PETROLEUM SYSTEM Konsep petroleum system, menjelaskan distribusi hidrokarbon didalam kerak bumi dari batuan sumber ( source rock ) ke batuan reservoar. Faktor-faktor yang menjadi perhatian studi ini adalah batuan sumber ( source rocks), pematangan (maturasi), reservoir, migrasi, timing, perangkap ( trap), batuan penyekat ( sealing rock ) dan fracture gradient .
1. Batuan Sumber ( Source Rock) Source rocks adalah endapan sedimen yang mengandung bahan-bahan
organik yang dapat menghasilan minyak dan gas bumi ketika endapan tersebut tertimbun dan terpanaskan. terpanaskan.
Di dalam Shales berkomposisi dari 99% material
mineral dan 1% persen merupakan material organik. Bahan-bahan organik tersebut terbagi lagi menjadi 90% berupa kerogen dan 10% merupakan bitumen. Terdapat empat tipe kerogen:
Tipe I: bahan- bahan organic kerogen Tipe I merupakan alga dari lingkungan
pegendapan
lacustrine
dan
lagoon.
Tipe
I
ini
dapat
mengkasilkan minyak ringan ( light oil ) dengan kualitas yang bagus serta mampu menghasilkan gas.
Tipe II: merupakan campuran material tumbuhan serta mikroorganisme laut. Tipe ini merupakan bahan utama minyak bumi serta gas.
Tipe III: Tanaman darat dalam endapan yang mengandung batubara. Tipe ini umumnya menghasilkan gas dan sedikit minyak.
Tipe IV: bahan-bahan tanaman yang teroksidasi. Tipe ini tidak bisa menghasilkan minyak dan gas. Kandungan kerogen dari suatu source rock dikenal dengan TOC (Total
Organic Carbon), dimana standar minimal untuk 'keekonomisan' harus lebih besar dari 0.5%. Implikasi penting dari pengetahuan tipe kerogen dari sebuah prospek adalah kita dapat memprediksikan jenis hidrokarbon yang mungkin dihasilkan (minyak, gas, minyak & gas bahkan tidak ada migas).
2. Maturasi
Maturasi adalah proses perubahan secara biologi, fisika, dan kimia dari kerogen menjadi minyak dan gas bumi.Proses maturasi berawal sejak endapan sedimen yang kaya bahan organic terendapkan. Pada tahapan ini, terjadi reaksi pada temperatur rendah yang melibatkan bakteri anaerobic yang mereduksi oksigen, nitrogen dan belerang sehingga menghasilkan konsentrasi hidrokarbon. Proses ini terus berlangsung sampai suhu batuan mencapai 50 derajat celcius. Selanjutnya, efek peningkatan temperatur menjadi sangat berpengaruh sejalan dengan tingkat reaksi dari bahan-bahan organik kerogen. Karena temperatur terus mengingkat sejalan dengan bertambahnya kedalaman, efek pemanasan secara alamiah ditentukan oleh seberapa dalam batuan sumber tertimbun (gradien geothermal). Gambar dibawah ini menunjukkan proporsi relatif dari minyak dan gas untuk kerogen tipe II, yang tertimbun di daerah dengan gradien geothermal sekitar 35 °C km -1.
Gambar 1. proporsi relatif dari minyak dan gas untuk kerogen tipe II, yang tertimbun di daerah dengan gradien geothermal sekitar 35 °C km -1 (from OpenLearn – LearningSpace)
Terlihat bahwa minyak bumi secara signifikan dapat dihasilkan diatas temperature 50 °C atau pada kedalaman sekitar 1200m lalu terhenti pada suhu 180 derajat atau pada kedalaman 5200m. Sedangkan gas terbentuk secara signifikan sejalan dengan bertambahnya temperature/kedalaman. Gas yang dihasilkan karena factor temperatur disebut dengan termogenic gas, sedangkan yang dihasilkan oleh
aktivitas bakteri (suhu rendah, kedalaman dangkal <600m) disebut dengan biogenic gas. Gambar di bawah ini merupakan contoh penampang kedalaman dari lapisanlapisan batuan sumber, serta prediksi temperatur dengan cara menggunakan contoh kurva di atas. Dari penampang ini dapat diprediksikan apakah source tersebut berada dalam oil window, gas window, dll. Metoda ini dikenal dengan metoda Lopatin ( 1971). Terlihat jelas, metoda Lopatin hanya berdasarkan temperature dan mengabaikan efek reaksi kimia serta biologi.
Gambar 2. contoh penampang kedalaman dari lapisan-lapisan batuan
sumber (Courtesy
Fettes College)
3. Reservoir
Gambar 4. Reservoir Geology
Reservoir adalah batuan yang mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Dengan kata lain batuan tersebut harus memiliki porositas dan
permeabilitas. Hidrokarbon bermigrasi ke atas melalui formasi batuan berpori dan permeabel sampai mereka mencapai permukaan sebagai rembesan atau menjadi terperangkap di bawah permukaan dengan cap rock s non-permeabel yang memungkinkan mereka menumpuk di tempat dalam reservoir. Porositas dan permeabilitas dipengaruhi oleh pori-geometri pengendapan dari reservoir sedimen dan pengendapan pasca perubahan diagenesa yang terjadi. Sandstone Reservoirs Reservoir batupasir umumnya terbentuk oleh akumulasi sejumlah besar sedimen klastik yang merupakan karakteristik lingkungan pengendapan seperti saluran sungai, delta, pantai, submarine
danau dan
fans. Reservoir batupasir memiliki
porositas dan permeabilitas pengendapan yang dikendalikan oleh ukuran butir, pemilahan, dan pengepakan sedimen tertentu. Perubahan diagenesis dapat mencakup presipitasi mineral lempung dalam ruang pori, oklusi pori-pori dengan semen mineral, atau bahkan penciptaan pori-pori tambahan dengan dissolution beberapa sedimen. Gambar 5. Sandstone Reservoirs
Carbonates Reservoirs Reservoir karbonat terbentuk dalam lingkungan sedimen laut dengan keterdapatan material klastik sedikit atau tidak ada. Jenis porositas reservoir karbonat termasuk vuggy (pori-pori lebih besar dari grains), intergranular (antara
butir), intragranular atau selular (dalam butir), dan chalky. Perubahan diagenesis seperti
dolomitization , fracturing,
dissolution dan rekristalisasi (jarang) sangatlah penting
karena mereka memiliki kemampuan untuk menciptakan sangat efektif porositas sekunder. Sementasi, jenis lain dari diagenesis, permeabilitas. Gambar 6. Carbonates Reservoirs
umumnya
mengurangi
porositas
dan
Karekteristik Fisik dari Reservoir
Karakteristik fisik reservoir termasuk deposisi original dan perubahan subsequent , jenis reservoir, batupasir atau karbonat, kedalaman, area, ketebalan,
porositas, permeabilitas, dan tekanan kapiler.
Kedalaman ( Depth)
Karakteristik fisik dari reservoir sangat dipengaruhi oleh kedalaman dimana mereka terbentuk. Shallow Reservoir – terbentuk dari perlipatan relatif tebal, batuan reservoir yang agak terpadatkan dan terakumulasi dibawah antiklin atau beberapa perangkap. Hidrokarbon umumnya akan terpisahkan dengan baik sebagai akibat dari tekanan internal reservoir lebih rendah, lebih sedikit gas dalam larutan dan minyak saat viskositas meningkat, akibat suhu yang lebih rendah. Deep Reservoir – biasanya terbentuk oleh patahan keras. Hidrokarbon akan kurang terpisahkan dengan lebih banyak gas dalam larutan dan minyak saat viskositas berkurang karena suhu yang lebih tinggi. Sering kali ada penurunan porositas dan permeabilitas akibat pemadatan meningkat.
Area dan Ketebalan ( Thickness)
Luas total dari suatu reservoir dan ketebalannya adalah yang sangat penting dalam menentukan apakah reservoir ekonomis atau tidak. Semakin besar area dan ketebalan reservoir, semakin besar potensi akumulasi besar minyak dan gas. Namun, ada reservoir yang menghasilkan sejumlah besar hidrokarbon dengan ukuran yang tidak cukup besar.
Porositas
Porositas adalah rasio ruang kosong ( void ) pada batuan dengan volume total batuan, dan mencerminkan kapasitas penyimpanan fluida reservoir. Porositas dinyatakan sebagai persentase pada log. Ketika digunakan dalam perhitungan, bagaimanapun, adalah penting bahwa porositas dinyatakan dalam bentuk desimal.
Gambar 7. Batupasir berpori
Porositas primer - Jumlah ruang pori yang hadir dalam sedimen pada saat
pengendapan, atau terbentuk selama sedimentasi. Ini biasanya merupakan fungsi dari jumlah ruang antara batuan pembentuk butir. Porositas sekunder – Porositas setelah pengendapan. Seperti porositas hasil
dari dissolution airtanah, rekristalisasi dan fracturing. Porositas Efektif vs Total Porositas - Efektif porositas adalah volume pori
yang saling berhubungan yang tersedia untuk cairan bebas. Jumlah total porositas adalah semua ruang kosong dalam matriks batuan yang efektif atau tidak effektif.
Gambar 8. Porositas Efektif vs Porositas non Efektif
Permeabilitas Recovery hidrokarbon dari reservoir adalah proses penting dalam
rekayasa minyak bumi dan memperkirakan permeabilitas dapat membantu dalam menentukan berapa banyak hidrokarbon dapat diproduksi dari reservoir.
Permeabilitas adalah ukuran suatu formasi memungkinkan cairan mengalir melalui itu. Untuk menjadi permeabel, formasi harus memiliki interconnected porosity (porositas antar butir atau intercrystalline , vugs saling berhubungan,
atau rekahan). Untuk menentukan permeabilitas formasi, beberapa faktor harus diketahui, seperti: ukuran dan bentuk formasi, sifat fluida, tekanan yang diberikan pada cairan, dan jumlah aliran fluida. Semakin tinggi tekanan lebih diberikan pada cairan, semakin tinggi tingkat aliran. Semakin kental suatu Cairan, semakin sulit untuk mendorong melalui batuan. Viskositas mengacu pada resistansi internal cairan yang mengalir, atau itu gesekan internal. Misalnya, jauh lebih sulit untuk mendorong madu melalui batuan daripada untuk mendorong udara. Permeabilitas diukur dalam darcies. Beberapa batuan memiliki permeabilitas 1 Darcy, sehingga permeabilitas biasanya dinyatakan dalam millidarcies atau 1/1000 dari Darcy. Permeabilitas biasanya diukur sejajar dengan perlapisan batuan reservoir dan umumnya disebut sebagai permeabilitas horisontal. Biasanya ini adalah jalur utama dari mengalir cairan ke dalam lubang bor. Permeabilitas vertikal diukur di perlapisan batuan dan biasanya kurang dari permeabilitas horisontal. Alasan mengapa permeabilitas horisontal umumnya lebih tinggi dari permeabilitas vertikal sebagian besar terletak pada penataan dan kemasan butir batuan selama deposisi dan pemadatan berikutnya. Misalnya, butiran datar dapat menyelaraskan dan tumpang tindih sejajar dengan permukaan pengendapan, sehingga meningkatkan permeabilitas horisontal, lihat Gambar 9. Permeabilitas vertikal yang tinggi umumnya hasil dari rekahan dan solution sepanjang rekahan yang melintasi bidang perlapisan. Mereka biasanya ditemukan dalam batuan karbonat atau jenis batuan lainnya dengan brittle fabric dan juga dalam batuan klastik dengan kandungan tinggi bahan terlarut.
Seperti yang terlihat pada Gambar 9. permeabilitas vertikal yang tinggi juga mungkin karakteristik batupasir uncemented atau longgar dikemas.
Gambar 9. Permeabilitas, ukuran butir dan b entuk butir
4. Migrasi
Migrasi adalah proses trasportasi minyak dan gas dari batuan sumber menuju reservoir. Proses migrasi berawal dari migrasi primer ( primary migration), yakni transportasi dari source rock ke reservoir secara langsung. Lalu diikuti oleh migrasi sekunder (secondary migration ), yakni migrasi dalam batuan reservoir nya itu sendiri (dari reservoir bagian dalam ke reservoir bagian dangkal).
from OpenLearn - LearningSpace
Prinsip dasar identifikasi jalur-jalur migrasi hidrokarbon adalah dengan membuat peta reservoir. Kebalikannya dari air sungai di permukaan bumi, hidrokarbon akan melewati punggungan (bukit-bukit) dari morfologi reservoir. Daerah yang teraliri hidrokarbon disebut dengan drainage area (analogi daerah aliran sungai di permukan bumi). Jika perangkap tersebut telah terisi penuh ( fill to
spill) sampai spill point , maka hidrokarbon tersebut akan tumpah ( spill) ke tempat
yang lebih dangkal. Berikut contohnya:
Courtesy Sintef
5. Timing Waktu pengisian minyak dan gas bumi pada sebuah perangkap merupakan hal yang sangat penting. Karena kita menginginkan agar perangkap tersebut terbentuk sebelum migrasi, jika tidak, maka hidrokarbon telah terlanjur lewat sebelum perangkap tersebut terbentuk. 6. Trap
Terdapat macam-macam perangkap hidrokarbon: perangkap stratigrafi (D), perangkap struktur (A-C) dan kombinasi (E).
f rom OpenLearn - Learning Space
Struktural Trap
Perangkap struktural terbentuk oleh deformasi lapisan batuan dalam kerak bumi. Deformasi ini dapat disebabkan oleh kompresi horizontal atau tension , gerakan vertical dan pemadatan diferensial, yang menghasilkan tilting, perlipatan dan patahan dalam formasi batuan sedimen.
Anticlinal dan Dome Trap
Lapisan batuan dalam perangkap Anticlinal awalnya diendapkan secara horizontal kemudian terlipatkan ke atas, ke lengkungan atau kubah. Kemudian, hidrokarbon bermigrasi ke reservoir berpori dan batuan permeable. Sebuah cap rock (lapisan batuan kedap air) diperlukan untuk memungkinkan akumulasi
hidrokarbon.
Gambar 10. Anticlinal Trap
Salt Dome atau Salt Plug Trap Sebuah perangkap yang terbentuk oleh piercement atau intrusi dari lapisan batuan berlapis dari bawah oleh ductile nonporous salt . Intrusi tersebut menyebabkan formasi lebih rendah terdekat intrusi akan terangkat dan dipotong sepanjang sisi intrusi, sedangkan lapisan atas terangkat menciptakan kubah atau lipat Anticlinal. Hidrokarbon bermigrasi ke bidang berpori dan permeabel pada sisi kubah garam. Hidrokarbon terakumulasi dalam perangkap di sekitar bagian luar salt plug jika sebuah batuan penutup hadir.
Gambar 11. Salt Dome Trap
Fault Trap Patahan lapisan batuan terbentuk sebagai akibat dari stres vertikal dan horisontal. Pada titik tertentu lapisan batuan patah, sehingga batuan itu menghadapi sepanjang patahan bergerak atau melewati satu sama lain dan tergelincir ke posisi offset. Sebuah fault trap terbentuk ketika formasi miring ke arah vertikal. Ketika sebuah permukaan batuan yang tidak berpori dipindahkan ke posisi di atas dan di seberang permukaan batuan berpori,dari aliran alami dari hidrokarbon yang memungkinkan mereka untuk menumpuk.
Gambar 12. Fault Trap
Stratigraphic Traps Perangkap stratigrafi terbentuk sebagai akibat dari perbedaan atau variasi antara atau dalam lapisan batuan berlapis, menciptakan perubahan atau kehilangan permeabilitas dari satu daerah ke daerah lain. Perangkap ini tidak terjadi sebagai hasil dari gerakan strata.
Gambar 13. Stratigraphic Trap
7. Sealing Rock Seal adalah system batuan penyekat yang bersifat tidak permeable seperti batulempung/mudstone, anhydrite dan garam. 8. Fracture Gradient Didalam evaluasi prospek, kurva fracture gradient diperlukan diantaranya untuk memprediksi sejauh mana overburden rocks mampu menahan minyak dan gas bumi. Semakin tebal suatu overburden , maka semakin banyak volume hydrocarbon yang mampu ‘ditahan’. Gambar dibawah ini menunjukkan kurva fracture gradient dari gas, minyak dan air formasi dari sebuah lapangan. Berdasarkan kurva ini, jika kita memiliki sebuah perangkap dengan ketebalan overburden (c), maka ketebalan kolom gas maksimal yang mampu ditahan adalah
(c-a), dan ketebalan kolom minyak adalah (c-b), selebihnya hidrokarbon tersebut akan merembes keluar penyekat. Kurva 1. Fracture Gradien Gas, Minyak bumi dan Air garam
DAFTAR PUSTAKA
Halliburton. 2001. Basic Petroleum Geology and Log Analysis. http://andhikaokoj.wordpress.com/category/high-tech/reservoir/ http://ensiklopediseismik.blogspot.com/2008/11/petroleum-system-sistem-minyak-dangas.html http://hidayatardiansyah.wordpress.com/2008/02/21/petroleum-system/
