16

Bab III Interpretasi Data Geokimia

III.1. Umum Data yang diperlukan dalam pembuktian hipotesis ini terdiri atas dua jenis, yaitu

data primer dan data sekunder. Data primer meliputi data sumur serta data seismik

yang melalui sumur-sumur tersebut, baik yang berarah relatif utara-selatan,

maupun yang berarah timur-barat.

Data primer terdiri atas:

• Data karbon organik total dan data pirolisis Rock-Eval

• Komposisi gas

• Isotop

Data sekunder yang dipakai merupakan data regional yang berasal dari publikasi

ilmiah dan yang tidak dipublikasikan, meliputi:

• Penampang geologi

• Stratigrafi regional

• Kerangka tektonik regional

• Paleogeografi Cekungan Sumatera Selatan

Semua data digital dan analisis laboratorium yang menunjang analisis dan

interpretasi didapatkan dari pusat data beberapa perusahaan minyak yang

beroperasi di sekitar Wilayah Kerja Pertambangan Sumatera Selatan terutama

daerah Suban, sedangkan data pustaka dan ilmiah lainnya didapatkan dari

sejumlah publikasi nasional.

Data yang diperoleh dari pengamatan data bawah-permukaan dan analisis

laboratorium diproses dalam bentuk tabel dan grafik sehingga memperlihatkan

suatu pola tertentu agar dapat dianalisis, antara lain:

• Data geokimia berupa konsentrasi dan molekul gas (dalam satuan mol atau %

volume) merupakan faktor yang harus dipertimbangkan dalam penentuan

klasifikasi gas. Konsentrasi gas terdiri atas gas hidrokarbon (metana, etana,

propana, butana, isobutana, normal butana, pentana) dan gas non-hidrokarbon

17

(CO2, H2S, nitrogen). Rasio komposisi molekul (normalisasi gas hidrokarbon)

merupakan perbandingan C1/ΣCn, ΣC2+ dan C1/(C2+C3) (parameter Bernard)

dan ratio kebasahan gas (ΣC2 sampai C5/ ΣC1 sampai C5) x 100%).

• Data isotop digunakan untuk mendapatkan rasio antara isotop karbon dan

hidrogen dari hidrokarbon ringan dan karbon dioksida (δ13CCH4, δ13CC2H6,

δ13CC3H8, δ13CCO2, δDCH4). Data isotop ini akan memberikan informasi detail

mengenai batuan induknya serta identifikasi tambahan tentang pembentukan

gas tersebut.

III.2. Kuantitas Material Organik

Karbon organik total (total organic carbon, TOC) didefinisikan sebagai jumlah

material organik yang terdapat dalam batuan sedimen. Analisis TOC merupakan

analisis pendahuluan yang sangat penting dan banyak dilakukan karena murah,

sederhana, dan cepat. Analisis ini biasanya hanya memerlukan satu gram batuan,

tetapi jika contoh batuannya banyak mengandung material organik maka jumlah

yang lebih kecil dari satu gram sudah cukup.

Analisis TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganalisis karbon atau yang

biasa dikenal sebagai Leco. Tekniknya cukup sederhana, yaitu dengan membakar

contoh batuan yang berbentuk bubuk, bebas dari mineral karbonat pada

temperatur tinggi dengan bantuan oksigen. Contoh dengan kandungan TOC yang

rendah biasanya dianggap tidak mampu untuk membentuk hidrokarbon yang

komersial sehingga contoh ini biasanya tidak dianalisis lebih lanjut. Contoh yang

dianalisis biasanya berupa serbuk bor yang terdiri atas bermacam litologi,

termasuk material jatuhan dan kontaminasi dari bermacam sumber sehingga

sebelum melakukan penentuan TOC, teknisi harus membuang material jatuhan

dan kontaminan tersebut.

Pengamatan jumlah material organik yang hadir di suatu batuan dinyatakan dalam

TOC dengan satuan persen berat dari batuan kering. Suatu skala standar yang

umum untuk penggunaan TOC diberikan dalam Tabel III.1.

18

TOC (% berat) Implikasi batuan induk

<0,5% Potensinya rendah

0,5 - 1% Kemungkinan sedikit berpotensi

1-2% Kemungkinan cukup berpotensi

>2% Kemungkinan berpotensi baik sampai sangat baik

Tabel III.1. Indikasi potensi batuan induk berdasarkan TOC (Waples, 1985).

Analisis TOC di daerah penelitian dilakukan di tiga formasi batuan, yaitu Formasi

Telisa, Formasi (equivalen) Baturaja, dan Formasi Talangakar. Jumlah contoh

yang dianalisis adalah sebanyak 36 contoh batuan yang berasal dari serbuk bor,

yang terdiri atas 20 contoh batuan dari Formasi Telisa, 13 contoh batuan dari

Formasi (equivalen) Baturaja, dan tiga contoh batuan dari Formasi Talangakar

(Lampiran C).

Formasi Talangakar menutupi Formasi Lemat dan batuan dasar. Susunan

lapisannya terdiri terutama dari endapan fluvial dan delta. Bagian bawah dari

formasi ini terletak tidak selaras diatas Formasi Lahat dan terdiri dari batupasir

kasar hingga sedang yang disisipi oleh lapisan tipis batubara. Adapun bagian

atasnya terdiri dari serpih, lempung, pasir dan sisipan-sisipan batubara yang kaya

pirit, glaukonit dan foraminifera. Nilai kandungan material organik di Formasi

Talangakar berkisar antara 1,23 – 1,66 %. Hal ini mengindikasikan bahwa potensi

Formasi Talangakar sebagai batuan induk adalah cukup berpotensi untuk

menghasilkan hidrokarbon.

Pada fasa akhir pengendapan Formasi Talangakar, sebagai akibat dari periode

pengikisan yang berlangsung cukup lama, permukaan dasar cekungan Sumatera

Selatan menjadi hampir rata. Hanya pada beberapa tempat saja dijumpai tinggian-

tinggian dan permukaan yang menonjol. Akibat kondisi lingkungan laut yang

berlanjut, maka kadang-kadang dijumpai adanya palamparan endapan karbonat

(carbonate banks). Setempat-setempat dari endapan karbonat ini berkembang

sebagai terumbu dan gundukan (mounds). Terumbu juga dapat berkembang pada

19

batuan dasar yang terangkat dan membentuk tinggianFormasi Equivalent Baturaja

memiliki ciri litologi yang mirip dengan Formasi Telisa. Nilai kandungan material

organik di Formasi Equivalent Baturaja berkisar antara 0,44 – 1,36 %. Hal ini

mengindikasikan bahwa potensi Formasi Telisa sebagai batuan induk berkisar

antara berpotensi rendah sampai cukup berpotensi.

Pengendapan Formasi Telisa berlangsung sepanjang episoda transgresi Tersier

yang kemudian menenggelamkan Formasi Batu Raja dan menghasilkan lapisan

penutup yang tebal berupa serpih marin diseluruh bagian cekungan. Formasi ini

terdiri dari serpih berfosil dengan sisipan-sisipan tipis batugamping mengandung

glaukonit, yang merupakan fasies marin dangkal yang terdapat pada bagian tepi

cekungan. Nilai kandungan material organik terkecil di Formasi Telisa adalah

0,75 % sedangkan nilai terbesarnya adalah sebesar 1,28 %. Hal ini

mengindikasikan bahwa potensi Formasi Telisa sebagai batuan induk berkisar

antara sedikit berpotensi sampai cukup berpotensi (Tabel III.1). Jumlah contoh

batuan di Formasi Telisa yang memiliki nilai kandungan material organik lebih

kecil dari 1 % adalah sebanyak 10 contoh sedangkan 10 contoh lainnya memiliki

nilai kandungan material organik antara 1 – 2 %. Stratigrafi korelasi korelasi

smunur dapat dilihat pada Lampiran G.

Batuan yang mengandung TOC antara 0,5 – 1% tidak akan menjadi batuan induk

yang sangat efektif, tetapi mungkin saja mengeluarkan sejumlah kecil hidrokarbon

sehingga tidak boleh diabaikan. Kerogen di dalam batuannya biasanya teroksidasi

sehingga potensi untuk membentuk hidrokarbon menjadi terbatas. Pada beberapa

batuan yang mengandung TOC antara 1 – 2% diasosiasikan dengan lingkungan

pengendapan antara oksidasi dan reduksi dengan terjadinya pengawetan material

organik yang kaya lemak dan berpotensi membentuk minyak bumi. TOC lebih

besar dari 2% menunjukkan lingkungan reduksi yang tinggi dan memiliki potensi

untuk menghasilkan hidrokarbon yang sangat baik.

Banyak batuan yang memiliki nilai TOC tinggi tetapi tidak dapat membentuk

minyak karena kandungan kerogennya berupa material kekayuan atau telah

20

teroksidasi. TOC tinggi memang diperlukan tetapi bukan merupakan kriteria yang

mutlak untuk menentukan kualitas batuan induk sehingga kualitas kerogen

menjadi penting untuk ditentukan.

III.3. Tipe Kerogen

Kerogen didefinisikan sebagai bagian material organik yang terdapat dalam

batuan sedimen dan tidak dapat larut dalam pelarut organik biasa karena kerogen

mempunyai ukuran molekul yang besar. Karakteristik kimia dan fisika kerogen

sangat dipengaruhi oleh macam molekul biogenik material asal dan transformasi

akibat diagenesis molekul organik tersebut.

Komposisi kerogen juga dipengaruhi oleh proses pematangan termal, yaitu

katagenesis dan metagenesis, yang mengubah kerogen tersebut. Pemanasan bawah

permukaan menyebabkan reaksi-reaksi kimia yang memecah fragmen kecil

kerogen menjadi minyak. Kerogen sisa juga mengalami perubahan yang tercermin

dalam kondisi kimia dan fisikanya. Sejarah diagenesis dan katagenesis kerogen

serta kondisi alamiah material organik penyusunnya sangat mempengaruhi

kemampuan kerogen memproduksi minyak dan gas bumi (Gambar III.1).

Lembaga Minyak Prancis (IFP) mengembangkan skema yang berguna untuk

mendeskripsikan kerogen dan masih dijadikan standar acuan sampai sekarang.

Kerogen dikelompokkan menjadi tiga tipe utama yang disebut Tipe I, Tipe II, dan

Tipe III. Penelitian lanjutan menemukan adanya tipe lain yaitu Tipe IV. Lembaga

ini juga mempelajari karakteristik kimia dan organisme asal yang membentuk

setiap tipe kerogen tersebut (Tabel III.2).

Kerogen Tipe I sangat jarang karena berasal dari alga danau dan terbatas pada

lingkungan anoksik sehingga jarang didapatkan di lingkungan laut. Kerogen Tipe

I ini memiliki kapasitas tinggi menghasilkan hidrokarbon cair. Kerogen Tipe II

dapat berasal dari beberapa sumber yaitu alga laut, polen dan spora, lapisan lilin

tanaman, fosil resin, dan lemak tanaman. Kerogen Tipe II sering ditemukan dalam

21

sedimen laut dengan kondisi reduksi. Kerogen Tipe III terdiri atas material

organik darat yang hanya sedikit mengandung lemak atau zat lilin. Selulosa dan

lignin adalah penyumbang terbesar kerogen Tipe III. Tipe kerogen ini mempunyai

kapasitas produksi hidrokarbon cair lebih rendah daripada kerogen Tipe II, dan

jika tanpa campuran kerogen Tipe II biasanya kerogen Tipe III ini menghasilkan

terutama gas alam. Kerogen Tipe IV terdiri pengerjaan-ulang (reworked)

kepingan organik dan material teroksidasi yang berasal dari berbagai sumber.

Kerogen Tipe IV ini tidak memiliki potensi menghasilkan hidrokarbon.

Gambar III.1 Transformasi material organik dalam sedimen dan batuan sedimen

(diterjemahkan dari Waples, 1985).

22

Tabel III.2 Komposisi kerogen (diterjemahkan dari Waples, 1985).

Maseral Tipe Kerogen Material Organik Asal

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 tanaman keras (kayu, selulosa)

Inertinit IV Arang, material tersusun-ulang yang

teroksidasi Hasil analisis Rock-Eval seringkali diplot di dalam suatu diagram van Krevelen

yang dimodifikasi. Modifikasi yang dilakukan adalah dengan menggantikan plot

rasio H/C dengan indeks hidrogen (HI) sedangkan plot O/C digantikan oleh

indeks oksigen (OI). Perhitungan HI didapatkan dengan cara membandingkan S2

terhadap TOC, sedangkan OI didapatkan dengan cara membandingkan S3

terhadap TOC.

Nilai HI ketiga formasi di daerah penelitian relatif kecil - sedang. Formasi Telisa

mempunyai nilai HI berkisar antara 28 - 237, Formasi (equivalen) Baturaja

berkisar antara 4 – 55, dan Formasi Talangakar berkisar antara 16 – 40. Hasil plot

data Rock-Eval ini pada diagram modifikasi van Krevelen memperlihatkan bahwa

mayoritas contoh batuan yang dianalisis merupakan kerogen Tipe III (gas prone)

(Gambar III.2).

Peters dan Cassa (1994) membuat suatu tabel yang dapat digunakan untuk

mengklasifikasikan tipe kerogen berdasarkan nilai HI (Tabel III.3). Tipe kerogen

di Formasi Telisa diinterpretasikan sebagai kerogen Tipe II dan Tipe III, dan pada

formasi ini terdapat dua contoh batuan yang memiliki nilai HI yang lebih besar

dari 200 sebagai ambang batas Tipe II, dan mempunyai potensi untuk

menghasilkan minyak dan gas bumi. Tipe kerogen di Formasi (equivalen)

Baruraja diinterpretasikan sebagai Tipe III dan Tipe IV sedangkan Formasi

23

Talangakar diinterpretasikan sebagai kerogen Tipe IV. Kerogen Tipe III

mempunyai potensi untuk menghasilkan gas sedangkan Tipe IV tidak mempunyai

potensi untuk menghasilkan hidrokarbon.

24

Gambar III.2 Pengeplotan nilai indeks hidrogen (HI) terhadap indeks oksigen (OI)

dengan menggunakan modifikasi diagram van Krevelen untuk menunjukkan jalur

evolusi kerogen.

Tabel III.3 Tipe kerogen yang dapat menghasilkan bermacam produk hidrokarbon

pada puncak kematangannya (Peters dan Cassa, 1994).

Kerogen*

(Quality) HI S2/S3 Atom H/C

Produk

Hidrokarbon

I >600 > 15 >1,5 Minyak

II 300 – 600 10 – 15 1,2 – 1,5 Minyak

II/III 200 – 300 5 – 10 1,0 – 1,2 Minyak/Gas

III 50 – 200 1 – 5 0,7 – 1,0 Gas

IV < 50 <1 <0,7 None

* berdasarkan batuan induk belum matang

Penentuan tipe material organik di dalam batuan sedimen dapat didekati dengan

dua cara, yaitu metode langsung dan metode tidak langsung. Metode langsung

yang dimaksud adalah menggunakan metode pirolisis terhadap kerogen atau

contoh batuan dan mengukur kuantitas dan tipe hidrokarbon yang digunakan.

Metode tidak langsung adalah cara yang digunakan untuk mengamati karakteristik

kimia dan fisika kerogen atau biasa kita kenal dengan istilah analisis mikroskopis

dan analisis unsur. Penulis dalam penyusunan tesis ini akan lebih menekankan

pada cara langsung, yaitu menganalisis tipe kerogen berdasarkan data pirolisis.

Metode langsung dengan menggunakan pirolisis Rock-Eval, akan memberikan

nilai S1, S2, dan S3. S1 menunjukkan jumlah hidrokarbon yang sudah ada di

dalam batuan semenjak pengendapan ditambah dengan hidrokarbon yang

terbentuk di bawah permukaan atau biasa dikenal juga dengan istilah jumlah

hidrokarbon bebas. S2 mencermikan G, sisa kapasitas pembentukan hidrokarbon

atau jumlah hidrokarbon yang dilepaskan dari kerogen. S3 adalah jumlah

kandungan oksigen di dalam kerogen.

25

Data pirolisis di daerah penelitian mengindikasikan bahwa hanya contoh batuan

dari kedalaman 2000 m saja yang mempunyai potensi komersial sebagai batuan

induk. Hal ini bisa diinterpretasikan karena nilai S2 di kedalaman ini, yaitu

sebesar 2,59 mg/g, telah melampai batas standar yaitu sebesar S2>2,5 mg/g serta

kandungan HI contoh batuan ini sebesar 212 termasuk kelompok kerogen Tipe

II/III yang mempunyai potensi untuk menghasilkan minyak dan gas bumi

(Gambar III.3 dan Tabel III.4).

Tiga belas contoh batuan dari Formasi (equivalen) Baturaja memperlihatkan nilai

kandungan material organik buruk – sedang dengan nilai antara 0,44 – 1,35%, S2

di formasi ini mempunyai nilai yang lebih kecil dari 1 mg/g, serta HI lebih kecil

dari 100. Penulis dapat menyimpulkan bahwa tidak ada satu pun contoh batuan

dari Formasi (equivalen) Baturaja ini yang bisa diharapkan sebagai batuan induk

(Gambar III.4).

26

Gambar III.3 Pengeplotan nilai S2 terhadap TOC.

27

Gambar III.4. Pengeplotan nilai HI terhadap TOC.

Batuan induk potensial

28

Formasi Talangakar mempunyai kandungan material organik yang cukup bagus

dengan nilai TOC berkisar antara 1,23 – 1,66%, namun mempunyai nilai S2 < 1

serta HI < 100 sehingga potensi untuk menghasilkan hidrokarbon menjadi tidak

signifikan untuk saat ini. Jika batuan Formasi Talangakar ini mengalami

pemendaman sehingga mengalami pematangan yang cukup, bukan tidak mungkin

nantinya batuan ini akan menjadi batuan induk yang baik.

Tabel III.4. Parameter sederhana yang digunakan untuk menentukan potensi

hidrokarbon dari batuan induk yang belum matang (Peters dan Cassa, 1994).

Potential

(Quality)

TOC

(%) Rock-Eval

S1

Rock-Eval

S2

Bitumen

(ppm) HC (ppm)

Poor <0,5 <0,5 <2,5 <500 <300

Fair 0,5 - 1 0,5 - 1 2,5 – 5 500 – 1000 300 – 600

Good 1 - 2 1 - 2 5 – 10 1000 - 2000 600 - 1200

Very Good 2 – 4 2 – 4 10 – 20 2000 – 4000 1200 – 2400

Excellent > 4 > 4 >20 > 4000 > 2400

III.4. Kematangan Material Organik

Penentuan kematangan material organik di dalam batuan induk dapat

menggunakan beberapa metode, antara lain:

1. Reflektansi vitrinit (Ro). Metode reflektansi vitrinit dikembangkan untuk

mengukur peringkat batubara yang banyak mengandung maseral vitrinit.

Metode ini berdasarkan fakta bahwa kenaikan temperatur berbanding lurus

dengan reflektansi vitrinitnya. Harga Ro biasanya diplot dengan kedalaman

suatu sumur, jika skala reflektansi linear, maka profil kurvanya adalah garis

lengkung. Jika digunakan skala semi-log untuk reflektansi vitrinitnya maka

plotnya akan berupa garis lurus. Secara umum, awal pembentukan minyak

terjadi pada Ro = 0,6 %, puncak pembentukannya terjadi pada Ro = 0,9% dan

29

akhir pembentukan hidrogen cair diperkirakan pada Ro = 1,35%. Pada banyak

kasus, batas kestabilan minyak diperkirakan sekitar 1,35% Ro.

2. Warna spora (indeks alterasi termal, TAI). Pertambahan gelap partikel

kerogen dengan bertambahnya kematangan termal dapat digunakan sebagai

indikator kematangan. Butiran polen dapat digunakan untuk pengukuran TAI

dengan tujuan untuk mengurangi perbedaan warna akibat perubahan tipe atau

perbedaan tebal partikel kerogen. Jika tidak terdapat polen, maka harga TAI

diestimasi berdasarkan kerogen amorf. Penelitian fluoresen sering dilakukan

untuk membedakan kerogen amorf yang berpotensial membentuk minyak

(berfluoresen) dari kerogen amorf yang berpotensial membentuk gas (tidak

berfluoresen).

3. Temperatur pirolisis (Tmax). Temperatur pada saat laju maksimum pirolisis

tercapai (puncak S2) dapat dipergunakan sebagai indikator kematangan.

Semakin matang batuan induk maka semakin tinggi nilai Tmax.

Tingkat kematangan batuan sedimen dapat dievaluasi dengan menggunakan nilai

Ro dan Tmax dari analisis Rock-Eval. Data kematangan di daerah penelitian dapat

dilihat pada ( Lampiran D).

Pengukuran Ro, yang didapat dari konsentrat kerogen sisa, hanya sedikit

jumlahnya. Hal ini mungkin disebabkan karena rendahnya kandungan phytoclast.

Ro pada Formasi Telisa (kedalaman 2000 - 2560 m), terlihat bahwa zona ini

masih berada pada tahap awal pembentukan minyak (Ro<0,6%) bahkan pada

contoh di Formasi (equivalen) Baturaja tidak didapatkan data Ro. Selanjutnya,

pada Formasi Talangakar terlihat bahwa data Ro > 0,6%. Interpretasi kematangan,

yang diperoleh dari perhitungan regresi linear data Ro, mengindikasikan bahwa

tingkat kematangan awal (early mature) terjadi sampai dengan kedalaman 2600 m

dan mulai menghasilkan hidrokarbon pada kedalaman setelah ini (Gambar III.5).

Pembacaan Tmax pun memberikan hasil yang kurang memadai dan hanya pada

sebagian Formasi Telisa menunjukkan tingkat kematangan yang memadai

(Tmax > 4350C), sedangkan pada Formasi (equivalen) Baturaja dan Formasi

Talangakar nilai Tmax-nya masih di bawah 4350C (Tabel III.5).

30

Tabel III.5 Parameter sederhana untuk menentukan kematangan bahang dalam

kaitannya untuk pembentukan minyak (Peters dan Cassa, 1991).

Maturity Maturation Generation

Ro (%) Tmax TAI Bit/TOC

Bitumen (mg/g)

PI

Immature 0.20-0.60 <435 1.5-

1.26 <0.05 <50 <0.10

Mature

Early 0.60-0.65 435-

445 2.6-2.7 0.05-0.10 50-100 0.10-0.15

Peak 0.65-0.90 445-

450 2.7-2.9 0.15-0.25 150-250 0.25-0.40

Late 0.90-1.35 450-

470 2.9-3.3 -- -- >0.40

Post-mature

>1.35 >470 >3.3 -- -- --

31

Gambar III.5 Pengeplotan nilai Ro terhadap kedalaman.

32

III.5. Interpretasi Komposisi Gas

Gas dalam jumlah besar telah berhasil ditemukan di Cekungan Sumatera Selatan

sejak awal tahun 1990. Penemuan lapangan gas yang signifikan antara lain Gelam,

Dayung, Sumpal, Betara, North Betara, NE Betara, Gemah, Geragai, North

Geragai, Rayun, Singa, Suban, Pulau Gading, and Sungai Kenawang. Gas ini

ditemukan pada berbagai reservoir antara lain Batupasir Gumai, Batuan Karbonat

Baturaja, Batupasir Talangakar, rekahan batuan beku, dan batuan dasar. Batuan

induk dari gas ini diperkirakan berasal dari serpih Formasi Lemat dan serpih

Formasi Talangakar (Chalik et al., 2004; Marpaung et al., 2005, 2006).

Tipe genesis dari gas dapat dibedakan berdasarkan konsentrasi, molekul dan data

isotop. Tipe gas yang diketahui saat ini ada 2 (dua) yaitu termogenik dan

biogenik. Campuran antara kedua gas di atas, sering juga ditemukan. Gas

termogenik dicirikan oleh kandungan gas metana (CH4) yang kurang dari 95%

atau komponen gas basahnya melebihi 5% setelah dinormalisasi serta nilai rasio

13-isotop karbon terhadap 12-karbon (δ13CCH4) adalah lebih berat (lebih positif)

dari -45‰. Gas biogenik dicirikan oleh kandungan gas metana (CH4) yang lebih

besar dari 98% atau komponen gas basahnya kurang dari 2% setelah dinormalisasi

serta nilai rasio 13-isotop karbon terhadap 12-karbon (δ13CCH4) adalah lebih

ringan (lebih negatif) dari -60‰. Gas campuran mempunyai kandungan gas

metana (CH4) antara 95% - 98% serta nilai rasio 13-isotop karbon terhadap 12-

karbon (δ13CCH4) berkisar pada -50‰ (Satyana et al., 2007).

Analisis komposisi gas secara terperinci telah dilakukan atas 7 (tujuh) contoh gas

yang diambil dari sumur Durian Mabok-2, Suban-3, Suban-4, Suban-5, Suban-6,

Suban-7, Suban-9, SBB-1, SBB-2 dan SBU-1. Komposisi gas-gas ini umumnya

serupa dan hanya didominasi oleh komponen-komponen hidrokarbon dengan nilai

antara 84,56% mol sampai 98,13% mol. Gas metana (CH4) merupakan komponen

yang paling melimpah dengan nilai antara 75,98% mol sampai 89,83% mol,

sedangkan kandungan gas basah (C2-C5) yang cukup tinggi (5,88 - 22,57%),

mengindikasikan bahwa gas-gas murni ini kemungkinan termogenik pada

awalnya ( Lampiran E dan Lampiran F)

33

Kandungan gas karbondioksida (CO2) dan nitrogen (N2), yang merupakan gas

nonhidrokarbon yang terdeteksi, hadir dengan konsentrasi yang rendah di semua

sampel. Gas karbondioksida berkisar antara 1,81% sampai 15,15% mol, gas

nitrogen berkisar antara 0% sampai 0,53% mol sedangkan hidrogen sulfida (H2S)

tidak ditemukan pada sampel mana pun. Oleh karena itu, gas-gas ini

diklasifikasikan sebagai sweet gas.

III.6. Interpretasi Data Isotop

Gas alam dapat terbentuk di berbagai lingkungan pengendapan. Aktivitas bakteri

dapat membentuk gas di rawa-rawa atau sedimen laut. Gas hasil aktivitas bakteri

dapat ditemukan di cekungan yang memiliki batuan sedimen yang kurang matang

(immature), contohnya gas yang kaya kandungan metananya namun tidak

berasosiasi dengan pembentukan minyak bumi.

Pada strata yang lebih dalam, pembentukan gas terutama berasosiasi dengan

sistem petroleum. Gas-gas ini merupakan hasil dari proses alterasi bahang sistem

petroleum dan kandungan organik pada batuan induknya. Pada daerah yang lebih

matang, gas kering (dry gas) dapat terbentuk sebagai hasil dari dekomposisi

minyak dan kandungan organik batuan induknya.

Gas yang telah terbentuk akan mengalami migrasi ke reservoir. Reservoir ini

merupakan lingkungan yang baru bagi gas tersebut. Lingkungan baru ini akan

memiliki tingkat kematangan yang berbeda dengan lingkungan tempat asal gas

terbentuk. Gas-gas yang berbeda asalnya ini dapat bercampur selama proses

migrasi dari batuan induk ke reservoir. Proses primer pembentukan gas dan

perubahan-perubahan yang terjadi tadi (lebih dikenal sebagai proses sekunder)

harus dipertimbangan sebagai variasi gas alam.

Schoell (1983) berpendapat bahwa proses primer pembentukan gas alam dapat

diklasifikasikan menjadi dua, yaitu hasil aktivitas bakteri (gas biogenik) dan

alterasi bahang dari material organik (gas termogenik).

34

Gas biogenik didefiniskan sebagai gas yang terbentuk pada suhu rendah

(T < 800C) dan melalui reaksi biokimia pada material organik di batuan sedimen,

sedangkan gas termogenik merupakan gas yang terbentuk sebagai hasil

pemecahan kerogen (cracking kerogen) pada suhu tinggi atau hasil pemecahan

minyak (cracking oil).

Penggunaan isotop dalam menentukan tipe genesis gas sering dilakukan oleh para

peneliti maupun praktisi. Isotop suatu unsur berbeda dalam jumlah neutron di

dalam inti atom sedangkan jumlah proton dan elektronnya sama. Mayoritas dari

isotop mempunyai sifat tidak stabil. Isotop jenis ini sering dipergunakan dalam

penentuan umur geologi. Isotop yang sering dipergunakan dalam analisis

geokimia adalah isotop stabil, antara lain karbon, hidrogen, sulfur dan nitrogen.

Isotop stbil sangat berguna karena proporsi dua isotop untuk suatu unsur

bervariasi dari contoh ke contoh sebagai akibat efek isotop tersebut.

Pada umumnya, gas biogenik dicirikan oleh kandungan metana lebih besar 98%

(normalisasi), kandungan isotop metana δ13CCH4 lebih kecil dari -60‰.

Pembentukan gas biogenik (metanogenesis) mempunyai dua mekanisme utama

yaitu reduksi CO2 dan fermentasi. Kedua mekanisme ini dapat dibedakan

berdasarkan kandungan isotop metana deuterium (δDCH4). Fermentasi mempunyai

kandungan δDCH4 yang lebih ringan dari -200‰, sedangkan reduksi CO2

mempunyai kandungan δDCH4 lebih besar dari -200‰. Fermentasi umumnya

berada pada lingkungan atau sistem air tawar sedangkan reduksi CO2 berada pada

lingkungan laut.

Gas termogenik umumnya mempunyai kandungan metana lebih kecil 98%,

kandungan isotop metana δ13CCH4 lebih besar dari -55‰. Nilai isotop ini akan

bertambah besar seiring dengan bertambahnya tingkat kematangan bahang.

Termogenik gas dapat dibagi menjadi dua jenis yaitu gas basah (nilai C2+ > 5%)

dan gas kering (nilai C2+ < 5%), hal ini tergantung dari tingkat kematangan

termalnya.

35

Analisis isotop karbon stabil dilakukan atas metana, etana, propana, n-butana, dan

karbondioksida dari sebelas contoh gas sedangkan analisis isotop deuterium

dilakukan pada empat contoh gas di daerah penelitian. Hasilnya dapat dilihat pada

Tabel III.6.

Tabel III.6 Hasil analisis isotop karbon stabil dan deuterium di Lapangan Suban.

Data komposisi yang didiskusikan sebelumnya, dan pendeteksian gas basah telah

menyatakan bahwa gas-gas ini asalnya adalah termogenik. Penafsiran ini

didukung oleh interpretasi data isotop. Nilai isotop karbon stabil yang terekam

untuk metana relatif ringan sampai berat dengan nilai maksimum -30,77‰ dan

nilai minimum -62,52‰.

Metode plot-silang geokimia antara methane δ13CCH4 terhadap pembentukan

hidrokarbon menunjukkan bahwa gas yang berada di Lapangan Suban terbagi

menjadi dua tipe gas yaitu gas termogenik dan gas biogenik. Hal ini diperkuat

oleh hasil plot-silang antara δ13CCH4 terhadap konsentrasi C2+ yang menunjukkan

bahwa di daerah penelitian terdapat dua tipe gas yang berbeda asalnya.

(Gambar III.6).

Kombinasi data isotop metana δ13C dan etana δ13C dilakukan untuk mengevaluasi

hubungan ko-genetik antara komponen-komponen tertentu ini dalam gas-gas

murni. Etana adalah gas yang memungkinkan untuk ditambah hingga mendekati

10‰ (nilai δ13C yang kurang negatif) jika dibandingkan dengan fraksi metana

ISOTOPE RATIO

δ13C1 δ13C2 δ13C3 δ13C4 δ13C (CO2) δD CH4

Suban1 Suban-4 BRF,TAF & Pre-Tertiary -31.43 -23.19 -21.26 -21.12 -0.28 -1382 Suban-6 BRF,TAF & Pre-Tertiary -31.37 -23.16 -21.43 -21.4 -1.18 -1503 Suban-9 BRF,TAF & Pre-Tertiary -33.88 -23.81 -21.31 -21.61 -6.7 -1554 Durian Mabok-2 BRF,TAF & Pre-Tertiary -30.77 -23.03 -21.17 -21.31 -6.51 -1485 Suban Baru A-1 BRF,TAF & Pre-Tertiary -45.03 -29.26 -27.66 -25.22 -11.06 -2146 SBB-1DST#1 Basement -60.41 -36.88 NA NA -13.18 NA7 SBB-1DST#2 Baturaja -61.43 -36.94 NA NA -13.23 NA8 SBB-1DST#3 TAF -62.52 -37.15 NA NA -14.59 NA9 SBU-1TW DST#1 -57.75 -36.61 -29.09 -26.9 -10.5 NA10 SBU-1TW DST#2 Basement -57.05 -36.06 -28.85 -26.11 -11.01 NA11 SBU-1TW DST#3 TAF -57.85 -35.71 -28.18 -26.26 -12.01 NA

No. Lapangan/Sumur Formasi

36

(Silverman, 1971). Contoh gas dari sumur Durian Mabok-2, Suban-4, Suban-6,

and Suban-9, pasangan metana-etana menunjukkan perbedaan 7,7‰ sampai

dengan 10,1‰ sedangkan untuk sumur Suban Baru A-1, SBB-1 dan SBU-1TW

menunjukkan perbedaan 15,8‰ sampai dengan 25,37‰ (Gambar III.7). Hal ini

mengindikasikan bahwa sebagian pasangan metana-etana dari contoh sumur di

Lapangan Suban ini mewakili pasangan ko-genetik, sedangkan sebagian lain

menunjukkan bahwa telah terjadi proses pencampuran sehingga pasangan metana-

etana ini memiliki nilai di luar batas toleransi kemurniannya.

Hubungan antara metana δ13D dan metana δ13C menunjukkan kehadiran gas

termogenik yang matang (Gambar III.8). Plot-silang yang dilakukan hanya

terbatas pada lima sumur, yaitu Suban-4, Suban-6, Suban-9, Durian Mabok-2 dan

Suban Baru A-1 karena keterbatasan data yang tersedia. Sumur SBB-1 dan SBU-1

TW tidak dilakukan analisis metana δ13D, sehingga pola distribusi kedua sumur

ini tidak bisa dilihat.

Hubungan antara pemecahan etana dan propana menunjukkan bahwa sampel-

sampel itu adalah gas-gas termogenik matang dan campuran gas biogenik dengan

tingkat kematangan di bawah 1,2% Ro (Gambar III.9).

Campuran gas didefinisikan sebagai proses fisik sederhana pencampuran gas dari

berbagai sumber yang berbeda. Campuran gas yang berada di daerah penelitian

menunjukkan bahwa terjadi pencampuran antara gas biogenik dan gas

termogenik. Campuran gas ini mengindikasikan proses pembentukan gas yang

berbeda dan sumber (origin) yang berbeda juga. Schoell (1983) menjelaskan

tentang konsep ko-genetik (co-source) pada gas, hal ini bisa diaplikasikan pada

gas yang berasal dari proses aktivitas bakteri dan termokimia pada tingkat alterasi

termal yang sama. Hal ini berbeda dengan gas yang berasal dari proses

pembentukan gas dan sumber yang berbeda atau lebih dikenal sebagai campuran

gas non-genetik.

Schoell (1983) berpendapat bahwa perubahan nilai isotop dan konsentrasi C2+

dapat dipengaruhi oleh dua proses yaitu proses primer dan proses sekunder.

37

Proses primer terdiri atas kematangan dan efek kinetik sedangkan proses sekunder

terdiri atas migrasi, pencampuran (mixing) dan oksidasi metana.

Gambar III.6 memperlihatkan bahwa pada area biogenik terdapat anomali dari

nilai C2+. Umumnya, gas biogenik memiliki nilai δ13CCH4 yang ringan (lebih kecil

dari -60‰) dan konsentrasi C2+ yang sangat rendah, namun hasil plot-silang

menunjukkan bahwa nilai C2+ pada daerah ini cukup tinggi atau lebih besar 5%.

Penambahan nilai C2+ ini disebabkan karena adanya proses migrasi gas

termogenik ke reservoir kemudian bercampur dengan gas biogenik yang sudah

terdapat di reservoir tersebut.

Pembentukan minyak bumi (oil generation) di cekungan Sumatera Selatan

diperkirakan berhubungan dengan tektonik miosen. Formasi Lahat / Formasi

Lemat dan Formasi Talang Akar merupakan batuan induk yang sangat berpotensi

untuk menghasilkan minyak bumi, karena memenuhi persyaratan kedalaman yang

cukup (5000 - 7400 kaki). Batuan induk berumur Oligosen – Miosen berada pada

sayap lipatan dengan kedalaman dan kemiringan yang besar dari Struktur Suban.

Batuan induk ini sedang atau telah melewati tahap jendela pembentukan gas-

kondensat.

Proses migrasi hidrokarbon di cekungan Sumatera Selatan diperkirakan

berhubungan dengan tektonik Plio-Pleistosen. Migrasi vertikal dan lateral terjadi

pada waktu yang sama. Migrasi vertikal dari batuan induk kearah batuan reservoir

yang dangkal dikontrol oleh sesar-sesar. Migrasi lateral dikontrol oleh kemiringan

lapisan.

38

Gambar III.6 Hasil plot-silang geokimia antara isotop karbon (metana) δ13CCH4 terhadap konsentrasi C2+.

Suban‐4       Durian Mabok‐2       SBB‐1 DST#2Suban‐6       Suban Baru A‐1        SBB‐1 DST#3Suban‐9       SBB‐1 DST#1             SBU‐1 TW DST#1

SBU‐1 TW DST#2         SBU‐1 TW DST#3   

LAPANGAN SUBAN

Klasifikasi Genesis Gas menurut Schoell (1983)

39

Gambar III.7. Kombinasi data isotop metana δ13C dan etana δ13C dilakukan untuk

mengevaluasi hubungan ko-genetik antara komponen-komponen tertentu ini

dalam gas-gas murni.

40

Gambar III.8. Hubungan antara metana δ13D dan metana δ13C menunjukkan

kehadiran gas termogenik yang matang.

41

Gambar III.9. Hubungan antara etana δ13C dan propana δ13C menunjukkan

kehadiran gas termogenik yang matang dan campuran gas biogenik.

42

III.7. Interpretasi asal mula karbon dioksida (CO2)

Penentuan asal mula CO2 merupakan salah satu objektif dalam karakterisasi

geokimia. Hunt (1995) menjelaskan bahwa asal mula CO2 dapat dibagi menjadi

tiga bagian, yaitu mantel, metamorfik organik dan biogenetik. CO2 termogenik

yang berasal dari material organik mempunyai nilai δ13CCH4 yang lebih negatif

daripada CO2 yang berasal dari penyusunan ulang karbonat.

Suklis et al. (2004) meneliti asal mula dan distribusi CO2 di Blok Koridor

Cekungan Sumatera Selatan. Lapangan-lapangan gas dikelompokkan menjadi 3

(tiga) grup berdasarkan kandungan CO2, antara lain:

1. Group A mempunyai kandungan CO2 lebih kecil 20% mol (Lapangan Suban,

Gelam).

2. Group B mempunyai kandungan CO2 berkisar antara 20-40% mol (Lapangan

Dayung, Sambar, Sumpal, Rebonjaro)

3. Group C mempunyai kandungan CO2 lebih besar 40% mol (Lapangan

Bungkal, Bungin, Rayun, Bentayan, Puyuh)

Suklis et al. (2004) memperkirakan bahwa sumber CO2 ini berasal dari aktivitas

mantel dan dekomposisi karbonat. Hal ini didasarkan pada hasil interpretasi nilai

δ13C CO2 yang diperoleh di Blok Koridor.

Komposisi isotop karbon yang stabil dari komponen CO2 yang ditemukan di

daerah penelitian menunjukkan nilai yang bervariasi antara -0,28% hingga

-14,15%. Hasil plot-silang menunjukkan bahwa CO2 berasal dari dua sumber

yaitu sebagai aktivitas mantel atau volkanik untuk sumur-sumur SBB-1,

SBU-1TW serta sumber biogenetik untuk sumur-sumur Suban-4, Suban-6,

Suban-9, dan Durian Mabok-2 (Gambar III.10).

43

Gambar III.10. Hubungan antara δ13CCH4 dan δ13CCO2 menunjukkan asal mula gas

CO2 di daerah penelitian (Studi Internal ConocoPhillips, 2003 dan Studi Internal

Pertamina, 2004).