...

POTENSI KANDUNGAN MINYAK DALAM BITUMEN PADAT

by user

on
Category: Documents
0

views

Report

Comments

Transcript

POTENSI KANDUNGAN MINYAK DALAM BITUMEN PADAT
POTENSI KANDUNGAN MINYAK DALAM BITUMEN PADAT,
DAERAH PADANGLAWAS, SUMATRA BARAT
Oleh
S. M. Tobing *)
Sari
Secara geologi, bitumen padat di daerah kajian terdapat pada struktur sinklin dari Formasi Telisa
Atas (Miosen Tengah), terletak pada daerah perbukitan landai berupa suatu lapisan tunggal yang tebal, lebih
dari 100 m. Endapan bitumen padat tersebut mengandung material organik yang tinggi ditunjukkan dengan
total kandungan organik karbon (TOC) yang berkisar dari 3.13 % sampai 14.80 %.
Hasil analisis organik petrografi menunjukkan bahwa endapan bitumen padat di daerah penelitian
dapat diklasifikasikan ke dalam bitumen padat jenis sapropelik yang didominasi oleh maseral alginit.
Berdasarkan analisis Rock-eval pirolisis pada sejumlah conto terpilih, diagram plot HI terhadap OI
memperlihatkan bahwa material organik sebagai source (batuan induk) hidrokarbon dikategorikan sebagai
penghasil minyak (oil prone) kerogen tipe II dimana material organik dominan adalah alginit dan liptinit.
Sedangkan plot TOC terhadap (S1+S2) menunjukkan bahwa batuan induk mempunyai potensi
menghasilkan minyak dengan kategori ‘baik’ sampai ‘istimewa’ (good – excellent). Analisis gas
chromatography terhadap dua conto menunjukkan kecenderungan ‘peak height’ yang relatif sama dimana
rasio antara pristane/pithane adalah 1,32 dan 0,57 yang menunjukkan bahwa bitumen padat diendapkan
pada lingkungan lakustrin yang dipengaruhi oleh marin.
Potensi bitumen padat di daerah ini sangat besar dengan sumber daya hipotetik lebih dari 2.800
juta ton atau setara dengan 421.483.922 barrel minyak mentah. Mengingat sumber dayanya yang besar dan
pencapaiannya yang relatif mudah, daerah penelitian mempunyai peluang untuk dieksploitasi.
Abstract
Geologically, oil shale deposit occurs in a synclinal structure of the Upper Telisa Formation
(Middle Miocene), lying in a gentle terrain morphological area as a single, thick coal seam of over 100 m.
The oil shale deposit is rich in organic matter, shown by the TOC (total organic carbon) content that ranges
from 3.13 % sampai 14.80 %.
Organic petrography analysis shows that oil shale in the study area can be classified as a sapropelic
oil shale where the dominant component is alginite. Based Rock-eval pyrolisis analysis on a number of
selected samples, HI versus OI diagram shows that organic matter is categorized as oil prone-type II
kerogen where alginite and liptinite are the dominant lithology. Plot TOC against (S1+S2) indicates that
the source rock in the study area has a good – excellent oil generation potential. Gas chromatography
analysis on two selected samples shows a tendency of relatively the same peak-height between pristane and
pithane with the ratio of 1.32 and 0.57, indicating that the oil shale was deposited in a lacustrine
environment under the marine influence.
The study area contains a significantly high of shale oil resources. Hypotetical resource of the
shale oil is estimated to be more than 2.800 million tonnes rock or equal to approximately 421million barrel
shale oil in place. Considering the area’s shale oil resources and accessibility, the study area gives a good
opportunity for further exploitation.
PENDAHULUAN
Bitumen padat (oil shale) didefinisikan sebagai batuan sedimen klastik dan
karbonat yang mengandung material organik dalam jumlah yang signifikan, sehingga
apabila diekstraksi dengan dipanaskan pada temperatur tertentu dapat menghasilkan
minyak. Dari karakteristiknya yang meliputi jenis material organik, maturity dan
kelimpahan material organiknya; secara geologi, endapan bitumen padat banyak
terakumulasi di Cekungan Sumatera Tengah. Salah satunya adalah daerah Padanglawas,
Kecamatan Sitiung dan Kecamatan Kotabaru, Kabupaten Dharmasraya, Sumatera Barat
(Gambar 1). Daerah ini telah menjadi obyek penyelidikan penulis terdahulu diantaranya :
Silitonga P. H., dan Kastowo, (1995) yang menghasilkan peta geologi Lembar Solok,
Sumatera. Dilanjutkan kemudian oleh H.M.D. Rosidi, S. Tjokrosapoetro, B. Pendowo, S.
Gafoer dan Suharsono (1996) yang menghasilkan peta geologi Lembar Painan dan bagian
timurlaut Lembar Muarasiberut, Sumatra. Ilyas, S. (2003) melakukan survei batubara di
kawasan lintas propinsi di daerah Padanglawas, Sumatra Barat. Secara lebih spesifik
pada komoditi bitumen padat, Tobing, (2000; 2005) melakukan survei pendahuluan
endapan tersebut di daerah Kiliranjau dan beberapa pemboran dangkal di daerah Sitiung,
Sumatera Barat.
Endapan bitumen padat di daerah penyelidikan terdapat pada Formasi Telisa Atas
yang berumur Miosen. Ketebalan lapisan bitumen padat pada formasi ini lebih dari 100
meter dengan kemiringan ke arah timurlaut antara 26˚– 70˚ dan penyebaran lapisan arah
baratlaut – tenggara. Bitumen padat diendapkan dalam lingkungan transisi hingga ke laut
dangkal.
Sebagaimana diketahui bahwa pada beberapa dekade yang lalu, biaya produksi
minyak bumi lebih murah dibandingkan dengan biaya produksi minyak bitumen padat
(shale oil), diantaranya karena biaya tambahan pada penambangan dan biaya untuk
ekstraksinya tinggi, disamping itu ekstraksi akan menghasilkan waste dalam kuantitas
yang besar yang memerlukan penanganan tersendiri. Akan tetapi dengan meningkatnya
kembali harga minyak dunia dan akan semakin berkurangnya cadangan minyak dunia,
bitumen padat mempunyai peluang menjadi salah satu alternatif penghasil energi fosil
minyak (shale oil) dalam memenuhi kebutuhan minyak nasional di masa datang.
Berdasarkan pemikiran ini, pemanfaatan minyak dari bitumen padat perlu digiatkan
karena selain dapat menghemat devisa juga untuk pemenuhan energi nasional serta
meningkatkan peluang kerja.
Tulisan ini dimaksudkan untuk memberi gambaran ilmiah mengenai potensi
bitumen padat, khususnya di daerah penelitian sebagai source minyak (shale oil) yang
dapat dikembangkan sebagai sumber daya energi alternatif.
GEOLOGI UMUM
Pada Akhir Kapur terjadi pensesaran batuan dasar yang menghasilkan struktur
‘horst’ dan ‘graben’ di Cekungan Sumatra Tengah. Kemudian selama Eosen hingga
Oligosen berlangsung proses sedimentasi pada bagian ‘graben’ (de Coster, 1974).
Sedimen tersebut terutama terdiri dari batuan klastik kasar dengan sisipan batulumpur dan
bitumen padat.
Pada zona graben terjadi pembentukan bitumen padat yang
perkembangannya dikendalikan oleh penurunan daratan secara perlahan yang
mengakibatkan perluasan cekungan sedimentasi terutama ke arah timur dan barat. Pada
waktu tertentu, cekungan tadi akan berhubungan dengan laut terbuka dan diikuti dengan
pengendapan sedimen laut. Sejak Miosen Tengah proses sedimentasi pada lingkungan
laut dangkal dan payau berkembang. Lapisan bitumen padat dari Formasi Telisa bagian
atas berasal dari substansi organik yang terbentuk selama kurun waktu itu di lingkungan
rawa – laut dangkal.
Stratigrafi
Berdasarkan data hasil eksplorasi minyak bumi yang meliputi penyelidikan
seismik dan pemboran, Carnell dkk. (1998) menyusun stratigrafi regional Cekungan
Sumatera Tengah. Masing-masing peneliti cenderung memberikan penamaan formasi
yang berbeda, karena itu tulisan ini menggunakan pembagian stratigrafi dari Carnell,
dkk., (1998) yang telah disesuaikan dengan pembagian stratigrafi oleh Silitonga P. H. dan
Kastowo (1995), dimana Formasi Telisa dibagi menjadi dua anggota yaitu Anggota Telisa
Bawah dan Anggota Telisa Atas. Di bagian selatan daerah kajian, Anggota Telisa
dinamakan sebagai Formasi Talangakar, sedangkan Anggota Telisa Atas sebagai Formasi
Gumai (Rosidi dkk., 1996).
Batuan tertua yang terdapat di daerah penelitian adalah kelompok batuan Pra
Tersier yaitu Formasi Kuantan yang terdiri dari Anggota Bawah, Anggota Batugamping
dan Anggota Filit dan Serpih. Anggota Bawah disusun oleh kuarsit dan batupasir kuarsa,
sisipan filit, batusabak, serpih, batuan gunungapi, tuf klorit, konglomerat dan rijang.
Anggota Batugampung dibangun oleh batugamping, batusabak filit, serpih terkersikkan
dan kuarsit. Anggota Filit dan Serpih terdiri dari serpih dan filit, sisipan batusabak
kuarsit, batulanau, rijang dan aliran lava. Ketiga anggota ini juga bertindak sebagai
batuan dasar dari Cekungan Sumatera Tengah.
Batuan sedimen tersier tertua yang mengisi Cekungan Sumatra Tengah di daerah
kajian adalah Formasi Telisa Bawah yang menutupi secara tidak selaras Formasi
Kuantan. Formasi Telisa Bawah disusun oleh napal lempungan, batupasir, tuf, breksi dan
batupasir glaukonit, dan sisipan batubara. Frmasi Telisa Atas terdiri dari serpih,
batugampingnapalan dengan sisipan tuf andesit. Selaras di atas Formasi Telisa Atas
(Formasi Gumai) secara berturut-turut diendapkan Formasi Air Benakat dan Formasi
Kasai.
Struktur Geologi
Struktur geologi yang terdapat di daerah ini adalah bentuk-bentuk lipatan yang
berarah baratlaut – tenggara. Struktur lipatan ini terdiri dari sinklin dan antiklin yang
mempunyai sayap tidak simetri dan sudut kemiringannya relatif kecil pada sayap bagian
barat – baratdaya. Di bagian utara sudut kemiringan antara kurang dari 10˚ sampai 15˚,
sedangkan di bagian selatan berkisar dari 25˚ sampai 70˚. Struktur sesar memotong
struktur lipatan dari jenis sesar geser dengan arah relatif tegak lurus terhadap sumbu
lipatan.
Morfologi
Morfologi daerah kajian dikelompokkan menjadi satuan morfologi pematang dan
satuan morfologi pedataran. Satuan morfologi pematang dibentuk oleh deretan
perbukitan yang mempunyai sudut lereng yang curam berkisar dari 45˚ – 60˚ dan berada
pada ketinggian antara 150 m – 300 m di atas muka laut. Satuan ini dibentuk terutama
oleh batuan Pra Tersier Formasi Kuantan. Satuan morfologi pedataran merupakan suatu
daerah dengan lembah yang cukup lebar di antara morfologi pematang dan perbukitan
landai. Satuan ini berada pada ketinggian antara 50 m – 150 m yang dibentuk oleh batuan
sedimen Tersier dan endapan aluvial. Daerah ini dialiri oleh Sungai Pedulangan dan S.
Batangtiu di bagian utara, sedangkan di bagian selatan terdpat S. Timpeh. Masingmasing aliran sungai ini membentuk pola dendritik dan rektangular. Di bagian timur
terdapat Sungai Batang Langsisip. Semua aliran sungai bermuara di Sungai Batanghari di
bagian selatan.
BITUMEN PADAT
Endapan bitumen padat di Cekungan Sumatra Tengah secara umum sudah lama
diketahui, akan tetapi kegiatan penyelidikan terbatas sebagai bagian dari eksplorasi
minyak bumi oleh para ahli geologi minyak bumi. Source minyak bumi dipercaya berasal
dari formasi-formasi batuan yang mengandung banyak material organik yang telah
mengalami kematangan di bawah permukaan bumi. Sebagian dari formasi batuan
pembawa bitumen padat tersebut tersingkap di permukaan atau setidaknya berada pada
kedalaman yang relatif dangkal dan bila dieksploitasi dapat dimanfaatkan untuk
memproduksi minyak melalui proses pemanasan pada temperatur tertentu.
Endapan bitumen padat tersingkap di beberapa tempat seperti pada aliran S.
Timpeh, bukaan jalan dan perkebunan, dan di beberapa anak-anak sungai. Lapisan
berarah umum baratlaut – tenggara dengan kemiringan berkisar dari 20˚ sampai 40˚.
Singkapan bitumen padat yang dekat dengan sumbu sinklin, mempunyai kemiringan
lapisan lebih besar hingga 70˚.
Lapisan bitumen padat umumnya berwarna abu-abu tua sampai coklat tua,
memperlihatkan laminasi tipis, agak mudah belah mengikuti bidang perlapisan, kadangkadang sangat kompak, padat, kenyal dan agak keras, relatif tidak berlaminasi,
keras/pajal, ciri khasnya apabila dibakar mengeluarkan asap tipis yang beraroma minyak
atau aspal. Sebarannya dapat ditelusuri dari arah baratlaut ke tenggara mengikuti arah
formasi sejauh lebih kurang 10 km.
Total ketebalan endapan bitumen padat di daerah kajian belum dapat diketahui
dengan pasti, akan tetapi dari hasil pemboran yang pernah dilakukan di 5 (lima) titik bor
(Tobing, 2005; 2006) ketebalan bitumen padat diperkirakan mencapai >100 meter.
Sebaran endapan bitumen padat berdasarkan hasil penelitian disajikan pada Gambar 2.
Untuk mengetahui karakter dan potensi material organik bitumen padat tersebut
dilakukan analisis pada sejumlah conto terpilih yaitu analisis petrografi, retort dan Rockeval pirolisis. Namun apabila diperhatikan ternyata banyaknya kandungan minyak hasil
analisis retort tidak selalu memperlihatkan hubungan yang linier positif dengan
banyaknya kandungan material organik hasil analisis petrografi (lihat Tabel 1). Demikian
pula apabila data analisis petrografi dibandingkan dengan data hasil Rock-eval pirolisis,
seringkali tidak sejalan (Herudiyanto, 2007 in prep.). Faktor yang mempengaruhi
diantaranya :
- Basis analisis organik petrologi (khususnya petrografi) dan retorting atau Rockeval pyrolisis tidaklah sama. Pada analisis petrografi, masing-masing komponen
dalam conto batuan baik material organik maupun anorganik secara visual dapat
langsung diamati dan diestimasi kelimpahannya. Namun, walaupun estimasi
dilakukan dengan bantuan komparator (diagram persentase butir), sulit untuk
menjaga hasilnya selalu konsisten. Estimasi seringkali memberikan data yang
subyektif, sangat tergantung pada masing-masing individu yang melakukan
analisis.
- Keterbatasan indra penglihatan manusia, terutama pada batuan bitumen-rich rocks
atau batuan yang telah mengalami impregnasi, banyak komponen material organik
yang tidak dapat diamati secara visual, sehingga dengan demikian akan
memberikan angka estimasi yang kurang akurat.
- Pada analisis retort ataupun Rock-eval pyrolisis conto yang digunakan adalah bulk
sample, sehingga semua material dalam conto baik yang dibutuhkan maupun yang
tidak (kontaminan) semua akan turut dianalisis.
Analisis Petrografi Organik
Jenis atau tipe material organik yang umum terdapat di dalam bitumen padat
adalah kelompok maseral liptinit. Tingkat kematangan batuan juga diperoleh dari hasil
analisis petrografi organik berdasarkan nilai reflektan kelompok maseral vitrinit.
Sepuluh (10) conto inti bor bitumen padat dianalisis secara mikroskopi untuk
mengetahui tingkat kematangan dan kandungan material organik batuan yang terdapat di
dalamnya. Hasil analisis diperlihatkan pada Tabel 1. Dari hasil analisis petrografi
material organik, tingkat kematangan batuan berkisar dari Rvmax 0.20% – 0.30%.
Tingkat kematangan batuan cenderung meningkat dengan kedalaman di bawah
permukaan bumi, namun demikian nilai tersebut masih mengindikasikan suatu tingkat
kematangan yang immature. Kandungan material organik didominasi oleh maseral alginit
berupa lamalginit dan telalginit dengan kuantitas yang bervariasi dalam setiap conto.
Kandungan lamalginit dan telalginit juga cenderung meningkat dengan kedalaman.
Kandungan material organik (telalginit dan lamalginit) antara 0.1% – 0.5% relatif
dekat ke permukaan sampai kedalaman <20 m, sedangkan liptodetrinite kurang dari 0.1%.
Telalginit (Botryococcus), dengan kuantitas yang bervariasi, hadir hampir pada semua
conto yang dianalisis, menunjukkan sebarannya secara vertikal dan mungkin juga lateral.
Kandungan material organik terutama lamalginit, mulai pada kedalaman >20 m
menunjukkan peningkatan dari 2% sampai 50%. Demikian pula dengan telaginit (jenis
botryococcus) kandungannya meningkat mengikuti kedalaman, mencapai hampir 50% (%
volume) pada kedalaman sekitar 80 m. Perbedaan variasi banyaknya kandungan material
organik semakin ke bawah tidak begitu menonjol. Hadirnya maseral alginit dari jenis
botryococcus diyakini sebagai indikator suatu lingkungan pengendapan laut dangkal
hingga ke transisi. Hal ini didukung pula oleh hadirnya mineral pirit framboidal,
walaupun tidak terlalu signifikan (0.1 – 0.5%) pada kedalaman <50 m, namun
kuantitasnya terus meningkat (10 – 20%) pada kedalaman > 100 m. Kelompok maseral
liptinit lainnya terutama liptodetrinit berkisar dari 0.5% sampai 2% (Tabel 1). Maseral
vitrinit dan inertinit dikategorikan sebagai rare (<0.1%). Walaupun tidak banyak dom
vitrinit yang ditemukan di hampir semua conto yang dianalisis, namun hasil penentuan
reflektan yang diperoleh dianggap dapat menunjukkan secara umum tingkat kematangan
material organik di daerah penelitian.
Hampir semua conto yang dianalisis merupakan satuan batuan lempung yang
mengandung karbonat. Botryococcus dan mineral-mineral pirit yang terdapat di dalam
batuan klastik halus karbonatan, mengindikasikan lingkungan sedimentasi di bawah
pengaruh marin yang diendapkan pada waktu yang sangat lambat dan lama.
Retorting
Banyaknya kandungan minyak di dalam batuan dapat ditentukan salah satunya
dengan analisis retorting, yaitu ekstraksi conto dengan jalan dipanaskan sampai mencapai
temperatur tertentu (biasanya > 550oC), sehingga menghasilkan minyak dan kemudian
dikonversikan dalam satuan l/ton. Untuk keperluan itu sebanyak 89 conto batuan bitumen
padat dianalisis dan hasilnya diperlihatkan pada (Tabel 2). Conto yang dianalisis adalah
conto komposit yang berasal dari inti bor dengan ketebalan rata–rata satu meter.
Table 2 tersebut memperlihatkan bahwa kandungan minyak dalam conto sangat
bervariasi di setiap interval kedalaman. Bestfitline pada grafik plot kandungan minyak
(oil yield) terhadap kedalaman pada Gambar 4 menunjukkan adanya kecenderungan
peningkatan kandungan minyak dengan kedalaman walaupun tidak terlalu tegas.
Sejumlah conto yang meskipun berada pada kedalaman sekitar 100 m, kandungan
minyaknya hanya sekitar 10 l/ton. Kandungan minyak pada conto dekat permukaan
relatif lebih rendah bila dibandingkan dengan kandungan minyak pada conto yang lebih
dalam. Misalnya, pada kedalaman 3,50 – 64,60 m kandungan minyak berkisar dari 0 – 36
liter per ton batuan. Sedangkan kandungan minyak mulai 64,60 m ke lapisan dalam
relatif lebih tinggi, mencapai 78 liter per ton batuan. Kemungkinan hal ini disebabkan
banyaknya material organik pada setiap level kedalaman juga bervariasi dan hal ini
biasanya berkaitan erat dengan kondisi lingkungan pada saat material organik
diendapkan. Akan tetapi, bila semua kandungan minyak di dalam conto direrata (n = 89)
diperoleh sekitar 27 liter per ton batuan dengan ketebalan lapisan bitumen padat sekitar
102 meter. Nilai yang dianggap paling ekonomis dari minyak dalam batuan (shale oil)
adalah 30 gallon (sekitar 84 liter) per ton batuan dengan ketebalan setidaknya 10 m (Yen
dan Chilingar, 1976). Tissot dan Welte (1984) menyebutkan bahwa sejumlah literatur di
Amerika menggunakan angka 10 gallon (sekitar 42 liter) sebagai batas paling rendah
untuk disebut ekonomi, sebagai perbandingan harga minyak mentah pada saat itu sekitar
US$ 17 per barrel. Ada bermacam metoda perhitungan di dalam menentukan nilai
ekonomis suatu komoditi, namun yang pasti nilai ekonomis tersebut dapat berubah
sewaktu-waktu sesuai dengan kebutuhan atau kondisi. Beberapa kondisi yang dapat
mempengaruhi nilai ekonomis suatu komoditi khususnya bitumen padat diantaranya :
peningkatan akan kebutuhan minyak dunia, peningkatan keamanan energi dan ekonomi
dalam negeri, pasokan energi dunia akan segera mencapai puncak dan turun drastis, pada
beberapa negara seperti Amerika membutuhkan sumberdaya energi yang aman untuk
kebutuhan militer dan dalam negeri.
Analisis Rock Eval Pyrolisis dan Total Organic Carbon (TOC)
Data analisis ini digunakan sebagai data penunjang pada kajian potensi bitumen
padat yang umumnya didasarkan pada analisis petrografi organik. Hasil analisis Rock
Eval kemudian dbandingkan dengan data analisis mikroskop untuk mengetahui lebih jauh
karakter dan potensi endapan bitumen padat di daerah penelitian.
Prinsip analisis Rock Eval telah banyak diuraikan dalam berbagai publikasi,
misalnya Tissot dan Welte (1978). Pada dasarnya conto yang sudah digerus dipanaskan
di udara inert sampai temperatur 550oC. Produk pirolisis dihitung sebagai tiga peak
(puncak) kromatografi yang disebut S1, S2 dan S3. Peak S1 dan S2 diukur dengan suatu
detektor flame-ionization detector (FID), sedangkan peak S3 diukur dengan suatu thermal
conducivity detector. S1 adalah banyaknya hidrokarbon (HC) tertambat dalam batuan,
diukur dalam miligram HC/gram batuan. Peak S2 adalah banyaknya hidrokarbon dan
material seperti hidrokarbon yang terbentuk selama pirolisis material organik. Peak S3
adalah banyaknya karbon dioksida (CO2) yang terbentuk selama pirolisis. Total Organic
Carbon (TOC) dihitung berdasarkan tiga parameter dasar tersebut dalam persentase berat,
sebagai jumlah dari karbon organik residu dan karbon organik yang terbentuk dari
pirolisis. Hidrogen Indeks (HI) dan Oksigen Indeks (OI) adalah suatu besaran angka dari
S2 dan S3, dinyatakan masing-masing dalam miligram HC/gram TOC dan miligram
CO2/gram TOC. Production Index (PI) adalah perbandingan dari HC bebas dalam
hubungannya dengan jumlah keseluruhan HC yang diperoleh dari pirolisis (rasio
S1/(S1+S2). Temperatur yang dicapai pada puncak (peak) Tmax, dinyatakan dalam
derajat Celcius.
Sejumlah 10 (sepuluh) conto dipilih untuk dianalisis Rock Eval dan TOC, dan
hasilnya disajikan pada Tabel 3. TOC di dalam batuan atau sering juga disebut oleh ahli
geokimia organik sebagai kerogen yaitu material organik yang tidak larut dalam pelarut
kimia (CS2). Komposisi kandungan organik dalam batuan dapat dibedakan secara
mikroskopis (Tabel 1). Akan tetapi, beberapa material organik yang sangat halus dan
umumnya hadir berupa masa dasar secara individu sulit untuk diidentifikasi. Kandungan
TOC dalam masing-masing conto batuan mulai dari permukaan berkisar dari 3,13 sampai
14,80 % berat. Plot TOC terhadap kedalaman (Gambar 4) memperlihatkan suatu
kecenderungan peningkatan TOC dengan kedalaman.
Analisis Gas Chromatography
Analisis Gas chromatography dilakukan untuk mengetahui antara lain lingkungan
pengendapan dan juga tingkat kematangan material organik. Dua conto bitumen padat
yang dianalisis memberikan gambaran dan nilai seperti pada Tabel 4.
SUMBER DAYA BITUMEN PADAT DAN MINYAK
Korelasi lapisan bitumen padat pada singkapan dan lubang bor memberikan suatu
gambaran mengenai distribusi atau sebaran lapisan bitumen padat baik vertikal maupun
lateral yang berada dalam sayap-sayap sinklin yang tidak simetris. Kemudian sumber
daya bitumen padat dihitung berdasarkan formula sederhana sebagai berikut :
Sumberdaya = Luas x Tebal x Berat Jenis
Total sumber daya bitumen padat pada daerah kajian dengan luas daerah sekitar
1354,80 ha adalah sebesar 2.801.176.772 ton batuan atau setara dengan sekitar
421.483.922 barrel minyak mentah.
POTENSI SOURCE ROCK BITUMEN PADAT
Hasil analisis petrografi (Tabel 1) memperlihatkan bahwa tingkat kematangan
material organik pada semua conto batuan bitumen padat adalah rendah (immature)
dengan nilai vitrinit reflektan Rvmax berkisar dari 0,20 – 0,30 %. Batuan tersebut
mengandung material organik yang kaya, mencapai hampir 50% volume pada sejumlah
conto dan umumnya didominasi oleh maseral alginit yaitu lamalginit dan telalginit (dari
jenis Botryococcus) dengan minor komponen vitrinit dan jenis liptinit yang lainnya
seperti sporinit, kutinit dan liptodetrinit. Material organik, khususnya alginit diyakini
sebagai salah satu source hidrokarbon dan dikategorikan sebagai very oil prone (sangat
menghasilkan minyak). Rendahnya tingkat kematangan material organik pada conto
bitumen padat didaerah penelitian, mungkin berhubungan dengan proses metamorfosa
organik atau coalification yang berlangsung normal, disamping itu walaupun tampak nilai
vitrinit reflektan menunjukkan kecenderungan meningkat semakin jauh dikedalaman bor
(Gambar 3) namun karena depth of burial sedimennya dangkal misalnya karena erosi,
proses pematangan material organik berjalan sangat lambat. Dengan demikian material
organik akan tetap immature.
Berdasarkan data hasil analisis Rock Eval pada Tabel 3, dibuat diagram korelasi
antara TOC dan (peak S1+S2) untuk mengetahui potensi minyak yang dapat dihasilkan.
Seperti dapat dilihat pada Gambar 6, hampir semua conto memperlihatkan potensi dengan
kategori excellent, hanya dua conto dikategorikan sebagai sangat baik (very good).
Demikian juga dengan diagram korelasi antara TOC dan Hidrogen Index (HI),
seperti pada Gambar 7. Conto yang dianalisis semua masuk kelompok penghasil minyak
(oil prone) kecuali satu conto yang dikategorikan sebagai penghasil gas (gas prone).
Dengan demikian secara umum potensi batuan sebagai batuan induk (source rock) masuk
dalam kategori sebagai sangat baik (very good) sampai excellent.
Bila hasil Tmax dan Hidrogen Index di diplot ke dalam diagram seperti pada
Gambar 8, maka hampir semua material organik pada conto yang dianalisis dapat
dikategorikan sebagai kerogen Tipe II, yaitu batuan induk yang dianggap berpotensi
sebagai penghasil minyak dan sedikit penghasil gas. Posisi tingkat kematangan material
organik terletak pada zona transisi dari immature ke mature. Begitu pula plot antara HI
(hydrogen index) dan OI (oxygen index) pada diagram van Krevelen (Gambar 9),
menunjukkan bahwa batuan induk minyak bitumen padat di daerah penelitian adalah
kerogen Tipe II (oil prone).
Van Krevelen membedakan kerogen dalam 4 tipe, Tipe I (alginit-very oil prone),
Tipe II (liptinit dominan-oil prone), Tipe III (vitrinit dominan-gas prone) dan Tipe IV
(inertinit-non oil/gas potential). Data pengamatan mikroskop memperlihatkan bahwa
material organik pada bitumen padat di daerah penelitian didominasi oleh alginit,
khususnya telalginit dan lamalginit. Dengan demikian seharusnya batuan induk sebagai
penghasil minyak bitumen padat tersebut dikelompokkan ke dalam kerogen Tipe I
(alginit), namun ternyata pada diagram van Krevelen batuan induk tadi berada pada area
kerogen Tipe II (liptinit dominan). Hal ini dapat dijelaskan sebagai berikut : HI dihitung
dari miligram Hidrokarbon (HC) / gram organik karbon (C). Sehingga apabila kandungan
organik karbon (C) tinggi seperti yang ditunjukkan dari data hasil analisis TOC, nilai HI
akan menjadi kecil. Atau kemungkinan juga ada penambahan unsur C dari luar material
organik, karena bitumen padat pada daerah penelitian adalah karbonatan.
Berdasarkan beberapa parameter analisis Rock-eval dan TOC, Peters (1986)
menyusun tabel mengenai potensi suatu batuan induk dalam hal menghasilkan minyak
(source rock generative potential) seperti yang disajikan pada Tabel 5a dan 5b sebagai
berikut :
QUANTITY
TOC
S1*
(wt. %)
(mgHC/gROCK)
S2*
(mgHC/gROCK)
Poor
0-5
0 - 0.5
0 - 2.5
Fair
0.5 - 1
0.5 - 1
2.5 - 5
Good
1-2
1-2
5 - 10
Very good
>2
>2
> 10
Tabel 5a. Parameter Geokimia Organik dan Hubungannya dengan Source Rock Generative Potential (Peters, 1986)
(*) : Tingkat Kematangan Material Organik Diasumsikan Ekivalen dengan Rv = 0.6%
TYPE
HYDROGEN INDEX*
(mgHC/gCorg.)
S2/S3*
(mgHC/mgCO2)
GAS
0 - 150
0-3
GAS AND OIL
150 - 300
3-5
OIL
> 300
>5
Tabel 5b. Parameter Geokimia Organik dan Hubungannya dengan Jenis Hidrokarbon yang Dihasilkan (Peters, 1986)
(*) : Tingkat Kematangan Material Organik Diasumsikan Ekivalen dengan Rv = 0.6%
Berdasarkan tabel dari Peters (1986) di atas, batuan induk (source rock) didaerah
penelitian masuk dalam kategori good – very good oil generative potential.
Analisis Gas Chromatography terhadap dua conto diperlihatkan ada Tabel 4,
Gambar 10 dan Gambar 11. Kedua gambar tersebut menunjukkan kecenderungan peak
height yang relatif sama dimana rasio antara pristane/pithane adalah 1,32 dan 0,57.
Artinya, lingkungan pengendapan bitumen padat di daerah kajian adalah lakustrin yang
dipengaruhi oleh marin. Kemudian, nilai Carbon Preference Index (CPI) adalah 1,05 dan
1,04 menunjukkan material organik yang immature, sesuai dengan hasil analisis
petrografi organik dimana kisaran reflektan vitrinit Rvmean 0,20 – 0,30% yang
menunjukkan tingkat kematangan material organik yang rendah (immature).
KESIMPULAN DAN SARAN
Kesimpulan
Berdasarkan hasil kajian kandungan minyak dalam bitumen padat di daerah
Padanglawas dapat disimpulkan sebagai berikut :




Formasi Telisa Atas adalah formasi utama pembawa endapan bitumen padat yang
menempati struktur sinklin berarah Baratlaut – Tenggara dan kemiringan 25˚ –
70˚.
Endapan bitumen padat di daerah penelitian dapat diklasifikasikan ke dalam
bitumen padat jenis sapropelik yang didominasi oleh maseral lamalginit dan
telalginit, sedangkan jenis maseral liptinit hadir sebagai minor konstutuen.
Tingkat kematangan material organik (Rv) adalah immature, berkisar dari 0.20 –
0.30 %, sesuai dengan data Rock-eval pirolisis (Tmax dan CPI).
Kandungan minyak hasil analisa ‘retort’ bervariasi, dengan kisaran dari 3 sampai
78 liter per ton batuan, dengan rata-rata 27 liter per ton batuan.
Diagram plot HI terhadap OI dari analisis Rock-eval pirolisis memperlihatkan
bahwa material organik sebagai source (batuan induk) hidrokarbon dikategorikan
sebagai penghasil minyak (oil prone) kerogen tipe II dimana material organik
dominan adalah alginit dan liptinit. Sedangkan plot TOC terhadap (S1+S2)



Saran

menunjukkan bahwa batuan induk mempunyai potensi menghasilkan minyak
dengan kategori ‘baik’ sampai ‘istimewa’ (good – excellent).
Analisis gas chromatography terhadap dua conto menunjukkan kecenderungan
‘peak height’ yang relatif sama dimana rasio antara pristane/pithane adalah 1,32
dan 0,57 yang menunjukkan bahwa bitumen padat diendapkan pada lingkungan
lakustrin yang dipengaruhi oleh marin.
Semua hasil analisis saling mendukung dan melengkapi bahwa bitumen padat
diendapkan pada lingkungan lakustrin yang dipengaruhi marin dan tingkat
kematangan material organik yang rendah.
Sumber daya batuan bitumen padat 2.801.176.772 ton (hipotetikk) dan sumber
daya minyak sekitar 421.483.922 barrel minyak mentah (hipotetik) dengan luas
sekitar 1.354 Ha.
Beberapa hal sebagai bahan pertimbangan selanjutnya, antara lain :
Besarnya potensi sumber daya bitumen padat, tingginya kandungan organik,
lapisan dekat permukaan, prasarana kesampaian daerah yang relatif mudah, maka
daerah kajian layak dipertimbangkan untuk dijadikan sebagai suatu ‘pilot project’
penghasil minyak (shale oil) sebagai langkah awal dalam penelitian serpih
bitumen/bitumen padat untuk sumber energi alternatif.
Ucapan Terimakasih
Ucapan terimakasih disampaikan kepada Sukardjo, Kepala Kelompok Kajian Energi Fosil, Pusat
Sumberdaya Geologi. Hari Puranto yang membuat dan mengedit gambar-gambar disampaikan terimakasih.
Kepada Syufra Ilyas tidak lupa disampaikan terimakasih atas diskusi yang dilakukan. Khususnya kepada
Herudiyanto yang melakukan analisa petrografi, memperbaiki naskah dan diskusi disampaikan terimakasih.
Terakhir ucapan terimakasih disampaikan kepada para kolega di Pokja Energi Fosil.
DAFTAR PUSTAKA
Carnell, A., Butterworth, P., Hamid. A., Livsey, A. Barton, J., and Bates, C., 1998. The brown shale of
Central Sumatera: a detailed geological appraisal of a shallow lacustrine source rock.
th
Proceedings Indonesian Petroleum Association. 26 Annual Convention, Jakarta.
De Coster, G.L., 1974. The Geology of The Central and South Sumatera Basin. Proceeding Indonesia
th
Petroleum Association, 4 Annual Convention.
Herudiyanto, 2007. Brief discussion on the Rock-eval/pyrolysis analysis results of some Kutei Basin coal
samples, compare to those of petrological results (in prep).
Ilyas, S., 1989. Laporan Survei Tinjau Sumber Daya Batubara Daerah Kuantan Mudik, Kabupaten Indragiri
Hulu, Propinsi Riau. Direktorat Sumber Daya Mineral, Bandung.
----------- 2003. Laporan Inventarisasi Batubara Kawasan Lintas Propinsi di Daerah Padanglawas, Kabupaten
Sawahlunto – Sijunjung, Propinsi Sumatera Barat dan Kabupaten Kuantan Singingi, Propinsi
Riau. Direktorat Sumber Daya Mineral, Bandung
Peters, K. E., 1988. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis. In,
Beaumont, E. A., and Foster N. H., Geochemistry. Treatise Petroleum Geology. Reprint Series
No. 8.
Rosidi, H. M. D., Tjokrosapoetro, S., Pendowo, B., Gafoer, S., dan Suharsono, 1996. Peta Geologi Lembar
Painan dan Bagian Timurlaut Lembar Muarasiberut, Sumatera. Skala 1:250.000. Puslitbang
Geologi, Bandung.
Silitonga, P.H., dan Kastowo, 1975. Peta Geologi Lembar Solok, Sumatera. Skala 1 : 250.000. Puslitbang
Geologi, Bandung.
Tissot, B. P., and Welte, D. H., 1984. Petroleum Formation and Occurrence. Second Revised and Enlarged
Edition. Springer Verlag, Berlin, Heidelberg, New York, Tokyo. 699 pp.
Tobing, S.M., 2000. Laporan Survei Pendahuluan Endapan Bitumen Padat di Daerah Sijunjung, Propinsi
Sumatera Barat. Direktorat Inventarisasi Sumberdaya Mineral, Bandung.
----------- ., 2005. Laporan Inventarisasi Bitumen Padat dengan ‘outcropdrilling’ di daerah Sungaidareh, Kab.
Sawahlunto - Sijunjung, Propinsi Sumatera Barat. Direktorat Inventarisasi Sumberdaya Mineral,
Bandung.
Waples, D. W., 1988. Modern approaches in source rock evaluation. In, Beaumont, E. A., and Foster N. H.,
Geochemistry. Treatise Petroleum Geology. Reprint Series No. 8.
Gambar 1
Peta Lokasi Daerah Padanglawas, Sumatra Barat
Gambar 2
Peta Geologi dan Distribusi Bitumen Padat di daerah Padanglawas
Kedalaman vs Vitrinit Reflektan
(%)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0
0,2
20
0,21
0,21
40
Depth (M)
0,28
0,23
60
0,27
80
0,28
0,3
100
120
Gambar 3
Korelasi antara vitrinit reflektan dan kedalaman pada Lobang Bor BH-3
KEDALAMAN vs KANDUNGAN MINYAK
OIL YIELD (L/Ton)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0
20
DEPTH (M)
40
60
80
100
120
Gambar 4
Korelasi antara kedalaman dan kandungan minyak
KEDALAMAN vs TOTAL ORGANIK KARBON
(TOC %Wt)
0,00
0
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
20
DEPTH (M)
40
60
80
100
120
Gambar 5
Korelasi antara kedalaman dan total organik karbon (TOC)
16,00
Gambar 6
Korelasi antara Total Organik Karbon dan (S1 + S2)
Gambar 7
Korelasi antara Total Organik Karbon dan Hidrogen Indeks
Gambar 8
Tipe kandungan organik berdasarkan Tmax dan Hidrogen Indeks
Gambar 9
Plotting data analisa berdasarkan Hidrogen Index dan Oxygen Index menunjukkan jalur evolusi
kerogen dalam diagram van Krev elen
GC Whole Oil
B3-65
R e s p o n s e _
S i g n a l : B 3 6 5 U . D \ F I D 1 An . C H
7 5 0 0 0 0
7 0 0 0 0 0
6 5 0 0 0 0
6 0 0 0 0 0
n
C
10
5 5 0 0 0 0
5 0 0 0 0 0
4 0 0 0 0 0
n
n n n
n
C
C C C n
C
n n 23
17
n
n
C
15
n 26
C
16
C
n
18 C C
C
22
19 20 21
C 25
24
n
Cn
28C
29
n
C
30
n
C
31
n
C
8
3 5 0 0 0 0
2 5 0 0 0 0
n
C
12
n
C
14
n
C
9
4 5 0 0 0 0
3 0 0 0 0 0
n
C
11
n
C
13
C
27
n
C
32
Pr
n
C
7
n
C
33
P
h
2 0 0 0 0 0
n
C
34
n
C
35
1 5 0 0 0 0
n
C
36
n
C
37
1 0 0 0 0 0
2 .0 0
4 .0 0
6 .0 0
8 .0 0
1 0 .0 0
1 2 .0 0
1 4 .0 0
1 6 .0 0
1 8 .0 0
2 0 .0 0
T im e
Gambar 10
Gas Chromatograph Conto B3-65 pada kedalaman 77,60 – 78,60 m
GC Whole Oil
B3-89
R esponse_
n
Snig n a l: B 3 8 9 U . D \ F I D 1 AC . C H
500000
450000
n
C
11
400000
n
C
12
n
C
13
n
C
14
C n
15 C n
16 C
17
27
n
C
n
n 26
n
n n
C
C
n
n
C C n C
C 23 C 25
18 19 C 21
22
24
20
n
C
10
350000
n
C
31
300000
n
C
9
250000
200000
150000
n
Cn
28C
29 n
C
30
n
C
7
n
C
8
Pr
n
C
32
n
C
33
n
C
34
P
h
n
C
35
n
C
36
n
C
37
100000
2 .0 0
4 .0 0
6 .0 0
8 .0 0
1 0 .0 0
1 2 .0 0
1 4 .0 0
1 6 .0 0
T im e
Gambar 11
Gas Chromatograph Conto B3-65 pada kedalaman 101,60 – 102 m
1 8 .0 0
2 0 .0 0
Lab.
No.
B3-K1
Type of
Samples/
Depth (m)
Core
(3.50 –
11.52)
Tabel 1
Analisa Petrografi Organik Bitumen Padat Daerah Padanglawas
Rv Mean
(%)
Range &
(St.dev %)
No.
Measr.
0.20
0.17 –
0.23
(0.03)
4
B3-K2
Core
(11.60 –
20.60)
-
-
-
B3-K3
Core
(20.60 –
31.10)
0.21
0.19 –
0.24
(0.03)
3
B3-K4
Core
(31.10 –
41.60)
0.21
0.19 –
0.23
(0.03)
2
B3-K5
Core
(41.60 –
50.60)
0.21
0.20 –
0.23
(0.02)
2
B3-K6
Core
(50.60 –
61.60)
0.28
0.20 –
0.34
(0.05)
6
B3-K7
Core
(61.60 –
70.60)
0.23
0.22 –
0.25
(0.01)
4
B3-K8
Core
(70.60 –
80.60)
0.27
0.21 –
0.31
(0.03)
14
B3-K9
Core
(80.60 –
92.60)
0.28
0.25 0.30
(0.02)
3
B3K10
Core
(92.60 –
102.00)
0.30
0.26 –
0.32
(0.02)
5
Description
Botryococcus-related telalginite sparse, yellow, lamalginite
sparse, orange, liptodetrinite rare, orange. Claystone >>
Carbonate. Dom common, L>V>I. Liptinite common, vitrinite
and inertinite rare. Iron oxides common. Pyrite sparse.
Lamalginite and Botryococcus-related telalginite common,
yellow to orange, liptodetrinite sparse, orange. Claystone >>
Carbonate. Dom common, L>V. Liptinite common, vitrinite
rare, inertinite absent. Iron oxides sparse. Pyrite rare.
Lamalginite and Botryoccus-related telalginite abundant,
yellow to orange, liptodetrinite sparse, orange. Claystone >>
Carbonate. Dom abundant, L>>V>I. Liptinite abundant,
vitrinite and inertinite rare. Iron oxides common. Pyrite
common.
Botryococcus-related telalginite abundant, yellow, lamalginite
common, orange, liptodetrinite sparse, orange. Claystone.
Dom abundant, L>>V=I. Liptinite abundant, vitrinite and
inertinite rare. Ironoxides common. Pyrite sparse.
Lamalginite and Botryococcus-related telalginite abundant,
yellow to orange, liptodetrinite common, orange. Claystone
>> Carbonate. Dom abundant, L>>V>I. Liptinite abundant,
vitrinite and inertinite rare. Iron oxides common. Pyrite
abundant.
Lamalginite major, orange, Botryococcus-related telalginite
abundant, yellow, liptodetrinite common, yellow to orange.
Claystone >> Carbonate. Dom major, L>>V>I. Liptinite
major, vitrinite sparse, inertinite rare. Iron oxides abundant.
Pyrite abundant.
Lamalginite major, orange. Botryococcus-related telalginite
abundant, yellow, liptodetrinite common, yellow to orange.
Claystone >> Carbonate. Dom major, L>>V>I. Liptinite
major, vitrinite and inertinite rare. Iron oxides common. Pyrite
abundant.
Lamalginite and Botryococcus-related telalginite major,
yellow to orange, liptodetrinite abundant, orange.
Claystone>> Carbonate. Dom major, L>>V>I. Liptinite
major, vitrinite sparse, inertinite rare. Iron oxides abundant.
Pyrite abundant.
Lamalginite abundant, orange, liptodetrinite common, yellow
to orange. Botryococcus-related telalginite sparse, yellow.
Claystone. Dom abundant, L>>V. Liptinite abundant, vitrinite
rare. Iron oxides abundant. Pyrite major.
Lamalginite abundant, orange, yellow to orange,
Botryococcus-related telalginite and liptodetrinite common,
yellow to orange. Claystone. Dom abundant, L>>V>I. Liptinite
abundant, vitrinite sparse, inertinite absent. Iron oxides
abundant. Pyrite major.
Tabel 2
Hasil Analisa ‘Retorting’ dan Total Karbon Organik (TOC) Bitumen Padat Daerah Padanglawas
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
No. Conto
B3-01
B3-02
B3-03
B3-04
B3-05
B3-06
B3-07
B3-08
B3-09
B3-10
B3-11
B3-12
B3-13
B3-14
B3-15
Kedalaman
{Tebal (M)}
3,50 – 4,50 (1,00)
4,50 – 5,60 (1,10)
5,60 – 6,60 (1,00)
6,60 – 7,00 (0,40)
7,80 – 8,80 (1,00)
8,80 – 11,52 (2,72)
11,60 – 12,60 (1,00)
12,60 – 14,20 (1,60)
14,55 – 15,95 (1,40)
15,95 – 16,95 (1,00)
16,95 – 17,95 (1,00)
17,95 – 18,95 (1,00)
18,95 – 20,60 (1,65)
20,60 – 21,60 (1,00)
21,60 – 22,60 (1,00)
Kandungan
Minyak
(Liter/Ton)
12
13
14
12
18
12
7
13
9
17
18
14
10
0
4
Kandungan
Organik Karbon
{TOC (%)}
3,56
3,40
3,13
4,43
3,82
5,22
6,74
8,22
11,03
5,46
10,43
11,71
8,61
3,15
8,44
Kandungan
Air
(Liter/Ton)
75
98
78
140
119
154
95
110
130
108
111
110
110
70
90
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
B3-16
B3-17
B3-18
B3-19
B3-20
B3-21
B3-22
B3-23
B3-24
B3-25
B3-26
B3-27
B3-28
B3-29
B3-30
B3-31
B3-32
B3-33
B3-34
B3-35
B3-36
B3-37
B3-38
B3-39
B3-40
B3-41
B3-42
B3-43
B3-44
B3-45
B3-46
B3-47
B3-48
B3-49
B3-50
B3-51
B3-52
B3-53
B3-54
B3-55
B3-56
B3-57
B3-58
B3-59
B3-60
B3-61
B3-62
B3-63
B3-64
B3-65
B3-66
B3-67
B3-68
B3-69
B3-70
B3-71
B3-72
B3-73
B3-74
B3-75
B3-76
B3-77
B3-78
B3-79
B3-80
B3-81
B3-82
B3-83
B3-84
B3-85
B3-86
22,60 – 23,60 (1,00)
23,60 – 24,60 (1,00)
24,60 – 26,40 (1,80)
26,40 – 27,40 (1,00)
27,40 – 29,40 (2,00)
29,40 – 31,10 (1,70)
31,10 – 32,60 (1,50)
32,60 – 33,60 (1,00)
33,60 – 34,40 (0,80)
34,40 – 35,60 (1,20)
35,60 – 36,60 (1,00)
36,60 – 38,60 (2,00)
38,60 – 41,60 (3,00)
41,60 – 42,60 (1,00)
42,60 – 43,60 (1,00)
43,60 – 44,60 (1,00)
44,60 – 45,60 (1,00)
45,60 – 46,60 (1,00)
46,60 – 47,60 (1,00)
47,60 – 48,60 (1,00)
48,60 – 49,60 (1,00)
49,60 – 50,60 (1,00)
50,60 – 51,60 (1,00)
51,60 – 52,60 (1,00)
52,60 – 53,60 (1,00)
53,60 – 54,60 (1,00)
54,60 – 55,60 (1,00)
55,60 – 56,60 (1,00)
56,60 – 57,60 (1,00)
57,60 – 58,60 (1,00)
58,60 – 59,60 (1,00)
59,60 – 60,60 (1,00)
60,60 – 61,60 (1,00)
61,60 – 62,60 (1,00)
62,60 – 63,60 (1,00)
63,60 – 64,60 (1,00)
64,60 – 65,60 (1,00)
65,60 – 66,60 (1,00)
66,60 – 67,60 (1,00)
67,60 – 68,60 (1,00)
68,60 – 69,60 (1,00)
69,60 – 70,60 (1,00)
70,60 – 71,60 (1,00)
71,60 – 72,60 (1,00)
72,60 – 73,60 (1,00)
73,60 – 74,60 (1,00)
74,60 – 75,60 (1,00)
75,60 – 76,60 (1,00)
76,60 – 77,60 (1,00)
77,60 – 78,60 (1,00)
78,60 – 79,60 (1,00)
79,60 – 80,60 (1,00)
80,60 – 81,60 (1,00)
81,60 – 82,60 (1,00)
82,60 – 83,60 (1,00)
83,60 – 84,60 (1,00)
84,60 – 85,60 (1,00)
85,60 – 86,60 (1,00)
86,60 – 87,60 (1,00)
87,60 – 88,60 (1,00)
88,60 – 89,60 (1,00)
89,60 – 90,60 (1,00)
90,60 – 91,60 (1,00)
91,60 – 92,60 (1,00)
92,60 – 93,60 (1,00)
93,60 – 94,60 (1,00)
94,60 – 95,60 (1,00)
95,60 – 96,60 (1,00)
96,60 – 97,60 (1,00)
97,60 – 98,60 (1,00)
98,60 – 99,60 (1,00)
8
10
19
12
16
18
11
3
11
16
20
13
24
20
22
20
16
13
18
20
20
15
10
28
23
32
32
3
36
20
21
25
22
28
35
24
48
28
48
51
64
50
50
50
50
50
2
68
74
78
50
44
56
52
46
17
28
26
53
65
38
30
28
40
30
40
2
10
40
43
26
9,02
8,36
8,07
7,13
6,81
8,65
7,27
9,31
6,97
6,52
7,15
6,13
7,60
7,44
6,90
5,82
7,44
6,91
7,82
7,43
7,28
7,02
7,15
8,48
7,48
8,40
7,46
7,78
8,52
8,33
7,22
7,93
6,39
7,50
9,11
8,33
8,84
7,66
10,28
8,45
10,16
7,99
8,77
9,10
9,37
9,69
10,09
10,23
11,43
10,24
13,34
9,89
10,22
14,36
14,19
13,80
13,29
14,80
13,78
11,69
13,65
13,29
12,70
11,47
11,82
12,07
8,21
8,54
8,17
13,08
9,16
106
78
94
44
80
52
78
9
45
74
86
88
64
60
56
60
24
86
80
78
70
93
39
36
40
32
40
18
42
44
90
130
40
66
37
60
60
68
70
47
38
60
66
50
57
60
6
60
36
68
65
85
84
85
88
0
70
84
65
44
70
80
64
60
40
22
0
8
34
56
60
87
88
89
B3-87
B3-88
B3-89
99,60 – 100,60 (1,00)
100,60 – 101,60 (1,00)
101,60 – 102,00 (0,40)
24
10
60
9,02
8,35
8,98
60
10
26
Tabel 3
Hasil Analisa Rock Eval Bitumen Padat Daerah Padanglawas
No.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
No.
Conto
B3-06
B3-14
B3-15
B3 -26
B3-39
B3-42
B3-44
B3-54
B3-63
B3-89
TMax
S1
S2
S3
430
431
429
437
434
432
435
433
437
438
1,30
0,69
0,90
1,13
1,66
1,64
1,33
1,95
2,17
0,76
33,29
9,64
12,56
23,92
44,00
45,68
46,74
63,19
66,30
38,35
0,56
0,48
0,68
0,35
0,46
0,68
0,74
0,82
0,97
1,09
S1+S2
34,59
10,33
13,46
25,05
45,66
47,32
48,07
65,14
68,47
39,11
S2/S3
59,45
20,08
18,47
68,34
95,65
67,18
63,16
77,06
68,35
35,18
PI
PC
0,04
0,07
0,07
0,05
0,04
0,03
0,03
0,03
0,03
0,02
2,87
0,86
1,12
2,08
3,79
3,93
3,99
5,41
5,68
3,25
%
TOC
5,22
3,15
8,44
7,15
8,48
7,46
8,52
10,28
10,23
8,98
HI
OI
638
306
149
335
519
612
549
615
648
427
11
15
8
5
5
9
9
8
9
12
Ket.
TMax. = Temperatur Maksimum S2 ; S1 = Volatil Hidrokarbon; S2 = Hydrocarbon Generating Potential; S3 =
Organik Karbon Dioxida; S1 + S2 = Potential Yield; PI = Production Index; PC = Pyrolysable Carbon; TOC =
Total Organic Carbon; HI = Hydrogen Index; OI = Oxygen Index.
Tabel 4
Hasil Analisis Gas Chromatography Bitumen Padat Daerah Padanglawas
Parameter
A
B
C
D
E
F
Pristane/Phytane
Pristane/nC17
Phytane/nC18
n-Alkanes
Total C25-C33 Odd
Total C24-C32 Even
Total C26-C34 Even
CPI
Total C23-C27 Odd
Total C25-C29 Odd
Total C24-C28 Even
CPI
B3-65
1,32
0,17
0,14
15,12
16,36
12,86
1,05
13,44
12,53
12,14
1,07
Conto
B3-89
0,57
0,07
0,13
14,88
16,14
12,76
1,04
13,05
12,40
12,03
1,06
Fly UP