-Eval

(Tissot et al., 1987 dalam Law, 1999). Indikasi Kematangan Hidrokarbon Tmaks Pirolisis Rock-Eval (

0C)

Belum matang < 435

Minyak (dari kerogen tipe II) 435–455

Minyak (dari kerogen tipe III) 435–465

Gas (dari kerogen tipe II) > 455

Gas (dari kerogen tipe III) > 465

Indeks alterasi termal (TAI) merupakan indikator kematangan yang dilakukan

dengan melakukan analisis perubahan warna palinomorf. Pertambahan gelap partikel

kerogen dengan bertambahnya kematangan termal dapat digunakan sebagai indikator

kematangan. Kuantifikasi dengan metode ini ditunjukkan pada Tabel 2.7 yang

dikaitkan dengan kuantifikasi dengan menggunakan metode lain.

Tabel 2.7. Korelasi antara tiga parameter kematangan (Waples, 1985 dalam Law,

1999).

Reflektansi Vitrinit

(% Ro)

Indeks Alterasi

Termal (TAI)

Tmaks

Pirolisis

(0C)

Indikasi Kematangan

Hidrokarbon

0,40 2,0 420 Belum matang

0,50 2,3 430 Belum matang

0,60 2,6 440 Minyak

0,80 2,8 450 Minyak

1,00 3,0 460 Minyak

1,20 3,2 465 Minyak dan gas kering

1,35 3,4 470 Gas kering

1,50 3,5 480 Gas kering

2,00 3,8 500 Metana

3,00 4,0 500+ Metana

4,00 4,0 500+ Lewat matang

2.2 Minyak Bumi dan Ekstrak

Analisis minyak dan ekstrak batuan bertujuan untuk menyelidiki sifat fisika dan

kimia unsur sebagai karakterisasi hidrokarbon pada sampel yang dianalisis. Analisis

15

ekstrak batuan membutuhkan material organik terekstrak (extractable organic

matter) dari batuan dengan menggunakan pelarut organik seperti kloroform,

diklorometana atau campuran keduanya dengan metanol. Teknik ini umumnya

menyediakan kuantitas yang mencukupi untuk analisis lebih jauh, seperti

Kromatografi Cairan, Kromatografi Gas-Spektrometri Massa dan analisis isotop

stabil. Jumlah dan komposisi ekstrak tergantung pada material organik terekstrak

pribumi (indigenous), fasies organik, lingkungan pengendapan, kematangan termal,

dan tingkat ekspulsi.

Minyak bumi merupakan hidrokarbon yang bersifat cair pada kondisi temperatur

dan tekanan tertentu. Sebelum pemisahan lebih jauh, minyak tersebut sebaiknya

dianalisis untuk karakterisasi yang bersifat spesifik, seperti kandungan sulfur, isotop

stabil, dan kromatografi gas. Minyak kemudian didistilasi untuk memperoleh berat

residu yang konstan dengan pemanasan sekitar 2100C.

2.2.1 Biomarker Umum

Biomarker atau biological marker merupakan senyawa yang berasal dari

molekul biogenik, yang umumnya berupa fosil molekular. Beberapa tipe biomarker

ditunjukkan pada Tabel 2.8. Biomarker dapat berasal dari organisme hidup maupun

terbentuk akibat transformasi diagenesis dan katagenesis dalam sedimen. Seiring

dengan meningkatnya tekanan termal, konsentrasi biomarker cenderung berkurang.

Biomarker merupakan senyawa organik kompleks yang tersusun atas unsur C, H, dan

unsur lainnya yang ditemukan dalam minyak, bitumen, batuan, dan sedimen serta

menunjukkan sedikit atau tanpa perubahan dalam strukturnya dari molekul organik

asalnya.

Biomarker yang sering dipelajari adalah n-alkana, isoprenoid, porfirin, sterana,

terpana, diterpana, dan naftenoaromatik. Sejumlah senyawa organik lainnya yang

terkandung dalam minyak dan bitumen tidak termasuk dalam biomarker karena tidak

berhubungan langsung dengan asal biogenik. Hidrokarbon aromatik seperti benzene,

toluena, dan xylena berasal dari lignin namun juga dianggap berasal dari sumber

16

lainnya, sebab asal material organik pembentuknya sulit untuk dikenali akibat

transformasi diagenetik dan katagenetik.

Tabel 2.8. Kelas penting dari biomarker dan prazatnya (Waples, 1985).

2.2.2 Biomarker Penunjuk Lingkungan Pengendapan dan Asal Material

Organik

Perbedaan lingkungan pengendapan dicirikan oleh adanya perbedaan variasi

organisme dan biomarker. Secara umum organisme dapat dikelompokkan menjadi

bakteri, alga, dan tumbuhan tinggi, yang dapat dianalisis melalui kehadiran dan

distribusi biomarker berikut ini, di antaranya yaitu:

n-Alkana, merupakan salah satu biomarker pertama yang dipelajari secara

intensif. Konsentrasi n-alkana yang tinggi dalam bitumen dan minyak dapat

dijelaskan dengan keberadaannya dalam alga dan lemak tumbuhan, serta

pembentukannya dari senyawa karbon rantai panjang seperti asam lemak dan

alkohol. Indikasi lingkungan pengendapan maupun asal material organik pada

n-alkana dapat ditunjukkan oleh distribusi homolog atau anggota dari seri n-

alkana. Sebagian besar n-alkana yang berasal dari tumbuhan terestrial

mempunyai atom karbon bernomor ganjil, khususnya C23, C25, C27, dan C31,

sebaliknya alga menghasilkan distribusi n-alkana dari C17 hingga C22.

Sejumlah sedimen dapat mengandung material organik campuran yang

berasal dari lingkungan terestrial maupun marin.

17

Isoprenoid. Klorofil merupakan sumber untuk sebagian besar molekul

pristana dan fitana (Gambar 2.3), yang merupakan dua jenis isoprenoid yang

paling umum digunakan. Pristana berasal dari senyawa fitol yang

terendapkan dalam kondisi oksik, sedangkan fitana berasal dari senyawa fitol

yang terendapkan dalam kondisi anoksik.

Gambar 2.3. Struktur dari isoprenoid pristana dan fitana (Waples, 1985).

Sterana. Steroid, sebagai senyawa pendahulu biologis dari sterana, terdapat

di semua organisme yang lebih kompleks dari alga biru-hijau

(cyanobacteria). Diagenesis mengubah molekul steroid menjadi hidrokarbon

sterana melalui hidrogenasi ikatan rangkap. Kegunaan utama sterana sebagai

biomarker didasarkan atas distribusinya pada sampel. Steroid yang paling

umum adalah sterol yang mempunyai atom karbon 27, 28, dan 29 yang hadir

dengan beragam proporsi dalam organisme.

Terpana, umumnya ditemukan dalam minyak dan bitumen yang berasal dari

terpenoid hasil sintesa mikroorganisme. Terpana yang paling umum adalah

hopana dan C29 hopana (norhopana), yang dapat berasosiasi dengan asal

material organik atau lingkungan pengendapan tertentu. Sejumlah terpenoid

bakteri mempunyai 35 atom karbon dibandingkan seri hopana normal yang

mempunyai 27 hingga 30 atom karbon. Terpenoid ini dianggap sebagai asal

dari extended hopane (C31 hingga C35), yang sering ditemukan dalam ekstrak

dan minyak. Pola distribusi terpana trisiklik dalam kromatogram massa

terpana dapat digunakan untuk menentukan asal material organik, seperti

ditunjukkan pada Gambar 2.4.

18

Gambar 2.4. Pola terpana trisiklik yang menunjukkan asal material organik (Price

dkk., 1987)

2.2.3 Biomarker Penunjuk Kematangan

Kematangan memberikan pengaruh yang besar pada komposisi petroleum dan

bitumen. Biomarker dapat digunakan sebagai evaluasi tahap kematangan pada

sampel batuan sedimen maupun minyak, di antaranya melalui analisis n-alkana,

isoprenoid, terpana dan sterana.

n-Alkana, distribusi senyawa ini sangat dipengaruhi oleh kematangan termal.

Panjang rantai karbon secara berangsur akan menjadi lebih pendek, dan n-

alkana yang telah ada pada sampel yang belum matang akan melarut dengan

n-alkana yang baru dihasilkan selama peristiwa katagenesis.

Isoprenoid, distribusinya berubah seiring dengan peningkatan kematangan.

Saat kematangan meningkat, fitana akan dihasilkan lebih cepat dibandingkan

dengan pristana, sehingga menyebabkan berkurangnya rasio pristana terhadap

fitana. Selama pembentukan hidrokarbon, konsentrasi isoprenoid meningkat

dengan lebih lambat dibandingkan dengan peningkatan konsentrasi n-alkana.

Oleh karena itu, rasio n-alkana terhadap isoprenoid meningkat seiring dengan

meningkatnya kematangan.

Sterana. Kematangan dapat menyebabkan perubahan pada molekul sterana.

Hal ini dapat ditunjukkan melalui perbandingan antara dua bentuk epimer

(20R dan 20S) dari αα sterana. Perbandingan yang paling umum digunakan

terestrial

campuran

marin

lakustrin

19

adalah 20S/(20R+20S). Pertambahan kematangan akan menyebabkan

perbandingan 20S bertambah akibat perubahan konfigurasi molekul 20R.

Terpana. Tahap kematangan dapat dianalisis menggunakan parameter

terpana, di antaranya yaitu rasio moretana terhadap hopana yang berasosiasi

dengan sampel batuan maupun minyak yang telah matang apabila rasio yang

menunjukkan perbandingan kedua senyawa tersebut rendah. Selain itu

sepasang hopana C27 (trisnorhopana 17α(H)-22,29-30 dan trisnorneohopana

18α(H)-22,29-30) atau biasa disebut dengan Tm dan Ts, juga dapat

digunakan sebagai indikator kematangan. Seiring dengan bertambahnya

kematangan, Tm secara berangsur-angsur akan menghilang, sedangkan Ts

akan bertambah.

2.2.4 Teknik Korelasi

Korelasi genetik petroleum didasarkan pada prinsip bahwa komposisi

komponen organik dalam suatu batuan induk juga terkandung di dalam minyak.

Kesamaan tersebut dapat mencakup sifat seperti komposisi isotop karbon stabil

hingga rasio senyawa seperti pristana dan fitana maupun keberadaan terpana dan

sterana. Korelasi positif tidak selalu menunjukkan bahwa setiap sampel yang

dianalisis berhubungan, namun suatu korelasi negatif dapat menjadi bukti yang kuat

untuk menganalisis kekurangan pada hubungan antarsampel.

Minyak bumi berasal dari material organik yang terpanaskan dalam batuan

induk yang kemudian bermigrasi ke reservoir. Proses migrasi ini seringkali membuat

bitumen yang terbentuk tertinggal dalam batuan induk sehingga material organik

yang dapat larut yang tertinggal dalam batuan dan minyak bumi yang terdapat dalam

reservoir dapat menunjukkan kemiripan dalam komposisi kimianya, contohnya yaitu

minyak bumi yang terbentuk dari batuan induk yang sama namun berada dalam

reservoir yang berbeda dapat menunjukkan kemiripan.

20

1. Korelasi Minyak-Minyak

Korelasi minyak-minyak membutuhkan parameter yang dapat membedakan

minyak dari sumber yang berbeda dan resisten terhadap proses sekunder seperti

biodegradasi dan kematangan termal. Pada sejumlah kasus, korelasi minyak-minyak

dapat digunakan dengan menggunakan metode kromatografi gas maupun rasio isotop

stabil karbon atau sulfur.

2. Korelasi Minyak-Batuan Induk

Korelasi minyak-batuan induk didasarkan pada konsep bahwa parameter tertentu

yang terdapat pada minyak yang bermigrasi tidak berbeda secara signifikan dengan

bitumen yang masih berada pada batuan induk. Korelasi ini memberikan informasi

penting mengenai asal dan jalur migrasi minyak yang dapat digunakan untuk

menentukan metode eksplorasi. Rasio homolog atau senyawa dengan struktur yang

serupa seperti rasio biomarker yang tergantung pada habitat tidak berubah dari

bitumen hingga minyak yang telah mengalami migrasi, sebagai contoh rasio sterana

C27 hingga C29 yang digunakan dalam diagram C27-C28-C29 (Gambar 2.5).

Gambar 2.5. Diagram segitiga yang menunjukkan ketergantungan lingkungan

dari komposisi sterol dalam organisme (Huang dan Meinschein, 1979 dalam Waples

dan Machihara, 1991).