BAB IV ESTIMASI SUMBER DAYA HIDROKARBON PADA FORMASI PARIGI

Transkripsi

1 BAB IV ESTIMASI SUMBER DAYA HIDROKARBON PADA FORMASI PARIGI 4.1 Pendahuluan Pada bab ini akan dibahas hal-hal yang berkaitan dengan analisis untuk memperkirakan sumber daya hidrokarbon di daerah penelitian. Tahapan pertama adalah menganalisis elemenelemen Sistem Petroleum. Analisis ini bertujuan untuk mengetahui elemen-elemen dalam Sistem Petroleum mempengaruhi keterdapatan dan akumulasi hidrokarbon di daerah penelitian. Tahapan yang kedua adalah mengidentifikasi prospek-prospek pada interval Formasi Parigi yang terdapat di daerah penalitian. Dalam tahapan eksplorasi, pencarian prospek-prospek hidrokarbon difokuskan pada area-area yang memungkinkan terakumulasinya hidrokarbon (perangkap). Tahapan yang ketiga adalah melakukan perhitungan volume sumber daya hidrokarbon tanpa analisis resiko (unrisk resources) masing-masing prospek. Tahapan ini dilakukan dengan menggunakan prinsip-prinsip probabilistik yaitu dengan menggunakan simulasi Monte Carlo. Tahapan yang keempat adalah melakukan perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan analisis resiko (risk resources) yang didasarkan pada analisis Sistem Petroleum. Pada tahapan ini juga dilakukan pemeringkatan berdasarkan volume sumber daya hidrokarbon yang terdapat pada masing-masing prospek. 4.2 Analisis Sistem Petroleum Dalam Tahapan Eksplorasi, untuk mengetahui keberadaan serta menghitung sumber daya hidrokarbon suatu daerah, setidaknya dibutuhkan lima syarat Sistem Petroleum dalam satu cekungan, antara lain: batuan induk (source rock), batuan reservoir, batuan tudung (seal), migrasi dan perangkap (trap) (Gluyas dan Swarbrick, 2001). Masing-masing elemen Sistem Petroleum tersebut harus diketahui karena keberadaan elemen-elemen tersebutlah yang menjadikan faktor utama yang mempengaruhi kehadiran hidrokarbon di suatu daerah. Keberadaan dari masing-masing elemen Sistem Petroleum tersebut harus terbentuk pada waktu yang tepat sehingga dapat menghasilkan dan mengakumulasikan hidrokarbon pada suatu daerah. Untuk itu, dibutuhkan kajian tentang elemen-elemen Sistem Petroleum tersebut dalam penelitian 49

2 ini agar menjadi kerangka dasar dalam mengetahui beberadaan dan perhitungan sumber daya hidrokarbon di daerah Asgar Batuan Induk (Source rock) Batuan induk (source rock) merupakan batuan sedimen yang mempunyai kemampuan untuk menjadi sumber hidrokarbon (Rondeel, 2001). Batuan sedimen yang sering dikelompokkan menjadi batuan induk merupakan batuan sedimen berbutir halus dan mengandung banyak kandungan organik yang telah matang. Syarat batuan induk yang baik adalah batuan sedimen yang memiliki kandungan material organik yang cukup, memasuki masa kematangan, serta tipe kerogen yang dapat membentuk jenis hidrokarbon yang tertentu (minyak dan gas). a. Kekayaan Kandungan Organik Batuan Induk Kekayaan kandungan organik batuan induk biasanya dinyatakan dengan harga TOC (Total Organic Carbon). Berdasarkan kandungan TOC-nya, batuan induk dapat dikategorikan dalam bentuk tabel-4.1 di bawah ini. % TOC Kualitas < 0,5 Sangat buruk 0,5-1,0 Buruk 1,0-2,0 Cukup 2,0-4,0 Baik 4,0-12,0 Sangat baik > 12,0 Serpih minyak / batubara Tabel-4.1. Hubungan kandungan material organik dengan kualitas batuan induk (Waples, 1985) Berdasarkan data TOC yang telah diambil oleh PT Robertson Utama Indonesia, diperoleh distribusi TOC terhadap kedalaman yang diperlihatkan pada Gambar

3

4 supresi. Oleh karena itu, untuk kasus seperti ini, indikator kematangan lainnya yaitu Tmax patut untuk dipergunakan dalam analisis kematangan. Berdasarkann data yang diperoleh dari PT. Robertson Utama Indonesia, diketahui bahwa kebanyakann dari sampel yang diperoleh memiliki nilai Hidrogen Indext (HI) yang tinggi (>150). Oleh sebab itu, dicurigai terjadinya supresi pada batuan induk sehingga dalam analisis kematangan pada penelitian ini digunakan Tmax. Hasil plot antara nilai Tmax ( 0 C) dengan kedalaman (ft) ditunjukkan pada Gambar-4.2. Gambar-4.22 hasil plot nilai Tmax terhadap Kedalaman pada sumur Asri-2 Berdasarkan parameter kematangan Tmax lebih besar dari C, maka diperoleh kesimpulan bahwa interval batuan induk yang matang berada pada kedalaman lebih besar dari Dengann kesimpulan ini, maka interval Formasi Cibulakan Atas (Anggota Main) yang beradaa di atas kedalaman 6200, walaupun memiliki kekayaan kandungan organik yang cukup, tidak digolongkan pada kategori batuan induk yang baik. 52

5

6

7

8