RESUME BUKUGEOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI JILID SATU EDISI KEDUA

BAB IIICARA TERDAPATNYA MINYAK DAN GAS BUMI

Secara prinsip minyak bumi terdapat dalam 2 cara utama, yaitu :Pada permukaan bumi, terutama sebagai rembesan ( seepages ata seeps), sebagai suatu danau, sumber atau sebagai pasir yang dijenuhi minyak bumi.Didalam kerak bumi sebagai akumulasi, yaitu penjenuhan batuan yang mempunyai arti ekonomi. Minyak bumi terdapat pada rongga atau pori pori batuan dan menjenuhi seluruh batuan.

MINYAK BUMI PADA PERMUKAANDiberbagai daerah minyak, termasuk di Indonesia minyak bumi pada permukaan ditemukan dalam bentuk dinamika rembesan (seeps).Berdasarkan gejala cara timbulnya, minyak pada permukaan dapat dibagi dalam dua jenis, yaitu :1. Yang masih aktifMinyak keluar sebagai sumber bersama dengan air baik keluar ataupun merembes secara perlahan dan membentuk suatu danau aspal, atau dapat keluar sebagai gunung-api lumpur ( mud volcano )2. Yang telah mati dan tidak aktif lagiBerupa batu pasir yang dijenuhi oleh bitumina ( zat semacam aspal ) merupakan sisa atau residu penguapan fraksi ringan dari suatu minyak bumi. Suatu insipasi dan impregnasi batupasir oleh bitumina seperti lapisan pasir tar di Canada yang disebut McMurry atau Athabasca tar-sand.Selain itu, terdapatnya hidrokarbon padat seperti wurtzelit, elaterit dan sebagainya yang diartikan sebagai rembesan yang tidak aktif dan merupakan residu minyak yang fraksi ringannya telah menguap.

Rembesan Minyak BumiLink ( 1952 ) mengklasifikasi 5 macam rembesan yang dapat terjadi disuatu daerah dan yang pada awal terjadinya dapat dijelaskan :1. Rembesan yang keluar dari homoklinDimana ujungnya telah tererosi atau tersingkap namun lapisan minyak belum pada permukaan.2. Rembesan Minyak yang berasosiasi dengan lapisan dan formasi tempat minyak tersebut terbentuk.Dimana lapisan serpih merupakan batuan induk minyak bumi yang teretakkan dan terhancurkan akan membebaskan minyak dalam jumlah kecil.Contohnya yakni melalui rekahan rekahan batu caprock, merembes dari patahan patahan kecil, pada permukaan sepanjang sesar naik.3. Rembesan minyak dan gas yang keluar dari akumulasi minyak yang besar dan telah tersingkap oleh erosi atau reservoinya telah dihancurkan oleh lipatan dan patahan.Contohnya antara lain yakni : rembesan akibat sesar normal suatu lapisan homoklin bocornya suatu reservoir karena patahan yang disebabkan penyusutan yang lapisan yang berada diatas lapisan minyak. Adanya lapisan reservoir yang berbatasan dengan batuan beku. Rembesan akibat struktur antiklin yang tererosi, sehingga minyak keluar sedikit demi sedikit melalui rekahan Rebesan akibat rekahan pada batuan penutupnya atau caprocknya dan juga akibat adanya patahan secara kecil kecil.4. Minyak merembes keluar pada permukaan sepanjang bidang ketidakselarasan5. Rembesan yang berasosiasi dengan intrusi.

Adanya rembesan minyak dipermukaan tidak selalu menandakan adanya reservoir minyak dibawahnya. Namun adanya rembesan harus diperhatikan dari segi eksplorasi minyak dan gas, karena : Rembesan menunjukkan bahwa batuan sedimen didaerah tersebut mampu membentuk minyak bumi Rembesan mungkin sekali berasosiasi dengan suatu reservoir minyak dibawahnya yang mengalami kebocoran.Gunung api lumpur ( mudvolcano )Gunung api lumpur adalah setiap extrusi pada permukaan lempung atau lumpur yang secara morfologi membentuk kerucut dan diatasnya terdapat suatu telaga.Ekstrusi bersifat kuat tergantung pada iklim dan jumlah lempung yang dikeluarkan ( gas, dan air, bahkan terkadang juga minyak ). Menurut asalnya dapat dibedakan 2 macam guungapi lumpur yaitua. Gunungapi lumpur jenis dangkalJenis ini berasosiasi dengan minyak bumi merupakan kerucut lumpur yang dihasilkan oleh extrusi lempung dan klastik. Tenaga dorong yang keluar adalah gasnya sendiri yang berasosiasi dengan minyak bumi.b. Gunungapi lumpur jenis dalamJenis ini berasosiasi dengan keadaan geologi yang lapisan sedimennya belum terkompaksi, dengan daerah bertekanan tinggi, yang mana tekanan serpihnya lebih besar dari pada tekanan hidrostatis.Pada gunungapi lumpur dalam tidak berasosiasi dengan minyak bumi namun intrusi yang terjadi menerobos lapisan yang mengandung minyak bumi. Terjadinya gunung apidalam bukan hanya akibat tekanan gas alam dan tektonik yang tinggi, namun juga tekanan akibat adanya fluida pada pori pori yang timbul sehingga kompaksi yang terjadi tidak memeberikan kesempatan untuk fluida keluar.

Telaga Aspal ButonTelaga aspal ini terdapat dipulau Buton yang diklasifikasikan sebagai suatu lapisan homoklin yang tersingkap keluar dan tererosikan. Minyak mengalir secara perlahan dan membentuk suatu telaga sehingga fraksi ringannya telah menguap.

MINYAKBUMI DALAM KERAK BUMIAkumulasi LokalMinyak bumi yang biasa didapat dalam lapisan berpori jika dilihat dari segi jumlahnya, minya bumi dapat ditemukan sebagai :Jejak jejak minor ( minor occurences ), yakni dalam jumlah sedikit.Suatu akumulas, yakni dalam jumlah besar dan dari segi ekonomi menguntungkan.Minyak bumi dapat juga ditemukan pada lapaisan yang bukan reservoir, dan biasanya memiliki tanda tanda kandungan minyak bumi tersebut dalam jumlah sedikit yang biasanya diketahui pada saat pengeboran dan memiliki arti penting dalam eksplorasi minyak bumi. Arti arti tersebt adalah :a. Bahwa lapisan terdapatnya tanda tanda itu sedikit banyak pernah mengandung minyakb. Ada kemungkinan besar lubang bor yang menembus lapisan yang mengandung sedikit minyak terdapat didekat atau dipinggiran suatu akumulasi minyak yang penting.Menurut weeks ( 1958 ) menyimpulkan, bahwa jika semua gas yang sedikit terdapat pada formasi diseluruh dunia itu dijumlahkan volumenya akan mencapai 65.000 triliun kaki kubik. Jauh jika dibandingkan dengan akumulasi gas komersil yang hanya mencapai 4 6 triliun kaki kubik. Jadi dapat disimpulkan bahwa sebetulnya jumlah volume gas yang kecil lebih banyak jika ditotal namun memiliki nilai ekonomis yang rendah karena terdapatnya tersebar. Dan jika terjadi suatu mekanisme yang mebuat jumlah kecil tersebut terkumpul akan memiliki nilai ekonomis yang tinggi.

Cara MendeteksiTanda tanda adanya akumulasi minyak yang komersil :1. Lumpur pemboranPada saat pemboran, lumpur yang dipakai pelumas bercampur dan melarutkan minyak yang terdapat dalam formasi yang ditembus oleh mata bor. Lumpur yang keluar diambil dan diamati dibawah mikroskop binokuler dengan cahaya ultraviolet. Sedangkan pada gas dapat didetaksi dengan suatu alat yang mengoncok lumpur sehingga gas keluar dana akan di deteksi oleh detector gas.

2. Serbuk pemboranKeratin batuan hasil pemboran dan dibawa kepermukaan diperiksa oleh ahli geologi. Serbuk pemboran diperiksa kandunga hidrokarbonnya dibawah mikroskop binokuler dan dengan beberapa mcam pengujian. Jika larutan berwarna menjadi putih berarti terdapat kandungan hidrokarbon. Pengujian lain menggunakan ultraviolet. Yakni dicampurkan dengan kloroform atau aseton dilihat pada mikroskop binokuler, jika berwarna fluoresensi yang kuning keemasan berarti mengandung minyak.

Inti pemboran yang mengandung minyak, biasanya begitu keluar dari pemboran dapat bersifat hidup atau juga dikatakan mendarah ( bleeding core ), atau dapat pula bersifat mati ( dead oil ). Teknik penyelidikan adanya tanda tanda minyak bumi didalam serbuk pemboran atau lupur pemboran merupakan suatu teknik dengan menggunakan ultra violet.

Akumulasi KomersilSuatu lapisan reservoir yang mengandung minyak dapatdisebut komersil jika dari lapisan tersebut minyak dapat diproduksi secara menguntungkan. Akumulasi minyak dapat dikatakan menguntungkan jika jumlah minyak yang dihasilkan dapat dipedagangkan dengan pendapatan yang dapat menutup biaya eksplorasi dan produksi dan memberikan laba.Beberapa factor terpenting mengenai factor ekonomi adalah :1. Harga minyak dipasar bebas. Harga minyak yang telah merubah akumulasi nonkomersil menjadi komersil dan merubah nilai suatu akumulasi.2. Jumlah cadangan yang terdapat dalam akumulasi. Cadangan tergantung pada besar reservoir, keadaan reservoir, porositas, dll.3. Produktifitas reservoir sebagaimana dihasilkan olh setiap sumur. Bergantung pada tebal lapisan, kolom minyak, keadaan reservoir, permeabilitas, sifat minyak, dll.4. Biaya produksi, eksploitasi, eksplorasi yang berbeda dari suatu daerah dengan daerah yang lain.5. Pajak dan biaya lainnya.

Pengertian reservoir, lapangan dan daerah minyak Reservoir MinyakSuatu akumulasi minyak selalu terdapat didalam suatu reservoir. Suatu reservoir adalah wadah temapat minyak terkumpul. Istilah lain reservoir yaitu batuan yang seluruhnya dijenuhi oleh minyak bumi atau biasa disebut telaga minyak atau kolam minyak (oil pool), yang berarti satuan minyak terkecil yang mengisi reservoir itu sendiri dan berada dalam keadaan sisem tekanan yang sama. Lapangan MinyakLapangan minyak ( oil field ) yaitu daerah yang dibawahnya mempunyai akumulasi minyak dalam beberapa telaga minyak dan terdapat dalam suatu gejala geologi yang sama. Gejala tersebut dapat disebut stratigrafi ataupun struktur yang menjadi kolam minyak.

Lapangan minyak dan gas raksasaLapangan minyak dan raksasa adalah lapangan yang mempunyai cadangan minyak dan gas bumi lebih dari 500 juta barrel.

Propinsi atau daerah minyakPropinsi atau daerah minyak adalah daerah dimana sejumlah telaga dan lapangan minyak berkelompok dalam lingkungan geologi yang sama. Daerah minyak biasa disebut sebagai cekungan minyak ( basin minyak ).

Keadaan dan cara terdapatnya minyak bumi dalam reservoir Prinsip ultama dalam reservoirSuatu reservoir haruslah tertutup pada bagian atas dan pinggirnya leh lapisan penutup dan diberi bentuk perangkap. Perangkat tersebut adalah tempat fluida, sesuai dengan hokum hidrostatika dan asosiasinya dengan air, maka bentuk wadah tidaklah terbuka ke atas tetapi harus terbuka ke bawah.Terbuka kebawahnya reservoir dengan beberapa macam cara :1. Terbuka seluruhnya ke bawah.2. Setengah terbuka kebawah.3. Tertutup sama sekali.Batas bawah suatu akumulasi adalah air yang akan menjebak minyak terdesak kedalam perangkap. Berikut adalah beberapa factor geologi yang menjadikan suatu akumulasi minyak bernilai ekonomis :a. Tebal lapisan reservoir.Makin tebal lapisan reservoir maka makin besar kemungkinan didapatkannya kolom minyak untuk diproduksi.b. Tutupan ( closure ).Jika tutupan minyak rendah atau sangat terbatas maka jumlah minyak yang terkumpul juga sangat terbatas.c. Penyebaran batuan reservoir.Jika reservoir terbatas pada bagian kecil parangkap maka tidak selalu menguntungkan.d. Porositas dan permeabilitas.Besar kecilnya porositas menentukan besar kecilnya jumlah cadangan, sedangkan besar kecilnya permeabilitas menentukan besar kecilnya jumlah minyak yang bisa keluar. Cara terdapatnya fluidaHubungan fluida dengan reservoir dapat diperkirakan begitu pula dengan penyebaran air, minyak dan gas di dalam reservoir.

PERANAN AIRAir merupakan suatu unsure yang menentukan terakumulasinya minyak bumidalam reservoir. Hal ini dikarenakan air dan minyak tidak bercampur akibat adanya beda fasa atau beda densitas. Dalam suatu reservoir akan terisi kurang kebih 10% air di bawah minyak. Minyak bumi memiliki densitas yang lebih kecil daripada air, yang mengakibatkan minyak selalu ada diatas air. Jadi prinsip penting dalam akumulasi minyakbumi adalah minyak bumi akan mencari tempat tertinggi dalam suatu lapisan reservoir.

SIFAT AIR FORMASIAir dalam formasi selain dinamakan air formasi biasa dikenal sebagai air konat ( connate water ). Air dengan beberapa kandungan garam terutama NaCl, sehingga berupa air asin, bisa juga sebagai air payau, dan juga air asin sekali. Kadar garam sangat mempengaruhi berat jenis air formasi.

SUSUNAN KIMIA AIR FORMASISusunan kimia air formasi dari lapanagan minya yang satu dengan yang lain berbeda, dibedakan dari air laut. Jika dibandingkan dengan air laut biasanya terdapat perbedaan, yakni: a. Tidak hadirnya sulfat dalam air formasib. Ketidakhadiran Ca dan Mg dalam air formasi.c. Kadar klorida pada umumnya jauh lebih tinggi daripada air laut.Susunan kimia air konat kadang kadang berkaitan dengan jenis minyak bumi yang bersekutu dengan air tersebut.

ASAL AIR FORMASIAir formasi dapat diperkirakan berasal dari air laut yang ikut terendapkan dengan sedimen sekelilingnya air laut fosil . perbedaan air laut disebabkan karena :a. Adsorbs dan pertukaran basa ( base exchange ) dengan batuan sekelilingnya, yang meningkatkan konsentrasi klorida.b. Penguapan air laut pada saat sedimentasi oleh pengurangan tekanan pada pengembangan gas bebas.c. Variasi local sebagai akibat perubahan keadaan geologi yang dapat merubah susunan air formasi.d. Penambahan berbagai garam oleh debu vulkanik.

PENYEBARAN VERTIKAL AIR, GAS DAN MINYAKPenyebaran dari ketiga macam fasa dalam reservoir ditentukan oleh sifat fasa berikut :1. BERAT JENISBerat jenis air sangat dipengaruhi oleh kadar garam yang terlarut. Berat jenis minyak bumi adalag 0,6 sampai 1 ppm, atau kurang dari 1 ppm. Berat jenis gas biasanya dinyatakan sebagai perbandingan terhadap kerapatan jenis udara. Yakni dengan kisaran 0,016 sampai 0,956. Jauh lebih kecil daripada berat jenis minyak bumi2. DAYA LARUT MASING MASING FLUIDA/GASGas dapat larut dalam air dan daya larut gas rata rata adalah 20 kaki kubik tiap barrel pada tekanan 5000 psi. jelas bahwa daya larut gas dalam minyak ataupun air sangat bergantung pada tekanannya. Lebih besar tekanan maka lebih besar daya larutnya hingga mencapai titik jenuh. Jika gas seluruhnya larut dalam minyak bumi maka telaga yang terbentuk merupakan telaga minyak tak jenuh, sedangkan jika gas malampaui daya larautnya maka akan terbentuk telaga minyak jenuh. 3. KAPILARITASBesra tekanan tergantung pada tegangan permukaan dan juga pelengkungan bidang permukaan. Untuk melampaui suatu permukaan anatara fasa diperlukan suatu daya untuk mengurangi tekanan kapiler. Derajat pelengkungan terhadap permukaan tergantung pada besar kecilnya pori batuan dan juga jenis fluida.

Dalam keadaan pori yang jenuh air membuat adanya tekanan kapiler, maka untuk dapat memasukkan gas dan minyak dalam pori pori diperlukan suatu tambahan tekanan yang dinamakan tekanan masuk atau tekanan penggeseran. tekanan pergeseran berbanding terbalik dengan diameter pori, yang berarti bahwa fluida mempunyai tegangan antar muka yang sama. Maka bagi batuan yang berbutir halus sertas porositas dan permeabilitas yang rendah diperlukan tekanan kapiler yang lebih besar untuk dapat memasukkan suatu fasa yang tidak membasahi pori. Daripada pembahasan tersebut jelas bahwa tekanan kapiler memegang peran penting pada batas anatara minyak dan air, halus-kasar suatu batuan reservoir akan mempengaruhi juga tinggi rendahnya berbagai macam batas air minyak.4. PENJENUHAN MASING MASING FLUIDADidalam suatu reservoir, jarang sekali minyak 100% menjenuhi lapisan reservoir. Batas fluida antara air dan minyak tidak selalu jelas. Besarnya penjenuhan air dalam reservoir minyak menentukan dapat tidaknya lapisan minyak tersebut diproduksi. Penjenuhan air dinyatakan sebagai ( water saturation ). Jika lebih besar 50%, minyak dapat keluar, akan tetapi pada umumnya harus lebih kecil dari 50%. Harus diperhatikan bahwa kedudukan minyak terhadap air tergantung apakah reservoir basah minya ( oil wet ) atau basah air ( water wet ). Namun umumnya reservoir bersifat basah air. Pada umumnya lebih poros batuan reservoir akan lebih kecil penjenuhan air. Kadar air tinggi dalam reservoir minyak mengurangi daya pengambilan ( recoverability ).

SIFAT BATAS MINYAK, AIR, DAN GASDalam keadaan hidrostatik gas selalu berada paling atas, kemudian diikuti oleh minyak dibawahnya, dan yang paling bawah adalah air yang menerus dalam reservoir. Adanya suatu top gas tergantung pada tekanan pelarutan gas dalam minyak. Jika tekanan reservoir lebih besar darpada jumlah gas yang dapat larut dalam minyak, maka tpi gas ridak akan terbentuk dan keadaan sebaliknya akan terdapat suatu angka banding gas minyak ( gas oil ratio : GOR ) yang sangat tinggi. Jadi penyebaran gas, minyak dan air dalam reservoir sanagt bergantung pada hubungan anatar fluida, perbedaan berat jenis yang menyebabkan perbedaan daya pelampungan, penjenuhan relative dari ruang pori salah satu fluida, tekanan kapiler, keadaan hidrostatis, porositas, permeabilitas.

Tekanan reservoirTekanan reservoir adalah tekanan yang diberikan oleh suatu zat yang mengisi rongga, baik gas, minyak, ataupun air dan biasa disebut tekanan formasi. Tekanan formasi diberikan oleh fluida yang bergerak dalam rongga diantara butir mineral yang merupakan kerangka batuan. Secara prinsipil tekanan formasi harus kurang atau paling tidak sama dengan tekanan beban total, sebab jika tekanan ini melebihinya, maka fluida akan memecahkan formasi batuan yang ada diatasnay dan meledak keluar serta membebaskan tekanan yang berlebihan. Hal yang menyebabkan tekanan reservoir adalah :1. Gradient hidrostatik.Desebabkan karena tekanan pada kolom air pada formasi samapai ke permukaan, kira kita 66 meter dibawah permukaan. Besaran gradient 0,45 0,46 psi per kaki. Tekanan hidrostatik mengkungkung tekanan formasi, dan tekanan formasi dikungkung oleh tekanan geostatic.2. Gradient hidrodinamikKomponen lateral dari perbedaan tinggi kolom air di beberapa tempat. 3. Gradient geostaticDisebut juga tekanan beban total. Disebabkan karena adanya beban material yang terdapat diatas suatu titik dalam kerak bumi. Beban tersebut adalah lapisa sedimen yang diendapkan oleh air. Gradient geostatic dibagi menjadi 2 komponen. Gradient litostatik ( vertical ) : beban yang disebabkan butiran butiran mineral atau sedimen pada satuan luat bisa disebut tekanan matriks atau tekanan kerangka. Gradient hidrostatik 4. Gradient geodinamikDisebabkan karena gaya tektonik yang bekerja pada batuan secara lateral.

TEKANAN FORMASI YANG ABNORMALMerupakan formasi yang ebih tinggi dari yang diperhitungkan dari gradient hidrostatik. Disebabkan karena kompaksi batuan sedimen yang ada diatasnya, sehingga air yang keluar dari lempeng tidak langsung menghilang dan tetap berada dalam batuan. Seolah olah butiran penyusun batuan tetap mengapung dalam air formasi. Tekanan formasi abnormal biasa terjadi dalam cekunagn sedimen dimana kompaksi tidak berlangsung dengan baik dan sering berasosiasi dengan diaper serpih dan gunung lumpur. Penyebab utama daripada tekanan yang berlebihan karena lumpur dan serpih dibawah kompaksi adalah kecepatan sedimentasi yang tinggi dapat dikeluarkan cukup cepat, sehingga butir butir sedimen seolah olah mengambang dalam air.

TEKANAN FORMASI DIBAWAH NORMALAkibat dari tekanan yang sangat rendah dibawah tekanan hidrostatik.

Temperature reservoirTemperature minyak dan gas bumi ditentukan oleh kedalamannya, semakin dalam maka semakin tinggi temperaturnya. Dilain pihak juga ditentukan oleh gradient panas bumi. Gradient panas bumi = Gradient panas bumi yang tinggi dapat menyebabkan titik kritis pada kedalaman dangkal, pelarutan gas dalam minyak, batuan dan lain sebagainya.

PENYEBARAN MINYAK GAS BUMI DI DUNIAPenyebaran akumulasi karena keadaan geologi setempat.Penyebaran VertikalMinyak bumi terdapat pada lapisan minyak dengan kedalaman 1000 sampai 3000 meter. Penyebaran Geografipenyebaran akumulasi minyak bumi secara geografi tergantung dari keadaan geologi. Secara umum minyak bumi berada didaerah yang rendah dan di papan lautan ( continental shelf ) dan jarang di daerah pegunungan. Terdapat dua daerah yang kaya akan minyak bumi dan disebut kutub minyak bumi, yang memiliki dua per tiga dari jumlah cadagan minyak seluruh dunia, yakni timur tengah dan teluk mexico ( venexuela dan amerika serikat ). Sebelum perang dunia kedua Negara penghasil minyak adalah sebagai berikut : Benua eropaDi daerah laut hitam, Baku. Polandia, jerman utara, uni soviet, Romania, Prancis. Benua AsiaDi daerah teluk Persia yang meliputi Iran, Irak, Arab Saudi, Kwait, dan Abu Dhabi. Benua Amerika UtaraBerada di daerah teluk mexiko, daerah mid-continent, daerah pegunungan rocky mountain, michgan, California, Canada. Benua Amerika selatanVenezuela adalah Negara penghasil utama, Columbia, peru, brazilia. Asia TenggaraMeliputi Indonesia, Malaysia, burma.Setelah perang dunia kedua terdaat revolusi Negara Negara penghasil minyak yaitu Australia, afrika dengan produksi sebanyak 2 juta barrel sehari tepatnya di libia, Nigeria, aljazair.

KERANGKA GEOLOGI PENYEBARAN MINYAK GAS BUMI

Kerangka umum dan pengertian cekungan minyakSecara geologi permukaan bumi dibedakan antara perisai dan cekungan sedimen. Perisai biasanya terdiri batuan beku dan metamorf pada umumnya bermur pra-kambrium, dan disini tidak didapatkan minyak dan gas bumi. Diantara semua perisai didapatkan pa yang dinamakan cekungan sedimen. Cekungan sedimen dibedakan secara klasik menjadi :1. GeosinklinSuatu cekungan yang memanjang dimana lapisan sedimen yang sangat tebal diendapkan secara cepat dan membentuk suatu lipatan seperti pegunungan Himalaya. Yang tidak menghasilkan minyak.

2. Daerah epi-kontinentalDisebut miogeosinklin terletak diantara geo sinklin dengan perisai benua dan merupakan juga daerah dimana sedimentasi tebal terjadi dan kemudian tidak terlipat secara kuat.dan daerah ini merupakan daerah yang terkaya akan minyak bumi.3. Daerah paparan kontinenMerupakan daerah dimana lapisan sedimen tidak terlalu tebal, dan juga merupakan daerah yang kaya akan minyak. Sebagai contoh misalnya daerah mid continent di amerika serikat, dengan minyak bumi yang biasanya terdapat dalam batuan karbonat.

Penyebaran cekungan sedien ditinjau dari tektonik lempeng

Penyebaran akumulasi minyak ditinjau dari segi stratigrafi dan umur

BAB IVBATUAN RESERVOIR

Reservoir adalah bagian kecil daripada batuan reservoir yang berada dalam keadaan sedemikian sehingga membentuk suatu perangkap.

POROSITASPengertian porositasPorositas suatu medium adalah perbandingan volume rongga rongga pori terhadap volum total seluruh batuan.Porositas = Porotas efektif yaitu apabila bagian rongga didalam batuan berhubungan, sehingga porositas efektif lebih kecil dari pori total biasanya 10 15 persen.Porositas efektif =

Besaran porositasBesarnya porositas ditentukan dengan beberapa cara yaitu :1. Di laboraturium , dengan porosimeter yang didasarkan hokum boyle2. Dari log statistic, log sonic, log radioaktivitas3. Dari log kecepatan pemboran4. Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopi5. Dari hilangnya inti pemboran

PERMEABILITASPengertian permeabilitasPermeabilitas adalah suatu sifat batuan reservoir untuk dapat meluluskan cairan melalu pori pori yang berhubungan. Permeabilitas didefinisikan dengan menggunakan hukum Darcyq = yang dinyatakan dalam sentimeter persekon dalam darsy.

Skala permeabilitas semi kuantitatifDilapang dilakukan pemberian semikuantitatif sebagai berikut :1. Ketat, kurang dari 5 md2. Cukup, antara 5 samapai 10 md3. Baik, antara 10 samapai 100 md4. Baik sekali antara 100 sampai 1000 md

HAKEKAT RONGGA PORI

Klasifikasi rongga poriBerdasarkan asal terjadinya rongga pori dibagi menjadi dua, yaitu :1. Pori primerDibentuk pada saat batuan diendapkan, jadi tergantung pada factor sdimentasi. 2. Pori sekunderPorositasnya terbentuk oleh beberapa gejala dari luar, seperti pelarutan dan tektonik.Klasifikasi pori primer khususnya pada batuan karbonat yaknia. Jenis porositas yang memilih kemas Antar partikel. Intra-partikel Antar-kristal Fenestral

Cetakan Perlindungan Kerangka pertumbuhanb. Porositas yang tidak memilih kemas ada 4 macam yakni : Rekahan Saluran Gerowong Gua - guac. Porositas yang memilih kemas atau tidak ada 4 macam : Retakan ( breksi ) Bioturbasi ( burrow ) Penciutan

Rongga pori primerTerjadi pada waktu batuan tersebut terbentuk. Beberapa factor yang mempengaruhi besar kecilnya pori :1. Besar poriBesar butir mempengaruhi ukuran pori pori, tetapi tidak mempengaruhi porositas total dari batuan. Pada permeabilitas, apabila butir lebih besar ukuran pori akan lebih besar dan permeabilitas akan juga besar. Lebih besar pori pori maka lebih besar juga permeabilitasnya dibawah tekanan yang sama. dengan pori pori 5 kali lebih besar akan didapatkan minyak 25 kali lebih banyak. Dengan demikian dapat dilihat hubungan langsung antara ukuran pori dengan permeabilitas.2. PemilihanMerupakan cara penyebaran berbagai macam besar butir. Sedimen yang diendapkan dalam arus yang kuat pemilihannya akan lebih baik sehingga memberikan besar butir yang hampir sama. 3. Bantuk dan kebundaran butirBentuk butir sebagai suatu hubungan terhadap suatu bola yang dipakai sebagai standar. Kebundaran didasarakn pada ketajaman atau penyudutan dari pinggiran butir. Jika butiran mendekati bentuk bola maka permeabilitasnya dan porositasnya akan meningkat.4. Penyusunan butirPengaturan kepadatan daripada susunan bola butir satu terhadap lainnya.5. Kompaksi dan sedimentasiKompaksi menyebabkan penyusunan lebih ketat dan sebagian rongga rongga hilang. Sedimentasi terisi oleh larutan yang diendapkan

Rongga pori sekunderPori yang terbentuk setelah batuan terbentuk dan biasanya karena diinduksikan. Proses pori pori sekunder sebagai berikut :1. Pori pori pelarutanTerjadi dalam batuan karbonat. Merupakan proses penambahan porositas dan juga pembesaran pori akibat adanya daya larut yang berbeda dari mineral pembentukannya2. Pori pori retakan atau rekahanDidapatkan dalam batuan yang pegas. Beberapa penyebab terbentuknya rekahan adalah :a. Dilantasi pada gejala struktur Dislokasi akibat adanya perubahan volume batuan sehingga terjadi kekosongan dan terjadi karena patahan dan lipatan.Patahan Batuan yang mengalami patahan membuat perbedaan sudut sehingga menyebabkan refraksi yang mengakibatkan kekosongan yang dikompensir oleh rekahan yang membuka sehingga memberikan porositas.Lipatan Pada perlipatan konsentris terjadi tegangan atau gaya tarikan pada puncak antiklin dan lembah sinklin sehingga menimbulkan retakan.b. Pengembangan batuan pada penghilangan beban yang berada diatasnya.Dalam keadaan terpendam lapisan batuan terkompresi. Pengangkaan dan erosi menghilangkan beban mengakibatkan perekahan. Dan rekahan pada bidang ketidakselarasan.

c. Reduksi volume karena kompaksiPengendapan lempung biasanya disertai kadar air yang tinggi. Kompaksi mengakibatkan air keluar dan reduksi volume karena kompaksi yang dikompensasi adanya rekahan. Rekahan dibagi menjadi 4 golongan besar yaitu :Terbuka : pemisahan dinding rekahan yang jelas.Sebagian terisi : dinding rekahan dilapisi oleh kristalTerisi : rekahan seluruhnya diisi oleh kristalTertutup: tidak kelihatan adanya pemisahan dinding rekahan.

BATUAN RESERVOIR KLASTIK Detritus Batu PasirDua batuan penting yang berperan sebagai reservoir yaitu batuan karbonat dan batuan pasirJenis jenis klastik detritus Batu pasir Batu pasir merupakan batuan klastik detritus. Batuan detritus umumnya berkisar dari lanau sampai konglomerat. Porositas pada batu pasir bersifat intergranuler. Pori terdepat diantara butir butir terjadi secara primer, dan rongga terjadi pada waktu pengendapan. Batu pasir terdiri dari mineral kuarsa dan dibagi atas 3 jenis : Batupasir kuarsa Batupasir greywacke Batupasir arkose

Konglomerat dan detritus kasarBatuan ini dapat sebagai reservoir. Semakin kasar batuan pori porinya akan semakin besar dan permeabilitas semakin baik Batu lanauBatu lanau memiliki butir yang halus maka permeabilitas kurang baik. Namun jika mengalami retakan maka permeabilitasnya besar dan batu lanau dapat digunakan sebagai batuan reservoir.

Fasies, bentuk dan ukuran tubuh batu pasirPada umumna terdapat 3 macam fasies : Batupasir yang diendapkan sebagai endapan sungai ( fluviatil ) Batupasir yang diendapkan dalam lingkungan campuran atau dekat pantai Batupasir marin adalah batupasir yang diendapkan dalam larut.Ukuran dan bentuk, Ukuran lapisan reservoir dinyatakan dalam tebal dan luas.Luas lapisan reservoir sangat suit diklasifikasi pada lapangan atau dalam praktik. Oleh karenanya digunakan factor persistensi.Factor persistensi = Klasifikasi luas lapisan reservoir : Tubuh batu pasir sama sisi Tubuh batu pasir memanjang

Tubuh batu pasir sama sisi

Tubuh batu pasir memanjang

BATUAN RESERVOR KARBONAT GAMPINGPada umumnya karbonat terbagi menjadi 4 macam, yaitu :1. Batuan karbonat yang bersifat kerangka atau biasa disebut terumbu ( reef )2. Batuan karbonat bersifat klastik3. Batuan karbonat bersifat afantik4. Batua karbonat bersifat dolomite

Terumbu karbonat sebagai batuan reservoirTerumbu ( reef ) adalah batuan reservoir yang penting terdiri dari kerangka koral, gang gang, dan sebagainya yang tumbuh dalam laut yang bersih, berenegi gelombang tinggi, mengalami banyak pembersihan sehingga rongga sangat bersih. Porositas didapatkan dalam kerangka yang berbentuk rongga rongga bekas binatang hidup yang tersementasi sehingga porositanya kecil. Porositas diperbesar Karen pelarutan sehingga menjadi sangat gerowong atau bergua gua. Bentuk reservoir terumbuBentuk reservoir terumbu terbatas karena terumbu koral diikat oleh gangang. Reservoir terumbu dibagi menjadi 2 macam, yaitu :1. Terumbu yang bersifat fringing, merupakan suatu bentuk yang memanjang dilepas pantai.2. Terumbu yang bersifat terisoler, sering disebut sebagai pinnacle atau petch reef muncul sebagai berbagai bentuk kecilyangtidak teratur.Terumbu berasosiasi dengan bioklastik dan membentuk akumulasi sedimen. Terumbu yang berentuk linier sebagai penghalang ( barrier ) biasa berbentuk memanjang dan memperlihatkan suatu asimetri yang terdapat pada pinggiran suatu cekungan.inti terumbu yang meanjang merupakan suatu penghalang yang efektif sehingga dibelakangnya terbentuk suatu laguna yang airnya tenang. Terumbu tiangTubuh batuab terumbu sangat terbatas, sehingga pada saat eksplorasi terlewati. Oleh karena itu eksplorasi harus sangat teliti dan harus didasarkan pada beberapa analisa fasies batuan karbonat.

Gamping klastikBatuan reservoir yang terdapat didalam oolit merupakan pengendapan yang berebergi tinggi dan didapatkan dalam jalur sepanjang pantai atau jalur dangkal dengan arus gelombang kuat.Dolomite Kebanyakan dari batuan karbonat seperti terumbu ataupun oolit sedikit banyak ikut didolomitisasikan. Dolomite bersifat sekunder sedikit banyak dibentuk setelah pengendapan. Porositas dolomite timbul karena dolomitisasi batuan gamping sehingga molekul kalsit diganti oleh molekul dolomite, dan karena molekul dolomite lebih kecil daripada molekul kalsit maka hasilnya akan menjadi pengecilan volume sehingga timbullah rongga. Dolomite terbentuk dari Kristal dolomite yang bersifat euhedron dan tumbuh secra tidak teratur diantara kalsit.

BATUAN RESERVOIR ANEKA RAGAM

BAB VPERANGKAT RESERVOIR

Perangkap reservoir merupakan unsure paling penting dalam cara terdapat minyak dan gas bumi.istilah perangkap ( trap ), mengandung arti minyak terjebak dalam suatu keadaan sehingga tidak bisa lepas lagi.Pengertian perangkap hidrostatik dan hidrodinamik teori potensial teori potensial. Dari segi teori medan, maka setiap tetes minyak akan mengkuti garis gaya sampai berada disuatu titik dengan potensi yang paling rendah.dalam keadaan hidrostatik satu satunya gaya adalah gaya berat yang arahnya vertical. Dalam praktiknya bidang potensial adalah batas antara air dan minyak dalam reservoir. Jika air berada dalam keadaan static maka satu satunya gaya adalah vertical ke atas. Keadaan ini adalah perangkap hidrostatik. Tetapi jika terdapat berbagai gaya lain missal air bergerak kesuatu arah, maka resultannya adalah suatu gaya yang tidak vertical keatas tetapi agak miring.Bidang potensial akan berada dalam bidang batas minyak yang miring, dalam keadaan ini ada tidaknya perangkap harus diterangkan oleh bidang potensial yang miring. Dan dengan demikian perangkap dikatakan dalam keadaan hdrodinamik.

PERANGKAP DALAM KEADAAN HIDROSTATIK KLASIFIKASI UMUMDidalam perangkap tang berada dlam keadaan hidrostatik tetes minyak akan selalu berusaha bergerak ke atas. Dalam hal ini dapat dianalogikan dengan air pada permukaan bumi karena gaya berarti air akan sealu berusaha bergerak kebawah dan dengan demikian untuk menangkap air yang selalu meluncur kebawah harus dibentuk suatu wadah yang menutup air itu dari segala arahkecuali dari atas. Pembentukan lapisan peyekat dan lapisan reservoir pada umumnya dapat terjadi secara : struktur, stratigrafi, dan kombinasi antara struktur dan stratigrafi. Dalam hal perangkap yang lapisan penyekatnya dibentuk karena keadaan struktur maka lapisan ini dapat dilipat ataupun dipatahkan sehingga lapisan reservoir ini dibentuk dari berbagai arah disebabkan karena struktur.Dalam hal perngkap stratigrafi maka pembentukan disebabkan karena sedimentasi, antara lain karena sedimentasi sedimentasi lapisan penyekat itu mengelilngi lapisan reservoir sehingga lapisan penyekat tersebut secara otomatis menutupnya dari berbagai macam arah terutama dari atas.

PERANGKAP STRUKTUR

Perangkap lipatan Perangkap yang disebabkan perlipatan ini sangat peting. Unsure yang memPerangkap patahan Patahan normal Patahan naik Patahan tumbuh Patahan transversal Tektonik dan jebakan minyak

PERANGKAP STRATIGRAFI

PERANGKAP KOMBINASI STRUKTUR DAN STRATIGRAFI

PERANGKAP KETIDAK SELARASAN DAN PERANGKAP SEKUNDER

KLASIFIKASI PERANGKAP DE SITTER

PERANGKAP DALAM KEADAAN HIDRODINAMIK

BAB VIIBATUAN INDUK, PEMATANG, DAN MIGRASI SERTA AKUMULASI MINYAK DAN GAS BUMI

Pembentukan minyakbumi berasal dari tumpukan zat organic terutama plankton di dasar laut, tertimbun denagn sedimen halus dan mengalami reduksi, sehinggga terawetkan. Biasanya terjadi dalam suatu cekungan, dengan sedimentasi yang cepat. Dari proses ini maka akan terbentuk source rock (disebut juga batuan induk merupakan batuan serpih yang banyak mengandung zat organic dan berwarna hitam). Zat organic ini dapat berubah menjadi minyak dan gas bumi karena gradient panasbumi dan gaya tektonik serta pembebanan, oleh temperature tinggi dan tekanan. Kemudian batuan tersebut diperas dan bermigrasi ke batuan reservoir.KONSEPSI BATUAN INDUK Umumnya batuan induk dibayangkan sebagai batuan serpih berwarna gelap, kaya akan zat organic dan biasanya diendapkan dalam lingkungan marine. Menurut penyelidikan (Patnode, 1941; Hunt dan Jameson, 1956) semua batuan sedimen mengandung zat organic terutama dalam bentuk kerogen walaupun hidrokarbon dan aspal juga ditemukan (Smith, 1954). Formasi yang kaya akan kerogen (oil shale)dapat didestilisasikan dengan temperature tinggi secara destruktif. Menurut Philipi (1957) batuan induk mengandung 5-5000 ppm hidrokarbon pribumi (indigenous). Identifikasi ini didasarkan pada metode ekstraksi minyakbumi, jika terdapat korelasi antara zat organic dengan minyakbumi maka disebut indigenous. Apabila tidak, maka minyak dindikasikan berasal dari migrasi. Minyakbumi yang bermigrasi keluar merupakan fraksi kecil dari minyakbumi pada batuan induk. Batuan induk yang baik memiliki lebih dari 5000 ppm kadar bahan organic larut dan memiliki hubungan yang linier antara bahan organic larut dan karbon organik. Batu gamping juga dapat bertindak sebagai batuan induk, menurut Genham (1962) secara umum gamping mengandung zat organic yang lebih sedikit dari serpih, tetapi zat organic ini mengandung hidrokarbon yang lebih tinggi. Sedangkan dalam rsen, karbon dan lempung memiliki jumlah hidrokarbon yang sama. Menurut Levorsen (1958) batuan induk yang baik mengandung zak organic yang sedikit karena sebain besar zat organiknya telah ditransformasikan menjadi minyakbumi .PENENTUAN BATUAN INDUKHaun (1977) menjelaskan criteria standar identifikasi batuan induk sebagai berikut:1. TOC (Total Organic Carbon) kadar organic total merupakan presentase berat karbon organic dalam suatu batuan2. EOM (Extractable Organic Matter) merupakan zat organic yang dapat diektraksikan dalam CS2 atau bitumina. Pada umumnya mengandung susunan kimia utama dari minyak mentah. Perbandingan EOM/TOC paling rendah terdapat dalam batubara dan serpih minyak. 3. CPI (Carbon Preference Index) adalah perbandingan antara volum anggota n-parafin yang bernomor ganjil terhadap yang bernomor genap kisaran C21-C37. Nilai CPI tinggi pada organisme hidup dan hidrokarbon resen. Batuan sedimen tua nialinya sekitar 1, kebanyakan minyak mentah: 0.9-1.15. batuan induk yang baik memiliki nilai CPI kurang dari 1.15.4. CIR (Carbon Isotope Ratio) perbsndingsn isotop karbon C13/C12. Nilai CIR minyak bumi ialah 1% (0.0109-0.0110)5. LOM (Level Of Thermal Maturity) teori degradasi termal pembentukan minyakbumi memiliki tingkatatan pematangan tertentu, yaitu kombinasi antara temperature dan lamanya pemanasan.Pendapat sekarang pada umumnya memperlihatkan bahwa setiap batuan halus (serpih, marl, karbonat) terutama yang bersifat marin, dapat bertindak sebagai batuan induk terutama jika berasosiasi dengan batuan reservoir. Hal ini mengindikasikan fasies mengendalikan minyak. Fasies delta merupakan keadaan yang ideal karena merupakan tempat teekumpulnya zat organic dan tempat terbentuknya batuan reservoir. Sifat minyak berbeda-beda pada fasies yang berbeda pula. WAKTU PEMBENTUKAN MINYAK DAN GAS BUMIWaktu pembentukan minyak bumi bergantung pada factor mekanisme transformasi dan dan mekanisme migrasi, akumulasi minyak serta keterdapatan perangkap. Pada umumnya pembentukan minyakbumi dibedakan menjadi dua yaitu pembentukan cepat (early formation) dan pembentukan lambat (late formation).Pembentukan CepatAnggapan ini didasarkan pada terdapatnya hidrokarbon dalam sedimen resen, menunjukkan minyak bumi terbentuk tidak lama setelah sedimentasi. Malahan akumulasi dapat terjadi dalam puluhan ribu tahun saja (Kidwell dan Hunt, 1958). Kenyataannya semakin tertimbun sedimen, lempung dan serpih semakin padat, sehingga akan lebih sulit untuk cairan dapat bermigrasi. Stadium perkembangannya menurut Hedberg (1937 )Stadium I : Penyusunan mekanis komponen mineral, kedalaman 0,01 meter. Penyusutan porositas dari 90 % menjadi 75 %. Air bebas keluar.Stadium II : Penyusunan mekanis berlangsung terus sampai akhirnya mineral lempung langsung bersentuhan. Kedalaman 200 300 meter. Penyusutan porositas dari 75 % mrnjadi 35%. Sedimen mengalami pengeluaran air secara besar-besaran dengan hanya sedikit air bebas yang tertinggal.Stadium III : Deformasi mekanis komponen mineral. Kedalaman dari 320-2000 meter. Porositas menyusut dari 35% menjadi 10%. Fluida dikeluarkan lebih lanjut dari ruang pori yang semakit menciut.Stadium IV : Gejala rekristalisasi di dalam batuan. Kedalaman sampai lebih dari 3000 meter. Porositas menurun dibawah 10%. Hanya air yang diabsorbsi masih terdapat.

Pembentukan LambatPembentukan minyak bumi ialah dari serpih yang kaya zat organic mengalami penimbunan, oleh tekanan dan temperature tinggi minyakbumi bermigrasi. Tidak setiap minyak bumi harus melewati stadium serpih, terdapat beberapa minyak bumi yang terbentuk sebelum diagenesa/litifikasi. Terdapat perpedaan antara hidrokarbon di sedimen resen dan dalam minyakbumi. Tidak terdapat dalam kisaran C2.C14 juga tidak ada aromat dari golongan molekul rendah, sedangkan yang lebih rendah dari nonane (C9) pada umumnya tidak didapatkan pada sedimen resen. Hidrokarbon berat terdapat jauh lebih sedikit dalam sedimen resen daripada sedimen tua (Hunt, 1967). Hidokarbon dari seri paraffin memperlihatkan atom karbon bernomor ganjil lebih dominan daripada genap. Suatu batuan induk dapat beberapa kali menghasilkan minyakbumi., dengan sifat kimia dan migrasi yang berbeda pula (Welte, 1964). Welte juga beranggapan terbentuknya minyakbumi berasal dari degradasi termis, bakteri hanya berperan dalam proses pembusukan dan diagenesa permulaan tidak terbentuk dalam minyakbumi. Minyakbumi terbentuk pada kedalaman 500- 600 meter, dengan kenaikan temperatur 64C (disebabkan gradien geometris) bersamaan clengan kompaksi. Pada stadium ini dihasilkan minyakbumi yang bermolekul berat, banyak mengandung iso-parafin, banyak menqandung komponen oksigen dan sedikit banyak preferensi terhadap nomor atom C yang ganjil. Mekanisme migrasi primer berlangsung dengan jalan micelle (Baker, 1962) berhubungan dengan dekarboxilasi belum sernpurna, masih banyak ujung molekul yang bersifat hidrofil dan hidrofob. Karena kompaksi, koloid yang terbentuk dialirkan ke luar bersama air. Penurunan cekungan mengakibatkan batuan induk mengalami peningkatan temperatur dan tekanan. Peningkatan temperatur menyebabkan degradasi termal lebih lanjut, sehingga perbandingan iso-/n-parafin menjadi lebih kecil, komponen hetero (oksigen antara lain) berkurang, dan berat molekul ratarata hidrokarbon menjadi lebih kecil. Keadaan mi menghasilkan minyakbumi yang lebih ringan dan meninggalkan suatu residu organik yang tak larut dalam batuan induk. Tekanan menyebabkan porositas makin berkurang dan sebagai tenaga penggerak untuk migrasi.

PEMATANGAN MINYAK BUMI Pengertian pematanganLangkah terakhir pembentukan minyak bumi terjadi dalam reservoir (atau sekitarnya) pada waktu migrasi atau setelah migrasi primer selesai dan terjadi dalam urutan perubahan purna-diagenesa yang menghasilikan hidrokarbon dari senyawa yang lebih berat dengan berat molekul rendah (Dott dan Reynolds 1969).Semua perubahan bersifat kimia dan disebabkan perubahan geologi . Haeberle (1951) dan Hunt (1958) berpendapat bahwa fasies menentukan jenis minyakbumi seperti misalnya perbedaan derajat API. Proses perubahan lingkungan geology secara termodinamika juga mempengaruhi susunan kimianya. Minyak bumi muda dan matang bersifat naften atau aspal, banyak senyawa hidrokarbon dengan berat molekul tinggi, berat jenis tinggi (derajat API rendah), perbandingan atom hidrogen terhadap karbon rendah, dan pada umumnya banyak senyawa belerang, nitrogen dan oksigen, serta kadar bensinnya rendah.Minyak parafin dianggap lebih matang (mature), hasil proses pematangan minyak naften, dengan berat molekul dan berat jenis rendah, perbandingan atom hidrogen terhadap karbon rendah, sedikit mengandung belerang, nitrogen dan oksigen, kadar bensin tinggi, termodinamika rendah dan energy bebas lebih stabil.Proses pematanganMengacu pada hipotesa:1. TEORI PERBANDINGAN KARBON (CARBON RATIO). White (1915) menghubungkan terladinya perubaban minyakbumi dengan metamorfisme regional. Minyakbumi yang bertingkat paling rendah ditemukan di daerah dengan formasi yang mengandung endapan karbon yang paling sedikit terubah. Minyakbumi yang tingkattannya lebih tinngi diteman di daerah dengan pengubahan zat organik yang lebih lanjut. Jika pengubahan residu karbon melampaui 65 % atau 75% dan karbon tetap dalam batubara murni, maka distilat minyakbumi terdapat sebagai gas pada temperatur batuan.2. FRAKSINASI MINYAX DALAM BATUAN (DAY, 1916). Pematangan disebabkan karena fraksinasi minyakbumi dalam serpih lempung/batuan induknya. Pada waktu migrasi, hidrokarbon yang tidak jenuh (naften, arornat) akan melekat pada lempung karena kapilaritas.3. HUBUNGAN BERAT JENIS (DERAJAT API) MINYAKBUMI TERHADAP UMUR DAN KEDALAMAN. Pada umur yang sama, makin bawah terdapatnya minyakbumi makin meningkat kadar fraksi ringan dan derajat API-nya (Barton, 1934). Pada kedalaman yang sama, semakin tua umurnya semakin ringan minyakbuminya. Semakin dalam terdapatnya minyak bumi dan makin tua umurnya maka semakin tinggi perbandingan hydrogen/karbon. Dalam gas, semakin tua dan dalam gas semakin menurun perbandingan hydrogen/karbon. Beberapa proses pematangan dan pendewasaan dibedakan menjadi:a. Hidrogenasi dan metilisasi. hidrokarbon yang tidak jenuh dijenuhi dengan hidrogen atau metil, dan merubah hidrokarbon siklis menjadi alifat. b. Reksi katalitis dan cracking. Peninggian temperatur dan pengaktifan katalisator akan mematahkan hidrokarbon berat menjadi ringan/paraffin.c. Aromatisasi. Proses konversi yang terjadi karena penurunan progresif dalam daya larut minyakbumi dan zat aspal (Erdinan, 1965). Merupakan suatu polimerisasi senyawa aromatik menjadi kompleks aspal. Dengandemikian zat naften dan aromat akan ketinggalan, minyak menjadi lebih bersifat paraffin dan atom hidrogen akan dilepaskan.d. Migrasi pemisahan dari fasa (Silverman, 1965). Pemisahan secara fisik satu fasa dan sistem reservoir minyakbumi berfasa dua, yang kemudian diikuti oleh migrasi dan fasa yang telah dipisahkan dari reservoir asalnya. Terjadi penurunan tekanan untuk mendapatkan dua fasa (cairan dan uap), perubahan kimia yang terjadi tidak terlalu besar.

Pematangan sebagai konversi geokimia minyak bumi Proses ini didasarkan atas analisa termodinamika yang menyatakan, bahwa zat organik yang terdiri dari beraneka unsur (heteroelemental) mempunyai energi bebas lebih tinggi, dan transformasi spontan senyawa organik akan selalu terjadi dari enegi bebas lebih rendah. Hidrokarbon siklis yang tidak jenuh, terutama yang asimetris mempunyai energi bebas lebih tinggi daripada molekul jenuh yang sederhana. Penurunan kadar senyawa yang beroksigen dan dekarboxilasi dapat dipakai sebagai indeks transformasi. Secara termodinamika seri parafin merupakan minyak bumi yang paling stabil. Proses konversi geokimia minyakbumi menurut Andreev (1958) meliputi 11 tahap :1. Permulaan, zat organic yang telah dideoxigenasi dalam batuan sedimen (sapropel)2. Zat resin sekunder, terbentuk bersamaan dengan hidrokarbon dan bersenyawa heterogen3. Zat resin primer, belum bersifat hidrokarbon, konversi menghasilkan residu tak larut dan hidrokarbon4. Senyawa aromat yang berberat molekul tinggi, terdiri dari satu atau lebih cincin sikloparafin dan disambung cincin aromat5. Hidrokarbon aromat bersiklis dan monosiklis yang sederhana6. Hidrokarbon sikloparafin-polisiklis : suatu tahap yang paling tidak stabil dan segera berkonversi menjadi zat yang berikutnya.7. Sikloparafin monosiklis dan bisiklis.8. Hidrokarbon bersifat parafin : sebagai objek akhir dari semua.9. Gas alam jenis parafin. Gas ini dipisahkan karena menunjukkan dinamika munculnya gas dari hidrokarbon jenis yang berlainan. Gas terbentuk hanya pada stadium konversi yang kemudian.10. Senyawa yang banyak mengandung karbon dengan berat molekul tinggi dan berstruktur siklis, merupakan suatu hasil sekunder yang khas dan belum kehilangan daya larutnya dalam pelarut organik. zat ini merupakan mata penghubung antara zat grafit dan bagian hidrokarbon minyak bumi.11. Tubuh grafit, merupakan hasil akhir pengkonversian minyak bumi atau sebagian minyak bumi.

Konsepsi Pematangan Philipi (1965)Phillipi (1965) berdasarkan pekerjaannya di Sumatera Selatan, Venezuela (1957) dan cekungan Ventura dan Los Angeles, menunjukkan bahwa pematangan (matiration) minyak bumi yang berhubungan dengan pembentukannya sendiri terjadi dalam batuan induk. Pendewasaan minyak bumi merupakan hasil degradasi termal zat organik, sehingga merupakan fungsi gradien geotemal. Hasil analisa hidrokarbon batuan induk pada batuan sedimen miosen dalam cekungan yang sama, menunjukkan terdapatnya peningkatan progresif daripada jumlah dan perubahan susunan kimia hidrokarbon minyak bumi dalam reservoir. Makin dalam letak batuan dan makin tua umur batuan tersebut, maka kesamaan susunan kimianya dengan minyak bumi tercapai.Hal ini menurut Phillipi (1965) adalah proses pematangan. Dalam analisanya dari jenis hidrokarbon dalam batuan induk terhadap kedalaman didapatkan :1. Kadar hidrokarbon bersama dengan perbandingannya hidrokarbon/karbon non karbonat meningkat kuat.2. Peningkatan ini lambat pada permulaan, tetapi sangat menyolok dalam serpih Miosen Atas (15 juta tahun).3. susunan secara keseluruhan daripada hidrokarbon dengan titik didih di atas 325 derajat celcius tidak kelihatan berubah dalam proses pembentukan minyak bumi, tetapi sangat menyolok dan bersistem dalam susunan detailnya, antara lain lelebihan nomor atom karbon ganjil dalam kisaran C27 - C33 makin menghilang, dan parafin normal dalam kisaran C18 - C22 terbentuk.4. Konsentrasi total hidrokarbon dengan titik didih diatas 325 derajat celcius meningkat dengan kedalaman dan umur, disertai pula peningkatan parafin normal dalam batuan serpih.Pada permulaan, jumlah hidrokarbon yang terbentuk jauh lebih sedikit daripada daya penyerapan zat organik non hidrokarbon, sehingga minyak (yang belum dewasa) yang mula-mula terbentuk akan tinggal ditempat terbentuknya (dalam zat organik) sampai stadium proses pembentukan minyak berikutnya. Jika jumlah minyak yang terbentuk melebihi daya penyerapan zat organik, barulah minyak bumi akan dikeluarkan, dan minyak yang dikeluarkan telah matang.Pendapat Phillipi (1965) ini menerangkan mengapa dalam lapisan semuda pliosen muda seperti minyak yang didapatkan di California telah matang. Keberatan terhadap teori ini adalah, bahwa minyak harus bermigrasi secara vertikal melalui serpih tebal yang rapat.Evolusi Kerogen Menurut Tissot (1974)Tissot berpendapat bahwa kerogen merupakan bahan baku hidrokarbon. Struktur umum dari kerogen terdiri dari inti siklis yang berkondensasi secara majemuk yang mempunyai rantai-rantai alkil dan diikat oleh ikatan heteroatom yang mengandung oksigen. Karena tekanan dan temperature akibat pembebanan maka rantai hetero atom akan terpatahkan, dimulai denagn gugusan labil karbonil dan kerboxil dalam urutan peningkatan energy penguraian. Oksigen diubah menjadi CO2 dan H2O . Menurut Tissot evolusi kerogen terjadi melalui tiga jalur:Jalur pertama (I) adalah kerogen yang tersusun atas struktur alifat, dengan H/C tinggi, O/C rendah yang berasal dari gannggang endapan danau.Jalur kedua (II) merupakan jenis exinit dari batubara Jalur ketiga (III) adalah kerogen yang kaya struktur aromat, dengan O/C yang cukup tinggi (0.2-0.3) dan H/C yang relative lebih rendah. Hubungan Antara Pengubahan/ Pematangan Termal Zat Organik Dengan Pembentukan Minyak dan Gas BumiTerdapat hubungan antara pengubahan/ pematangan termal zat organik dengan pembentukan minyak dan gas bumi, dalam proses ini dapat dibedakan antara pengubahan yang terjadi pada waktu diagenesa dengan perubahan termal Tranformasi OrganikMerupakan zat organic yang terkumpul dalam sedimen ketika diagenesa mengalami perubahan. Pada waktu pengendapan, zat organik mengalami penguraian oleh organisme aerob atau anaerob, tergantung atas oksigen. Dalam keadaan oksidasi dan energi tinggi, yang tinggal hanyalah bagian yang tahan; seperti spora, kepala putik, kutikula. Keadaan anaerob adalah relatif, karena untuk reduksi selalu diperlukan oksigen. Berbagai jenis bahan zat organik yang tersebar dalam batuan sedimen sebelum dan sesudah mengalami perubahan (taplin, 1969)Bahan Primer ada dua yaitu sumber terestris dan sumber laut. Sumber terestris: kutikula tumbuh-tumbuhan (daun, tangkai) dan spora, kepala putik tahan dalam air, fragmen kayu yang terlignitkan, arang mineral, resin, ganggang plankton air tawar. Sumber Laut: Organisme fitoplankton dan bentos (Bakteri, ganggang, fungi). Bahan yang terubah (waktu diagenesa): dilihat dari indikator sapropiI; masa yang menggumpal setengah koheren yang tak beraturan (sangat halus tersebar dalam lempung); bahan gondorukem bening, berpelat-pelat dan pegas. Dilihat dari unsure sangat tahan: sisa kutikula berlempeng yang terubahkan dan lamban. Dari hasil transformasi termal: Ekivalen yang telah menjadi hitam karena panas dari bahan utama yang termodifikasi dengan karbon tinggi; pirobitumina dan partikel hangus yang tidak berstruktur. Pengubahan Termal Zat Organik Dan Tingkat Pematangan Termal (LOM)Perubaban temperatur dapat menyebabkan metamorfisme dan sangat berpengaruh pada zat organik yang terkandung dalam sedimen. Derajat metamorfisme disebut juga sebagai LOM (level of organic maturation). Cara penentuan LOM adalah:1. Index pengubahan termal TAI (Thermal Alteration Index): Metoda ini mempergunakan penentuan warna secara visual dari pollen (serbuk kepala putik) dan zat organik lainnya, dari warna kuning, cokiat sampai hitam. 2. Refleksitansi vitrinit: VR (Vitrinite Reflectance): Metoda mi mempergunakan partikel-pertikel batubara (vitrinit) dalam batuan sedimen yang dipoles dan daya pemantulan cahaya diukur. Semakin tinggi daya pantulannya smakin tinggi tingkatan pematangannya. 3. Perbandingan Karbon Terikat FCR (Fixed Carbon Rdtio): Metoda ini menggunakan lapisan-lapisan batubara yang tersisip dalam batuan induk. Merupakan persen perbandingan zat karbon yang terikat dan abu (ash) dengan batubara secara keseluruhan. Makin tinqgi persentase makin tinggi derajat pematangannya. Dapat pula dinyatakan sebagai persen zat terbang. Zat terbang merupakan tingkat pematangan terbaik untuk pembentukan minyak dan gasbumi.4. Tingkatan Batubara CR (Coal Ranks): Metoda ini mernpergunakan lapisan-lapisan batubara yang berasosiasi dengan batuan induk. Tingkatan batubara ini ditentukan berdasarkan nilai kalori dan zat-zat terbang di dalam batubara.

Menurut Klermne (1972), kecepatan pembentukan minyakbumi dari pembebasan asam lemak atau lipid dari kerogen merupakan suatu proses yang berhubungan dengan temperatur yang bersifat exponensial. Dalam hal ini maka kedalaman dan gradien geotermal merupakan faktor yang penting. Minyak mulai terbentuk pada temperatur 1500 F berupa minyak berat itu menjadi makin ringan, dan pada temperatur di atas 350 F hanya terdapat gas saja. Porositas ternyata menurun secara linier dengan kedalaman. Pada gradien geotermal tinggi, pembentuican minyakbuni akan terjadi pada kedalaman yang dangkal (dimana porositas masih tinggi), sehingga dapat menimbulkan akumulasi yang besar (Klemme, 1972).

MIGRASIMenurut teori organic zat organic didapatkan tersebar dalam batuan serpih-lempung yang halus. Untuk mendapatkan akumulasi komersil diperlukan adanya pengkonsentrasian, antara lain dengan keluarnya tetes-tetes tersebut dalam batuan reservoir, dan bergerak ke perangkap. Migrasi dibedakan menjadi:Migrasi primer: keluarnya minyakbumi atau protopetrolium dari batuan induk menuju reservoir, kompaksi dan pengaliran sangat mempengaruhi proses ini.Migrasi sekunder: pergerakan fluida dalam lapisan penyalur untuk menuju tempat akumulasi. Akumulasi merupakan tetes-tetes atau gumpalan minyak yang terperangkap dan berkumpul pada suatu tempat.Syarat fisika migrasi1. Terdapat perbedaan tetes dengan fasa kontinu: kapilaritas / tegangan permukaan menghalangi bergeraknya tetes.2. Kapilaritas tetes dalam pori/ konstriksi; dalam keadaan statis pada tiap tonjolan terdapat keseimbangan te4kanan sebelah-menyebelah selaput pemisah fasa. Untuk memindahkan setiap tetes fluida diperlukan suatu tekanan pergeseran sebesar Pc = dyne/cm2. Dengan Pc adalah perubahan tekanan kapiler, adalah tegangan permukaan dan rp merupakan jari-jari pori. Tekanan penggeseran bergantung pada besar pori , besar butir dan tegangan permukaan. Semakin kecil butir semakin besar tekanan yang diperlukan. Agar minyak dapat bermigrasi dalam pori-pori yang berisi air secara mekanik, diperlukan suatu fasa yang kontinyu. Sumber tenaga untuk migrasi Meliputi gradient hidrodinamik, daya pelampungan, kompaksi, tegangan permukaan, gravitasi pelampungan, tekanan hidrostatik, tekanan gas, sedimentasi.

Mekanisme migrasi Dengan pertolongan air:1. Sebagai droplet, yaitu tetes kecil yang terbawa arus air. Hal ini hanya mungkin jika pori yang ada seluruhnya diisi minyak, dengan kadar organic tinggi dan dikonversikan menjadi minyak.2. Sebagai micelle, adanya gugus hidroksil pada ujung suatu molekul yang bertindak hidrofil sedang ujung lainnya hidrofob, dapat melarutkan hidrokarbon. Karena air minyak larut maka tidak ada tegangan permukaan dan kapilaritas, minyak mengalir keluar ketika migrasi orimer/ kompaksi. 3. Pelarutan zat induk minyak (non-hidrokarbon) dalam air. Migrasi bukan dalam bentuk hidrokarbon melainkan dalam bentuk zat induk (proto-petrolium) seperti keton dan asam ester yang mudah larut dalam air.

Tanpa pertolongan air1. Gerakan kapilarita (washburn, 1915). Adanya perbedaan tegangan permukaan antara air dan minyakmenyebabkan air masuk ke por-i-pori yang halus, sedangkan minyak ke pori yang kasar. Terjadi pada migrasi primer ketika kompaksi telah berhenti.2. Pelarutan dalam gas dan ekspansi gas (Mills, 1923). Minyak dapat larut dalam gas, terutama pada temperature dan tekanan tinggi. Difusi molekul gas melalui batuan serpih sangat besar. Karena ada pembebasan tekanan maka gas berekspansi membawa minyakbumi sebagai larutan. 3. Teori pelampungan. Karena perbedaan berat jenis minyakbumi dan air, maka suatu gumpalan minyak akan selalu melambung mencari tempat yang bertekanan rendah. Adanya sentakan memungkinkan terbentuknya gumpalan minyakbumi yang bergerak ke atas.4. Teori gerakan hidrolik (Munn, 1909). 5. Teori pengaliran minyakbumi melalui matriks zat organic/ kerogen (McAuliffe, 1979).

Migrasi primer Migrasi primer adalah proses bergeraknya fluida dari batuan induk yang berupa batuan klastik halus (serpih-lempung) dan zat organik terkumpul dan kemudian ditransformasi menjadi minyakbumi, menuju ke batuan yang lebih berpori atau yang disebut lapisan penyalur ( carrier bed ). Hubungan antara migrasi primer dengan kompaksi, diagenesa dan dehidrasi Dapat dibagi menjadi beberapa stadium:Stadium I: air pori kelebihan dan air, air antara lapisan Kristal lempung dikeluarkan oleh tekanan beban lapisan atasnya. Secara volum terjadi pengeluaran air paling banyak dari proses dehidrasi, proses permulaan ini disebut kompaksi dan menyisakan 5-10% residual pore water. Interval peralihan rendah, cairan dan hidrokarbon sama sama ditransport ke permukaan.Stadium II: keadaan peningkatan kerapatan paket antara air antar-lapisan dan sedimen tinggal dalam keadaan setengaa seimbang sambil mengabsorsi panas. Jika panas cukup maka akan menggerakkan air dari salah satu lapisan ke dalam system keseluruhan. Terjadi interval perlalihan didesak keluar oleh air formasi.Stadium III: inkremen air yang terakhir, yang mendekati kerapatan air kapiler, secara berangsur-angsur dikeluarkan dari pertengahan jaringan Kristal lempung dan pori-pori, sedangkan temperature sedimen meningkat. Hidrokarbon tidak dapat bergerak pada kedalaman tingkat penguburan. Kedalaman permulaan migrasi primerDidasarkan pada pematangan organic teori degradasi termal, migrasi batuan induk dapat dimulai pada kedalaman antara 500-850 meter, parafinis dimulai 1500-2850 meter. Pada kedalaman 50-65 minyak hanya terpanaskan pada droplet kecil karena penarikan kapilaritas.

Pengaruh gradient geothermal terhadap migrasi1) Factor temperature, peningkatan temperature akan menurunkan viskositas tekanan dan peningkatan volum, tekanan dan kelarutan.2) Factor porositas dan kedalaman. Penurunan porositas linier terhadap kedalamannya. Gradient geothermal yang tinggi menyebabkan mobilitas yang tinggi daripada pengeluaran air dan serpihdibandingkan penurunan porositas reservoir ke dalam. Temperature tinggi membantu pergerakan bentuk globul atau micelle hidrokarbon.

MIGRASI SEKUNDER: arah, jarak dan mekanismePada umumya minyakbumi bergerak ke perangkap melalui lapisan penyalur hal ini disebut longitudinal migration. Minyak juga dapat bermigrasi secara vertical ke atas sepanjang rekahan, patahan dan retakan (cross formational). Jika kolom pergeseran cukup maka patahan bersifat penyalur dan apabila kurang bersifat penyekat.Minyakbumi bergerak dalam jarak pendek apabila tidak ada kesempatan bergerak panjang. Minyak bumi dapat bermigrasi pendek apabila; minyakbumi terjadi dalam lensa reservoir, tetes minyak sukar bergerak ekstensif sepanjang kemiringan rendah, tidak semua minyak dapat dikelurkan sehingga seharusnya ditemukan sisa hidrokarbon pada jalur yang dilalui. Jarak migrasi yang jauh dapat digambarkan sebagai; Jika minyak dapat bergerak pendek maka dengan waktu yang lebih lama dapat bergerak jauh, batuan reservoir menerus, minyak bergerak ke suatu sumur tidak bergantung jarak, bentuk ekstensi perangkap dinamis terhadaop waktu, batuan induk jauh dari reservoir.Mekanisme migrasi secara umum dapat dibayangkan sebagai suatu tetes-tetes minyak yang tersebar, oleh adanya gempa, tekanan, satupun sentakan minyak bumi mengalir ke atas, sepanjang lintasan yang dilalalui minyak bumi akan menggumpal karena menyerap tetes minyak yang dilalui, kemudian semakin lama akan semakin membesar dan semakin cepat bergeraknya seperti reaksi beruntun.

AKUMULASI MINYAK DAN GASBUMISeperti telah kita ketahui bersama bahwa minyak dan gas bumi berakumulasi pada suatu perangkap yang merupkan bagian tertinggi dari lapisan reservoir. Akan tetapi apakah yang menyebabkan minyak dan gas bumi berhenti disana? Ada 2 teori yang menjelaskan pertanyaan itu adalah sebagai berikut :

Teori akumulasi gussowDalam keadaan hidrostatik, akumulasi dapat diterangkan oleh teori Gussow (1951). Gumpalan atas tetes-tetes minyak dan gas akan bergerak sepanjang bagian atas lapisan penyalur keatas, terutama disebabkan pelampungan (buoyancy). Begitu sampai di sustu perangkap (dalam hal ini perangkap struktur), minyak dan gas akan menambah kolom gas dan mendesak minyak kebawah yang juga bertambah tinggi kolomnya dan gilirannya mendesak air ke bawah. (gambar 1). Hal ini akan terus terjadi sampai batas minyak air mencapai Spill point. Penambahan minyak dan gas terus menerus akan menyebabkan perlimpahan (Spilling) minyak keatas ke struktur selanjutnya (fasa dua). Pada fasa berikutnya, berhubungan penambahan gas, maka seluruh minyak didesak gas kebawah sehingga melimpah sampai habis dan perangkap diisi sepenuhnya oleh gas.

Stadium I : Gas, minyak dan air diatas titik limpah, minyak dan gas kedua-duanya terus menerus terjebak sedangkan air disingkirkan. Stadium ini berhenti jika antara muka minyak-air mencapai titik limpah.

Stadium 2 : Stadium penyebaran selektif dan pengasiran gas. Gas terus dijebak, selagi minyak melimpah keatas kemiringan. Stadium ini berakhir jika antara muka minyak-gas mencapai titk limpah dan berhimpitan dengan antar muka minyak.

Stadium 3 : Stadium Akhir. Perangkap diisi oleh gas. Gas melimpah ketas selagi lebih banyak gas yang masuk perangkap. Minyak melewati perangkap dan meneruskan perjalannya ke atas kemiringan.

Gambar 1 : Differensiasi minyak dan gas dalam perangkap yang menyebabkan minyak melimpah. (Gussow, 1951)

Pada gambar II, terlihat bagaimana mekanisme ini menyebabkan penyebaran akumulasi minyak dan gas pada sejumlah perangkap yang berderetan dan pada ketinggian strukturil yang berbeda. Terisinya suatu perangkap oleh gas, minyak dan sebagainya tergantung dari arah migrasi, dan jumlah minyak dan gas yang bermigrasi.Yang pertama ini dibandingkan sebagai E, D, dan C. Sedangkan untuk yang kedua diilustrasikan oleh A, B dan C.Terlihat pada gambar bahwa tergantung dari arah batuan induk, maka yang paling dekat akan terisi oleh gas, sedangkan yang paling jauh diisi oleh air.Perangkap I Diisi sampai titik limpah dan mempunyai tudung gas. Hanya minyak melimpah keatas kePerangkap II.Perangkap III dan IV penuh dengan air asin dan mengandung minyak atau gas.

Perangkap I seluruhnya diisi dengan gas, seluruh minyaknya telah terusir masuk keperangkap II. Minyak sekarang melebihi perangkap I.Perangkap II telah diisi minyak dan melimpahkan keatas kemiringan ke dalam perangkap III, yang masih belum mengandung tudung gas.Perangkap III mengandung hanya sedikit miinyak, sedangkan perangkap IV masih terisi air asin.

Perangkap I tak berubah dengan gas melimpah keatas kemiringan ke dalam perangkap II, Minyak melewati perangkap I. Perangkap II sekarang mempunyai tudung gas dan melimpahkannya ke atas kemiringan ke dalam perangkap III. Perangkap III sekarang telah terisi dengan minyak tetapi masih tetap belum mempunyai tudung gas dan melimpahkan minyak kedalam perangkap III. Perangkap IV masih terisi air asin.

Migrasi sama seperti untuk C, tetapi dalam keadaan hubungan struktur yang lain. Perhatikan bahwa ketinggian kulminasi tidak mempunyai efek terhadap penjebakan selektif, ketinggian titik limpah adalah yang mengendalikan. Ketinggian kulminasi diatas titik limpah menentukan kalau minyak maximum.

Migrasi sama seperti untuk C. Disini semua kaulminasi berada pada ketinggian yang sama. Titik limpah mengendalikan penjebakan differensial.

Gambar II. Penyebaran minyak dan gas pada deretan struktur karena penjebakan pemisahan differensial (Menurut Gussow, 1951)

Teori akumulasi king hubbert (1953)King Hubbert (1953) meninjau prinsip akumulasi minyak bumi dari segi kedudukan energi potensial, dan erat hubungannya dengan perangkap hidrodinamik. Dalam hal ini minyak bumi, baik dalam bentuk tetes tetes maupun fasa yang menerus yang berada dalam lingkungan air, akan akan selalu mencari batuan reservoir yang terisolir dan secara local mempunyai potensial terendah. Medan potensial dalam suatu reservoir yang terisi air merupakan resultan dari dua gaya, yaitu (1) gaya pelampungan (buoyancy), dan (2) gaya yang disebabkan gradient hidrodinamik. Dalam pengertian ini, minyak dan gas bumi akan berakumulasi jika bidang ekipotensial yang tegak lurus terhadap garis gaya resultan gaya tadi menutup seluruhnya dari bawah suatu daerah potensial rendah lokasi yang terisolir, misalnya suatu antiklin, suatu pelengkungan ataupun struktur lainnya dimana lapisan reservoir dan lapisan penyekat diatas konkav kearah bawah.Dengan konsepsi diatas, maka suatu akumulasi dapat terjadi serta hilang atau terusir, dengan terdapatnya suatu gradient hidrodinamik yang pada setiap saat geologi arah serta besarnya ( vektornya dapat berubah ). Dalam keadaan itu maka paling tidak posisi batas air minyak atau air gas itu miring. Akumulasi minyak dan gas bumi merupakan suatu keseimbangan yang dinamis.

Waktu penjebakanPenentuan waktu dalam sejarah geologi mengenai kapan minyak bumi dapat terjebak, bukan saja penting dari segi ilmiah akan tetapi juga dari segi ekonomi. Suatu perangkap dapat terisi atau kosong tergantung dari waktu pembentukannya ataupun kapan minyak itu terbentuk berada dalam keadaan dapat dijebak oleh perangkap. Pengertian yang baik mengenai hal ini akan sangat membantu evaluasi suatu prospek ( Landes 1959 ). Ada beberapa bukti yang menerangkan bahwa minyak bumi terjebak pada permulaan sejarah pembentukan perangkap misalkan dalam hal lensa-lensa pasir tetapi dapat pula difahami bahwa minyak bumi dapat bermigrasi ke perangkap yang terbentuk kemudian. Perangkap dapat terbentuk lama setelah minyak tidak dapat bermigrasi lagi, sehingga perangkap tersebut akan kosong. Rittenhouse ( 1967) dalam dott dan Reynolds ( 1969 ) memberikan kriteria untuk mengetahui waktu akumulasi. Berbagai metodenya memberikan informasi hal hal sebagai berikut :a. Waktu tercepat dimulainya akumulasi.b. Waktu tercepat dapat terselesaikannya akumulasi.c. Waktu paling lambat dapat terselesaikannya akumulasi.

Hal hal tersebut dapat dipertimbangkan dari beberapa faktor sebagai berikut :1) Waktu Pembentukan Perangkap.Waktu pembentukan perangkap adalah waktu tercepat minyak dapat berakumulasi. Tetapi tentu minyak dapat bermigrasi setiap waktu setelah pembentukan perangkap tadi. Dalam hal kondisi patahan tumbuh, akumulasi dapat terjadi bersamaan dengan pembentukan batuan reservoir. Juga hal yang sama berlaku untuk lensa lensa batuan reservoir.Cara menentukan ada tidaknya perangkap pada waktu migrasi dan pembentukan minyak bumi yaitu dengan membuat perangkap struktur yang digantungkan pada suatu lapisan sumur tersebut sebagai datum. Dengan cara yang sama suatu peta struktur berkontur dapat dibuat dan ada tidaknya tutupan pada zaman tersebut dapat ditentukan.2) Perangkap Yang Terisi dan Kosong.Terdapat kemungkinan perangkap yang terisi dibentuk terlebih dahulu dan perangkap yang kosong terbentuk kemudian, setelah migrasi sekunder berhenti.3) Expansi Gas.Hal ini dikemukakan oleh leverson (1956) yang mendasarkannya pada hokum Boyle dan Charles. Gas mengembang jika tekanan turun. Kedalaman (waktu) pada saat volum reservoir sama dengan volum minyak dan gas sekarang pada tekanan dari temperature lebih rendah, adalah kedalaman tercetak (waktu) pada saat akumulasi telah selesai.4) Minyak dibawah Penjenuhan.Anggapan dasar dari kriteria ini adalah bahwa minyak telah jenuh dengan gas pada waktu akumulasi telah selesai. Jika terdapat reservoir dengan minyak yang tidak jenuh minyak ( tidak ada tutup/ topi gas ) maka hal ini dapat diterangkan sebagai berikut. Pada pembebanan dan penguburan setelah akumulas, maka minyak dalam reservoir akan tidak jenuh, karena peningkatan tekanan akan melarutkan gas bebas kedalam minyak. Pada pengangkatan dan erosi lapisan yang menutupi reservoir akan terjadi ha sebaliknya dan gas akan keluar membentuk topi gas.Namun metode penentuan ini memiliki banyak kelemahan dan anggapan anggapannya belum tentu benar.sehingga hasilnya meragukan ( hoshkin, 1960 ).5) Topi Gas yang BerkelalaianHal ini diberikan oleh Levorsen ( 1950 ) untuk keadaan special. Topi gas yang tinggi dalam blok yang turun dalam perangkap patahan menunjukkan akumulasi gas sebelum pematahan.6) Difusi Gas Dalam Reservoir Yang Sebagian Terpisah dan Tak Jenuh.( Zafferano, Capps dan Fry, 1963 ). Difusi gas akan terjadi diantara reservoir yang demikian dari yang jenuh menuju yang kurang jenuh dan waktu yang diperlukan untuk hubungan sekarang dapat dihitung.7) Metoda Energi (oleh para Ilmuwan Uni Soviet ).Adalah pengukuran kehilangan nilai energi dari minyak dalam reservoir sepanjang waktu.8) Mineral DiagenesaMineral Diagenesa akan menurunkan porositas karena sementasi dan kompaksi. Jika Minyak bumi yang terdapat menghalang halangi proses tersebut, maka jelas akumulasi terjadi sebelum diagenesa dalam reservoir basah air yang ada didekatnya. Sering hal ini ditunjukkan oleh tekanan tinggi dalam reservoir.9) Sementasi OrganikYang dimaksud sementasi Organik disini terutama adalah semen aspal. Waktu akumulasi adalah sebelum pengorosian bidang ketidakselarasan.

Dari uraian tersebut diatas disimpulkan bahwa minyak bumi tidak terjadi pada waktu tertentu di dalam evolusi minyak bumi. Setalah berakumulasi di suatu perangkap, minyak bumi dapat bermigrasi lagi ke perangkap yang terbentuk kemudian. Sebagai contoh misalnya akumulasi minyak bumi di daerah cepu (Soetantri dan lain-lain, 1973 ). Di daerah ini pelipatan utama dan intensif terjadi pada akhir Pleistosen.Akan tetapi kedalaman penguburan dari batuan induk yang meliputi struktur itu tidak memungkinkan pembentukan dan migrasi minyak bumi ke struktur muda.

Dilain Pihak suatu fasa pelipatan yang lebih tua telah terjadi pada akhir pliosen dan kemudian pada waktu transgresi pleistosen, penguburan telah cukup dalam untuk pembentukan dan migrasi minyak bumi ke dalam sejumlah perangkap kecil yang telah ada terlebih dahulu. Jadi kombinasi antara kedalaman pembebanan dan umur pelipatan dapat menentukan apakah suatu perangkap itu terisi penuh atau tidak.

GEOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI RP. Koesoemadinata44