KORELASI GEOKIMIA BATUAN INDUK DENGAN MINYAK BUMI

HIZBINA KHANAIF, Dr. D Hendra Amijaya, ST., MT;Dr. Ir. Jarot setyowiyoto, M.Sc.

2016 | Tesis | S2 Teknik Geologi

Lapangan HIBA, terletak di Cekungan Natuna Barat, tepatnya berada di Raja Gajah Graben. Cekungan Natuna Barat dicirikan dengan hadirnya graben dan half graben sistem sebagai tempat terakumulasinya sedimen yang berperan sebagai batuan induk yang berpotensi menghasilkan hidrokarbon. Sedimen synrift yang berumur Eosen dan Oligosen yaitu Formasi Benua dan Lower Gabus yang menjadi objek dalam penelitian ini, diyakini mampu menghasilkan hidrokarbon yang mengisi beberapa lapangan yang telah diproduksi di Cekungan Natuna Barat. Analisa geokimia organik dilakukan untuk melihat karakteristik geokimia batuan induk maupun minyak bumi, dan korelasi antara keduanya, mampu memberikan gambaran darimana minyak bumi tersebut berasal. Dalam penelitian ini dikaji apakah selama proses migrasi terjadi perubahan karakteristik pada minyak, sehingga menyebabkan keduanya tidak berkorelasi, serta bagaimanakah proses migrasi berlangsung. Hasil dari penelian ini menyebutkan bahwa batuan induk Formasi Lower Gabus merupakan batuan induk yang cukup mengandung material organik denga rata-rata TOC 1 -13.9 wt%, kerogen tipe III/II dan tipe II, dengan rata-rata Index Hidrogen (HI: 209 dan nilai tertinggi mencapai 453), dan nilai Ro 0.6 - 0.85. Formasi Benua mempunyai nilai TOC: 0.35 -1.15 wt% (poor to fair), kerogen tipe III/II (kerogen campuran), dengan rata-rata Index Hidrogen (HI: 74 - 364), dan nilai Ro 0.54 - 0.68. Keduanya diendapkan pada sistem lakustrin, yaitu shallow - deep lakustrin. Hal ini dapat dilihat berdasarkan data biomarker bahwa kandungan material organik berupa alga dan terrestrial higher plant, juga hadir oleanan dan bikadinana serta rasio Pristane/Phytane < 3. Korelasi antara batuan induk baik dari Formasi Benua maupun Lower Gabus dengan minyakbumi menghasilkan 3 kelompok yaitu: Kelompok 1 adalah fasies shallow lakustrin yang diwakili oleh korelasi antara minyak pada sumur HIBA BB-1 dengan batuan induk pada sumur HIBA KK-1, Kelompok 2 adalah fasies deep lakustrin berdasarkan korelasi anatara minyak pada sumur HIBA F-1 dengan batuan induk pada sumur HIBA BB-1, HIBA BS-1 dan HIBA BR-1, dan kelompok 3 adalah fasies deep lakustrin dari korelasi antara minyak pada sumur HIBA H-5 dan HIBA G-5 terhadap batuan induk pada sumur HIBA BB-1, HIBA BS-1 dan HIBA BR-1. Beberapa sesar yang terbentuk berperan sebagai jalur migrasi hidrokarbon dari batuan induk menuju reservoir. Pada sampel minyak tidak dijumpai adanya proses biodegradasi, maupun water washing, akan tetapi selama proses migrasi dari batuan induk menuju reservoir, minyak mengalami proses alterasi sehingga menyebabkan beberapa perubahan pada karakteristik fisik dan kimia pada minyak.

HIBA Field is located in the West Natuna Basin, particularly in the Raja Gajah Graben. This basin is characterized by the presence of half and graben system in which sediments being accumulated and serve as source rock that potentially produce hydrocarbon. Benua Formation and Lower Gabus Formation both represent syn-rift sediments of Eocene and Oligocene time, which is the main focus of this study. These formations are thought to have developed a prolific hydrocarbon source and have been proved in the nearby production fields of West Natuna Basin. Organic geochemistry analysis was conducted in order to characterize source rock and hydrocarbon geochemistry and their correlation, as well as ability to better understand the origin of the oil. This research examined the migration process, whether there have been changes within the oil nature during migration, and their impact on the oil-source rock correlation. This study indicates that Lower Gabus Formation is thought to be interpreted as organic-rich source rock with average TOC of 1 -13.9 wt%, kerogen type III/II and type II, average Hydrogen Index (HI) of 209, with maximum reached 453 and Ro value 0.6 - 0.85. Whereas Benua Formation reveals TOC value ranging 0.35 - 1.15 wt% (poor to fair), with kerogen type III / II (mix), average HI 74 - 364, and Ro value 0.54 - 0.68. Both are interpreted to be deposited in the shallow - deep lacustrine system. Moreover, biomarker data supports our interpretation and showing composition of organic content algae and terrestrial higher plant, the presence of oleanane and bikadinane, as well as pristane to phytane ratio less than 3. Oil-source rock correlation of both Benua and Lower Gabus formations was performed and resulting in 3 major groups of classification: Group 1 is a shallow lacustrine facies indicated by oil - source rock correlation between HIBA BB-1 and HIBA KK-1 wells, respectively. Group 2 is classified as deep lacustrine facies based on oil - source rock correlation between oil in the HIBA F-1 Well and Source rocr of the HIBA BB-1, HIBA BS-1, and HIBA BR-1 wells. Group 3 is categorized as deep lacustrine facies based on oil-source rock correlation between HIBA H-5 and HIBA G-5 (oil) and HIBA BB-1, HIBA BS-1, and HIBA BR-1 (source rock). In addition, faults were identified in this block also play important role as hydrocarbon migration pathway from source rock to reservoir beds. Based on crude il sample, there were not found any biodegradation and water washing process, but there were any change in the physical and chemical characteristics of the oil, because of the alterasion proses during the migration.

Kata Kunci : korelasi, geokimia batuan induk, Raja Gajah Graben, Natuna Barat