Tipe Kerogen

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.

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 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 lagoondan danau.

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. 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).

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).

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.

Contoh Kasus
Penentuan tipe kerogen umumnya menggunakan hasil analisa pirolisis, analisa elemen atau dengan menggunakan teknik petrografi organik. Petrografi organik menggunakan sayatan poles yang diamati dibawah mikroskop binokuler khusus yang memiliki sumber sinar fluoresensi.
Berikut adalah contoh evaluasi tipe kerogen yang Penulis kerjakan pada sumur - sumur di suatu subcekungan Sumatra Tengah. Plot HI – OI dalam diagram "pseudo" van Kravelen menunjukkan bahwa sebagian besar data jatuh pada konjugasi antara jalur evolusi kerogen Tipe I dan II (pada area tipe kerogen II/III), sebagian kecil jatuh pada jalur evolusi kerogen tipe III dan 1 data jatuh di dasar grafik yang menunjukkaninert carbon (kerogen tipe
IV). Plot HI – Tmax juga menunjukkan bahwa secara umum batuan induk memiliki kerogen tipe II sampai III dengan dominasi kerogen tipe II/III (oil and gas prone), dengan demikian disimpulkan bahwa batuan induk memiliki kualitas material organik yang mampu menghasilkan minyak maupun gas. Plot diagram kravelen berdasarkan sampel analisis elemen menunjukkan batuan induk hal yang senada dengan plot diagram pseudo-kravelen yang berdasarkan hasil analisa pirolisis.

Penentuan tipe kerogen Formasi Brown Shale berdasarkan REP (a) plot diagram "Pseudo" van Kravelen dan (b) Diagram HI – Tmax

Plot diagram van Kravelen sampel berdasarkan analisis elemen

sumber: Bobby Fransiskus (http://www.scribd.com/doc/77211948/Tipe-Kerogen)

Resolusi Seismik

Resolusi seismik adalah kemampuan untuk memisahkan dua reflektor yang berdekatan.

Didalam dunia seismik, resolusi terbagi dua: resolusi vertikal (temporal) dan lateral (spasial).

Resolusi vertikal didefinisikan dengan ¼ panjang gelombang seismik (λ), dimana λ= v/ f dengan v adalah kecepatan gelombang seismik (kompresi) dan f adalah frekuensi.

Frekuensi dominan gelombang seismik bervariasi antara 50 and 20 Hz dan semakin berkurang terhadap kedalaman.

Tabel dibawah ini menunjukkan contoh hubungan antara v , f dan λ:

Dari tabel diatas kita melihat bahwa untuk anomali dangkal dengan kecepatan gelombang seismik 2500 m/s dan frekuensi 50Hz diperoleh resolusi vertikal 12.5 meter, artinya batas minimal ketebalan lapisan (ketebalan tuning / tuning thickness) yang mampu dilihat oleh gelombang seismik adalah 12.5 meter.

Widess[1973] dalam papernya 'How thin is a thin bed', Geophysics, mengusulkan 1/8λ sebagai batas minimal resolusi vertikal. Akan tetapi dengan mempertimbangkan kehadiran noise dan efek pelebaran wavelet terhadap kedalaman maka batas minimal resolusi vertikal yang dipakai adalah 1/4λ.

Resolusi lateral dikenal dengan zona Fresnel (r) dengan:

Dengan t adalah waktu tempuh gelombang seismik (TWT/2).

Untuk anomali dalam dengan waktu tempuh 4s, v 5500 m/s dan f 20 Hz, batas minimal lebar anomali yang mampu dilihat oleh gelombang seismik adalah 1229.8 meter.

sumber :http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Seismic Trace

Tras seismik adalah data seismik yang terekam oleh satu perekam (geophone). Tras seismik mencerminkan respon dari medan gelombang elastik terhadap kontras impedansi akustik (reflektivitas) pada batas lapisan batuan sediment yang satu dengan batuan sediment yang lain.

Secara matematika, tras seismik merupakan konvolusi antara wavelet sumber gelombang dengan reflektivitas bumi, sehingga:

Tras seismik = wavelet sumber gelombang * reflektivitas

Secara grafis ditunjukkan pada gambar di bawah ini:

sumber :http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Reflection Impedance

Sebelum kita memahami algoritma dan definisi Reflection Impedance (RI), marilah kita tengok terlebih dahulu definisi Elastic Impedance (EI) secara matematis, dimana definisi EI secara praktis dapat dilihat pada (Elastic Impedance).

Secara matematis EI dapat dideskripsikan berdasarkan persamaan:

Dimana ρ adalah densitas , θ adalah incident angle dan K=Vs/Vp yang dianggap konstan untuk semua interval kedalaman.

Berbeda dengan EI, RI tidak lagi menganggap K sebagai konstanta, akan tetapi K sebagai fungsi dari Vp dan Vs yang tergantung pada kedalaman, serta densitas sebagai fungsi dari kecepatan gelombang S (Vs), ρ =ρ₀ Vs^k, sehingga:

Dari persamaan di atas terlihat bahwa RI merupakan fungsi dari densitas (ρ), Vp dan Vs serta ray parameter (P), dimana densitas merupakan fungsi dari Vs .

Gambar di bawah ini menunjukkan pamaterer ρ, Vp (α), dan Vs (β) serta contoh perbandingan log AI, EI, dan RI dengan θ=30^o .

Courtesy Lúcio T. Santos & Martin Tygel, SEG Int'l Exposition, 2002

Dibandingkan dengan Elastic Impedance (EI), Refection Impedance (RI) menghasilkan prediksi yang lebih tepat ( Lúcio T. Santos & Martin Tygel, 2002), sebagaimana yang terlihat pada gambar dibawah ini, terutama pada sudut tinggi (θ>55^o), RI memberikan prediksi seperti solusi exact (persamaan Zoeppritz ), sementara EI dan persamaan Shuey sudah mulai menyimpang.

Courtesy Lúcio T. Santos & Martin Tygel, SEG Int'l Exposition, 2002

sumber :http://ensiklopediseismik.blogspot.com

Elastic Impedance

Seperti hal-nya Impedansi Akustik yang merupakan produk perkalian densitas dengan kecepatan gelombang kompresi (gelombang P), Impedansi Elastik merupakan produk perkalian densitas dengan ’komposit’ kecepatan gelombang P dan S.

Secara praktis, Impedansi Elastik diperoleh melalui inversi far angle stack (katakanlah lebih besar dari 30°) dengan menggunakan wavelet yang diekstrak dari stack tersebut sehingga diperoleh sifat Impedansi Elastik.

Impedansi Akustik

Courtesy ARCO Exploration

Impedansi Elastik

Courtesy ARCO Exploration

Gambar diatas menunjukkan hasil inversi Impedansi Elastik dan Impedansi Akustik.

Penggunaan Elastik Impedance (EI) dan Akustik Impedance (AI) secara bersamaan dalam mendeterminasi reservoir atau hidrokarbon memberikan manfaat yang cukup signifikan.

Sebagaimana yang kita lihat pada gambar di bawah ini, krosplot antara AI (sumbu horizontal) dan EI (sumbu vertikal) dapat memisahkan sand (merah-kuning) dan shale (hijau-cyan), sehingga kita dapat mendesain cut-off sand-shale berdasarkan EI dan AI.

Courtesy ARCO Exploration

Demikian juga dengan determinasi hidrokarbon, berdasarkan gambar dibawah ini, jika kita berasumsi bahwa AI~Vp dan EI~Vs, maka dengan krosplot antara AI dan EI, kita dapat mendesain cut-off antara reservoir yang mengandung gas (HC) dan yang tidak (wet).Courtesy Yongyi Li, Jonathan Downton(Core Lab Reservoir Technologies Division) and Bill Goodway (EnCana Corporation)

sumber :http://ensiklopediseismik.blogspot.com