BATUAN INDUK (SOURCE ROCK)

A. Pengertian Batuan Induk (Source Rock)

Pada umumnya batuan induk dibayangkan sebagai batuan serpih berwarna

gelap, kaya akan zat organik dan biasanya diendapkan dalam lingkungan

marine. Waples (1985) menggambarkan batuan induk sebagai batuan sedimen

berbutir halus yang memiliki kapabilitas sebagai sumber hidrokarbon (Waples,

1985). Sedangkan pengertian lainnya, batuan induk adalah batuan sedimen

yang memiliki kemampuan menghasilkan minyak bumi (Tissot & Welte, 1984

op.cit. Peters & Cassa, 1994).

B. Penentuan Batuan Induk

Penentuan batuan induk efektif ditentukan oleh 3 (tiga) persyaratan

geokimia, yaitu kuantitas atau jumlah zat organik, kualitas atau jenis zat

organik, dan kematangan termal.

1. TOC (Total Organic Carbon)

Yaitu merupakan kuantitas dari karbon organik yang terendapkan

dalam batuan tersebut. Semakin tinggi nilai TOC maka akan semakin baik

source rock tersebut dan kemungkinan terbentuknya hidrokarbon akan

semakin tinggi. TOC yang dapat menghasilkan adalah di atas 1 % .

2. Kerogen

Yaitu merupakan kualitas dari carbon organic yang terendapkan dala

batuan tersebut. Kerogen akan menentukan hidrokarbon yang akan di

bentuk. Berdasarkan komposisi unsur-unsur kimia yaitu  karbon (C),

hidrogen (H) dan oksigen (O), pada awalnya kerogen dibedakan menjadi 3

tipe utama yaitu kerogen tipe I, tipe II, dan tipe III (Tissot dan Welte, 1984

dalam Killops dan Killops, 2005), yang kemudian dalam penyelidikan

selanjutnya ditemukan kerogen tipe IV (Waples, 1985). Masing-masing tipe

dicirikan oleh jalur evolusinya dalam diagram van Krevelen

a. Kerogen Tipe I (highly oil prone - oil prone)

Kerogen Tipe I memiliki perbandingan atom H/C tinggi(≥ l,5), dan

O/C rendah (< 0,1). Tipe kerogen ini sebagian berasal dari bahan organik

1

yang kaya akan lipid (misal akumulasi material alga) khususnya senyawa

alifatik rantai panjang. Kandungan hidrogen yang dimiliki oleh tipe

kerogen I sangat tinggi, karena memiliki sedikit gugus lingkar atau

struktur aromatik. Kandungan oksigennya jauh lebih rendah karena

terbentuk dari material lemak yang miskin oksigen. Kerogen tipe ini

menunjukkan kecenderungan besar untuk menghasilkan hidrokarbon cair

atau minyak.

Kerogen tipe I berwarna gelap, suram dan baik berstruktur laminasi

maupun tidak berstruktur. Kerogen ini biasanya terbentuk oleh butiran

yang relatif halus, kaya material organik, lumpur anoksik yang

terendapkan dengan perlahan-lahan (tenang), sedikit oksigen, dan

terbentuk pada lingkungan air yang dangkal seperti lagoon dan danau.

b. Kerogen Tipe II (oil and gas prone)

Kerogen Tipe II memiliki perbandingan atom H/C relatif tinggi

(1,2 – 1,5), sedangkan perbandingan atom O/C relatif rendah (0,1 – 0,2).

kerogen tipe ini dapat menghasilkan minyak dan gas, tergantung pada

tingkat kematangan termalnya. Kerogen tipe II dapat terbentuk dari

beberapa sumber yang berbeda – beda yaitu alga laut, polen dan spora,

lapisan lilin tanaman, fosil resin, dan selain itu juga bisa berasal dari

lemak tanaman. Hal ini terjadi akibat adanya percampuran antara

material organik autochton berupa phytoplankton (dan kemungkinan juga

zooplankton dan bakteri) bersama-sama dengan material allochton yang

didominasi oleh material dari tumbuh-tumbuhan seperti polen dan spora.

Percampuran ini menunjukkan adanya gabungan karakteristik antara

kerogen tipe I dan tipe III.

Kandungan hidrogen yang dimiliki kerogen tipe II ini sangat tinggi,

sedangkan kandungan oksigennya jauh lebih rendah karena kerogen tipe

ini terbentuk dari material lemak yang miskin oksigen. Kerogen tipe II

tersusun oleh senyawa alifatik rantai sedang (lebih dari C25) dalam

jumlah yang cukup besar dan sebagian besar naftena (rantai siklik). Pada

kerogen tipe ini juga sering ditemukan unsur belerang dalam jumlah yang

besar dalam rantai siklik dan kemungkinan juga dalam ikatan sulfida.

2

Kerogen tipe II yang banyak mengandung belerang secara lebih lanjut

dapat dikelompokkan lagi menjadi kerogen tipe II–S dengan persen berat

belerang (S) organik 8 – 14% dan rasio S/C > 0,04 (Orr, 1986 dalam

Killops dan Killops, 2005).

c. Kerogen Tipe III (gas prone)

Kerogen Tipe III memiliki perbandingan atom H/C yang relatif

rendah (< 1,0) dan perbandingan O/C yang tinggi (> 0,3). Kandungan

hidrogen yang dimiliki relatif rendah, karena terdiri dari sistem aromatik

yang intensif, sedangkan kandungan oksigennya tinggi karena terbentuk

dari lignin, selulosa, fenol dan karbohidrat. Kerogen Tipe III terutama

berasal dari tumbuhan darat yang hanya sedikit mengandung lemak dan

zat lilin. Kerogen tipe ini menunjukkan kecenderungan besar untuk

membentuk gas (gas prone).

d. Kerogen Tipe IV (inert)

Kerogen tipe IV terutama tersusun atas material rombakan berwarna

hitam dan opak. Sebagian besar kerogen tipe IV tersusun atas kelompok

maseral inertinit dengan sedikit vitrinit. Kerogen tipe ini tidak memiliki

kecenderungan menghasilkan hidrokarbon sehingga terkadang kerogen

tipe ini dianggap bukan kerogen yang sebenarnya. Kerogen ini

kemungkinan terbentuk dari material tumbuhan yang telah teroksidasi

seluruhnya di permukaan dan kemudian terbawa ke lingkungan

pengendapannya. Kerogen tipe IV hanya tersusun oleh senyawa

aromatik.

3. Pematangan (Maturity)

Yaitu merupakan proses perubahan zat-zat organik menjadi

hidrokarbon. Proses pematangan di akibatkan kenaikan suhu di dalam

permukaan bumi. Proses pematangan di bagi menjadi tiga, yaitu :

1. Immature adalah source rock yang belum mengalami perubahan menjadi

hidrokarbon

2. Mature adalah source rock yang sedang mengalami perubahan menjadi

hidrokarbon

3

3. Overmature adalah source rock yang telah mengalami pematangan

menjadi hidrokarbon.

C. Diagram Van Krevelen

Diagram van Krevelen dibuat berdasarkan pada perbandingan

beberapa tipe komponen kerogen yaitu C, H, dan O. Diagram ini lebih

berguna pada material organik yang belum matang (immature). Kematangan

meningkat dengan meningkatnya temperatur dan burial depth. Tipe

kerogen yang kaya akan C, dan miskin akan H dan O dikarenakan adanya

proses pelepasan H2O, CH4 dan beberapa hidrokarbon lainnya.

Sumber : http://rickysitinjak.files.wordpress.com

Gambar 1. Diagram Van Krevelen

D. Biomarker

Biomarker merupakan senyawa komplek fosil molekular biologis, yang

berasal dari suatu organisme makhluk hidup (Seifert & Moldowan 1981; Tissot

& Welte 1984; Peters & Moldowan 1993; Hunt 1996), yang telah mengalami

proses perubahan gugus fungsi, pemutusan ikatan dan perubahan stereokimia,

4

namun masih menyimpan secara utuh kerangka atom karbon sehingga dapat

ditelusuri asal usulnya. Oleh karena itu, biomarker merupakan indikator yang

penting untuk mengenal material organik minyak bumi, kondisi perubahan

geologi, kimia dan fisika terhadap organisme akibat perubahan yang signifikan

oleh panas selama proses diagnesis, katagenesis serta derajat biodegradasinya.

Tabel 1. Biomarker

Biomarker Precursor

n-alkana (> C22) Tumbuhan darat lilinan

n-alkana (C17, C22) Lipid alga

Isoprenoid (< C20) Klorofil

Isoprenoid (> C20) Lipid atau klorofil dari alga hypersaline

Porphyrin Klorofil

Sterana Steroid

Triterpana Triterpenoid bakterial

Diterpana HC dalam resin tumbuhan

Nophthenoaromatik besar Steroid, triterpenoid

Biomarker ini ditemukan dalam batuan atau sedimen dan menunjukkan

sedikit perubahan atau sama sekali tidak berubah dari molekul organik

induknya ketika masih hidup. Sebagai contoh, beberapa waktu lalu, peneliti

mengatakan bahwa porfirin mempunyai hubungan dengan molekul klorofil

Klorofil adalah material umum yang terdapat di dalam tumbuhan tinggi dan

klorofil dengan struktur serupa juga ditemukan dalam bakteri dan organisme

lain. Terdapatnya porfirin di dalam ekstrak batuan atau di dalam sampel

minyak bumi dapat digunakan untuk mendapatkan informasi tentang adanya

pasokan tumbuhan tinggi atau bakteri ke dalam batuan induk yang

menghasilkan minyak tersebut.

Di dalam geokimia petroleum, biomarker banyak digunakan terutama

untuk menentukan asal material organik pembentuk migas, lingkungan

pengendapan, kematangan, dan korelasi baik antara batuan induk dan minyak

atau antara minyak dan minyak.

5

E. Kesimpulan

1. Batuan induk merupakan salah satu faktor terpenting terdapatnya minyak

dan gas bumi.

2. Tipe kerogen menentukan potensi hidrokarbon yang dihasilkan.

3. Biomarker bisa menjadi indikator penting untuk mengenal material organik

minyak bumi.

6

F. Saran

Dalam mempelajari geologi minyak dan gas bumi, harus cermat dalam

membedakan antara apa yang dinamakan source rock dan reservoir. Karena

kebanyakan, yang belum memahami jauh lebih dalam tentang keduanya. Salah

mengartikan apa yang dimaksud di atas.

7