ISSN : 2579-5821 (Cetak) ISSN : 2579-5546 (Online) Alamat URL : http://journal.unhas.ac.id/index.php/geocelebes
Jurnal Geocelebes Vol. 2 No. 1, April 2018, 31 - 35

## KARAKTERISASI SERPIH PADA FORMASI TALANGAKAR SEBAGAI POTENSI SHALE HYDROCARBON
Jamaluddin 1* , Muh. Fawzy Ismullah Massinai 2 , Erfan Syamsuddin 2
1 China University of Petroleum, Eart China
2 Program Studi Geofisika, FMIPA Universitas Hasanuddin, Makassar, Indonesia
*Penulis koresponden. Alamat email: jamaljamaluddin1994@yahoo.com

## Abstrak
Eksplorasi dan eksploitasi di Indonesia saat ini masih terfokus pada energi konvensional hidrokarbon dibandingkan  energi  nonkonvensional  hidrokarbon  seperti  gas  serpih.  Gas  serpih  adalah  salah  satu energi nonkonvensional yang kaya material organic dan mencapai kematangan, pada kondisi dan tipe tertentu  mampu  berfungsi  sebagai  reservoir  minyak  dan  gas.  Jendela  awal  kematangan  pada kedalaman 1200-2200 m  dan kategori tipe kerogen II/III menghasilkan minyak dan gas.
Kata kunci : Formasi Talangakar, Material Organik, Shale Hidrokarbon

## Abstract
Exploration and exploitation in Indonesia currently still focused on conventional hydrocarbon energy than the energy of the nonconventional hydrocarbons such as shale gas. Shale gas is one of the energy rich  organic  material  nonconventional  and  reach  maturity,  on  the  conditions  and  certain  types  are capable of functioning as a reservoir of oil and gas.  The initial maturity of the window at a depth of 1200-2200 m and category II/III kerogen type produces oil and gas.
Key Words: Organic Material, Shale Hydrocarbon, Talangakar Formation

## Pendahuluan
Kebutuhan  minyak  dan  gas  bumi  dari sumber  energi  fosil  di  Indonesia  semakin lama  semakin  meningkat,  sedangkan cadangan  migas  yang  dihasilkan  dari reservoir konvensional semakin berkurang. Untuk  mengantisipasi  kekurangan  gas, diperlukan  eksplorasi  akan  sumber  daya baru (unconventional  resources), salah satunya adalah shale gas.
Formasi Batuan yang dijadikan fokus pada penelitian ini adalah Formasi Talang Akar. Formasi ini didominasi oleh batupasir pada bagian  bawah  dan  batulempung  pada bagian atasnya. Batulempung ini berfungsi
sebagai  batuan  induk  karena  memiliki kandungan  organik  totalnya  yang  cukup. Secara  kematangan,  formasi  Talang  Akar di  lokasi  ini  sudah  masuk  ke  daerah  dry gas  window  dengan  Ro  >  1.4%  pada  Top Talang Akarnya  padahal  kedalamnya baru mencapat  4995  ftmd.  Dengan  informasi seperti itu kemungkinan dulunya lokasi ini pernah berada di daerah dalaman kemudian  terjadi  pengangkatan  sehingga daerah  yang  masuk dry  gas  window tersebut menjadi relatif lebih dangkal.
Formasi  Talangakar  diendapkan  secara tidak  selaras  di  atas  Formasi  Lahat. Formasi  ini  diendapkan  secara  tidak selaras  di  atas  Formasi  Lahat.  Formasi  ini
dibagi menjadi 2 anggota yakni GRM (grit sand  member) yang  tersusun  oleh  klastika kasar  dengan  sisipan  serpih  dan  batubara serta  angoota  TRM (transitional  member) yang terdapat shale.
Gambar 1. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (De Coster, 1974).
Lingkungan  pengendapan  Formasi  Talang Akar  berada  di  lingkungan  litoral  hingga shallow  marine yang  berumur  Oligosen Akhir  –  Miosen  Awal.Ketebalan  formasi bervariasi  antara  100  –  500  meter. sedangkan  kontak  antara  Formasi  Talang Akar  dengan  Telisa  dan  anggota  Basal Batugamping  Telisa  adalah conformable . Kontak antara Talang Akar dan Telisa sulit di  pick  dari  sumur  di  daerah  palung disebabkan  litologi  dari  dua  formasi  ini secara umum sama.

## Metode Penelitian
Analisis  pirolisis  dilakukan  terhadap perconto  yang  mempunyai  kandungan TOC lebih besar atau sama dengan 0.5 %. Analisis dilakukan terhadap perconto yang telah  digerus  halus  seberat  kurang  lebih 100  mg  dengan  menggunakan  alat  Rock Eval-5. Tujuan  analisis  ini  adalah  untuk mengetahui  kuantitas  minyak    bumi  atau
hidrokarbon  bebas  (S 1 ),dan  kuantitas kerogen  (S 2 )  yang  keduanya  dinyatakan dalam  kg/ton  dan  temperature  maksimum (T maks , o C)  yaitu  temperature  puncak  pada saat S 2 pecah. Data HI bila diplot terhadap T maks (Diagram  Van  Krevelen)  akan memberikan indikasi umum kualitas (tipe) kerogen dan jenis material yang dhasilkan, minyak atau gas.

## Hasil dan Pembahasan
Penentuan  kematangan  termal  sedimen dari  sumur  A-1  dilakukan  dengan  metode pengamatan  mikroskopis  melalui  analisis pantulan  vitrinit  (VR)  dan  indeks  warna spora  (SCI).  Data  hasil  pengukuran pantulan  vitrinit  maupun  indeks  warna spora menunjukkan hasil  yang  cukup baik dari  segi  kuantitas  maupun  kualitasnya sehingga layak untuk dipergunakan. Kedalaman  sumur  menunjukkan  bahwa interval di atas 1200 m masih berada pada tingkat belum matang ( Immature ) (R o <0.35%),  interval  antara  1200-2200  m pada  tingkat  awal  matang (early  mature)
(0.35<  R o <  0.6%),  dan  interval  di  bawah 2200  m  pada  tingkat  matang (mature) secara  termal  dengan  R o >  0.6%  (Peters, 1994).
Gambar 2. Plot silang antara nilai T maks terhadap kedalaman.
Penentuan  tipe  atau  kualitas  kerogen terhadap sedimen dari Formasi Talangakar dilakukan  dengan  menggunakan  data pengamatan  mikroskopis  yang  berupa komposisi  kerogen  dan  kombinasi  antara
T maks dengan  Indeks  Hidrogen.  Dari  data pengamatan  mikroskopis  terlihat  bahwa kerogen  yang  terkandung  di  dalam  serpih teranalisis  sebagian  besar  didominasi  oleh bahan organic humik-vitrinitik asal tumbuhan darat. Meskipun demikian, nilai HI  sedimen  teranalisa  menunjukkan  nilai tertinggi pada serpih di kedalaman 2885 m (HI=336)  yang  memberikan  indikasi adanya  kerogen  liptinitik  (Tipe  II)  dengan kapasitas  sebagai  pembentuk  minyak. Serpih  yang  lain  dari  Formasi  Talangakar teranalisis  pada  umumnya  mengandung kerogen Vitrinitik (Tipe III) yang ditunjukkan  oleh  nilai  HI  antara  112  dan 190  dan  mempunyai  potensi  optimum penghasil gas atau kondesat.
Gambar 3. Diagram Van Krevelen
Gambar 4. Plot silang antara nilai T maks terhadap kedalaman.
Sumur  A-1  dominan  mengandung  gas pada  kedalaman  2280-3085  m.  Komposisi kerogen  juga  dipengaruhi  oleh  proses pemtngan  terml,  yaitu  katagenesis  dan metagenesis,  yang  mengubah  kerogen tersebut.  Pemanasan  bawah  permukaan menyebabkan  reaksi-reaksi  kimia  yang memecah  fragmen  kecil  kerogen  menjadi minyak.  Kerogen  sisa  juga  mengalami perubahan  yang  tercermin  dalam  kondisi kimia  dan  fisikanya.  Sejarah  diagenesis dan  katagenesis  kerogen  serta  kondisi alamiah  material  organik  penyusunnya sangat mempengaruhi kemampuan kerogen memproduksi minyak dan gas.
Gambar 5 . Zona interest penelitian
Contoh batuan untuk analisis laboratorium merupakan batuserpih dengan ciri litologi: warna  abu-abu  hitam  sedang,  tingkat kekerasan  lunak  sampai  setengah  keras,
memiliki tekstur blocky dan slately . Selain batuserpih,  juga  dilakukan  pengambilan contoh  dan  analisis  laboratorium  untuk batulempung  dengan  ciri  fisik:  warna setengah abu-abu, dengan tingkat kekerasan  keras  sampai  sangat  keras, memiliki tekstur masif.
Formasi  Talangakar  menutupi  Formasi Lemat dan batuan dasar. Susunan lapisannya  terdiri  terutama  dari  endapan fluvial  dan  delta.  Adapun  bagian  atasnya terdiri dari dari serpih, lempung, pasir, dan sisipan-sisipan batubara yang kaya dengan pirit, glaukonit, dan foraminifera.
Nilai  kandungan  material  organik  di Formasi  Talangakar  berkisar  antara  1,23- 1,66%.  Hal  ini  mengindikasikan  bahwa potensi Formasi Talangakar sebagai batuan  induk  adalah  cukup  berpotensi untuk menghasilkan hidrokarbon.
Di  Cekungan  Sumatra  Selatan,  menurut beberapa  peneliti  seperti  diuraikan  oleh Ginger  (2005)  menyebutkan  bahwa  nilai TOC  Talang  Akar  bagian  Atas  bervariasi mencapai  36%  dengan  nilai  Hydrogen Index (HI) antara 200 dan 350 mgHC/g.
Tabel 1. Data kematangan dan komposisi kerogen daerah penelitian. Kedalaman (Meter) Formasi Tmaks ( o C) HI (mg/g) VR (%Ro) SCI (1-10) 2280
Talang Akar
443 113 0.6 5.6 2365 448 175 6.1 2410 450 143 0.59 2530 443 183 6 2665 452 108 0.65 2722 451 186 5.9 2750 443 186 6.1 2885 446 336 0.65 5.9 2952 448 190 0.66 2994 454 155 0.86 3040 459 112 3085 443 172 0.95 6.6 3105 457 225 0.96 6.2

## Kesimpulan
Berdasarkan hasil penelitian dapat disimpulkan bahwa:
1. Tipe Bahan Organik, batuan sedimen  mengandung  hidrogen yang umumnya mencerminkan bahwa  kerogen  terkandung  pada batuan  Formasi  Talangakar  adalah tipe II dan tipe III dengan kapasitas cenderung menghasilkan gas.
2. Tingkat Kematangan Termal sedimen  dari  Formasi  Talangakar yang  dianalisis  tingkat  puncak matang (peak  mature) ,  Ro  rata- rata sampel 0,74%.
3. Batuserpih dan batulempung
daerah penelitian memiliki
kandungan  material  organik  yang cukup (fair) untuk  dapat  menjadi batuan  sumber  yang  baik  bagi pembentukan hidrokarbon.
4. Nilai  kandungan  material  organic di  Formasi  Talangakar  berkisar antara  1,23  –  1,66%.  Hal  ini mengindikasikan  bahwa  potensi Formasi Talangakar sebagai batuan induk  adalah  cukup  berpotensi untuk  menghasilkan  hidrokarbon.

## Daftar Pustaka
De Coster, G.L.. 1974. The geology of the Central and South Sumatra: Proceedings Indonesian Petroleum Association  3rd  Annual  Convention, Jakarta, Indonesia, p. 77-110.
Ginger,  D.,  Fielding,  K.,  2005.  The
Petroleum Systems and Future Potential of The South Sumatra Basin, Proceedings,  Indonesian  Petroleum Association, Thirtieth Annual Convention & Exhibition.
Peters,  K.E.,  Cassa  M.R.,  1994,  Applied Source  Rock  Geochemistry,  AAPG Memoir  60:  The  Petroleum  System  - from Source to Trap
Van Krevelen, D.W., 1961. Coal. Elsevier,
New York.  In:  The  Biomarker Guide, Biomarkers  and  Isotopes  in  the Environment  and  Human  History Vol.1,  Cambridge  University  Press, 72- 156