Batuan induk (source rock) adalah batuan sedimen berbutir halus yang mengandung cukup banyak bahan organik dan, setelah terkubur dan terpanaskan, menghasilkan minyak atau gas bumi. Menilai batuan induk berarti menjawab tiga pertanyaan: apakah bahan organiknya cukup banyak, jenis hidrokarbon apa yang dihasilkannya, dan apakah batuan itu sudah cukup matang. Ketiga pertanyaan ini dijawab dengan analisis geokimia yang saling melengkapi: TOC, Rock-Eval Pyrolysis, kerogen typing, dan vitrinite reflectance.
- Kuantitas diukur dengan TOC (wt%) serta S1 dan S2 Rock-Eval.
- Kualitas (minyak atau gas) dibaca dari Hydrogen Index dan tipe kerogen.
- Kematangan dibaca dari %Ro vitrinit dan Tmax Rock-Eval.
- Batuan induk disebut efektif bila ketiganya terpenuhi.
1. Kuantitas: apakah bahan organiknya cukup?
Langkah pertama adalah mengukur TOC (Total Organic Carbon), yaitu persentase berat karbon organik dalam batuan. TOC murah dan cepat, sehingga dipakai untuk menyaring banyak sampel sekaligus. Sampel yang cukup kaya kemudian dianalisis dengan Rock-Eval untuk mendapatkan S1 (hidrokarbon bebas yang sudah ada di batuan) dan S2 (hidrokarbon yang masih bisa dihasilkan dari kerogen).
| Potensi | TOC (wt%) | S1 (mg HC/g batuan) | S2 (mg HC/g batuan) |
|---|---|---|---|
| Miskin | < 0,5 | < 0,5 | < 2,5 |
| Sedang | 0,5–1 | 0,5–1 | 2,5–5 |
| Baik | 1–2 | 1–2 | 5–10 |
| Sangat baik | 2–4 | 2–4 | 10–20 |
| Istimewa | > 4 | > 4 | > 20 |
Ambang di atas berlaku untuk serpih. Batuan karbonat dan batuan yang sudah sangat matang bisa memiliki TOC rendah tetapi tetap pernah menghasilkan hidrokarbon, sehingga angka TOC selalu dibaca bersama data lain.
2. Kualitas: menghasilkan minyak atau gas?
Jenis hidrokarbon ditentukan oleh tipe kerogen, yaitu bahan organik padat yang tidak larut dalam pelarut organik. Cara tercepat menilainya adalah Hydrogen Index dari Rock-Eval: HI = S2 ÷ TOC × 100 (mg HC/g TOC). Semakin tinggi HI, semakin kaya hidrogen kerogennya dan semakin cenderung menghasilkan minyak. Penjelasan lengkap tiap tipe ada di artikel tipe kerogen I, II, III, dan IV.
| HI (mg HC/g TOC) | Tipe kerogen | Produk utama |
|---|---|---|
| > 600 | I | Minyak |
| 300–600 | II | Minyak |
| 200–300 | II/III | Minyak dan gas |
| 50–200 | III | Gas (sedikit minyak) |
| < 50 | IV | Tidak signifikan |
HI hanya akurat untuk batuan yang belum terlalu matang, karena HI menurun seiring kerogen terkonversi menjadi hidrokarbon. Untuk konfirmasi, tipe kerogen bisa diperiksa langsung di bawah mikroskop melalui kerogen typing.
3. Kematangan: sudah menghasilkan hidrokarbon?
Bahan organik baru berubah menjadi minyak setelah mencapai suhu tertentu selama waktu geologi yang cukup panjang. Kematangan dibaca dari dua parameter yang saling mengecek: vitrinite reflectance (%Ro) dan Tmax dari Rock-Eval.
| Tahap | %Ro | Tmax (°C) |
|---|---|---|
| Belum matang | < 0,6 | < 435 |
| Matang awal | 0,6–0,65 | 435–445 |
| Puncak jendela minyak | 0,65–0,9 | 445–450 |
| Matang akhir | 0,9–1,35 | 450–470 |
| Lewat matang (gas) | > 1,35 | > 470 |
Tmax menjadi tidak andal bila S2 sangat rendah, karena puncak pirolisisnya sulit dibaca. Pada kondisi itu, %Ro lebih dapat dipercaya.
Contoh membaca hasil
Misalkan sebuah serpih memiliki TOC 2,4 wt%, S2 9,6 mg HC/g batuan, Tmax 441 °C, dan %Ro 0,62.
- Kuantitas: TOC 2,4 wt% termasuk sangat baik, S2 9,6 termasuk baik.
- Kualitas: HI = 9,6 ÷ 2,4 × 100 = 400 → kerogen tipe II, cenderung menghasilkan minyak.
- Kematangan: Tmax 441 °C dan %Ro 0,62 → matang awal, baru memasuki jendela minyak.
Kesimpulannya, batuan ini adalah batuan induk minyak yang baik dan baru mulai matang. Jika di cekungan yang sama ada minyak, langkah berikutnya adalah membuktikan hubungannya dengan korelasi biomarker GC-MS.
Kesalahan yang sering terjadi
- Sampel singkapan yang lapuk — pelapukan mengoksidasi bahan organik sehingga TOC dan HI terbaca lebih rendah dari aslinya.
- Kontaminasi lumpur pemboran — lumpur berbasis minyak atau aditif organik dapat menaikkan S1 dan menggeser puncak S2.
- Membaca satu parameter saja — TOC tinggi pada batubara atau kerogen tipe IV belum tentu berarti potensi minyak yang baik.
Ingin menilai potensi batuan induk di wilayah kerja Anda?
Kirim daftar sampel Anda. Tim BSILAB akan membantu menyusun urutan analisis dari screening TOC hingga biomarker.
Pertanyaan yang sering diajukan
Apa itu batuan induk?
Batuan induk adalah batuan sedimen berbutir halus, seperti serpih atau napal, yang mengandung cukup bahan organik dan dapat menghasilkan minyak atau gas bumi setelah terkubur dan terpanaskan. Batuan induk merupakan salah satu unsur utama sistem petroleum.
Berapa TOC minimum untuk batuan induk?
Untuk serpih, TOC di bawah 0,5 wt% umumnya dianggap miskin. Nilai 0,5 sampai 1 wt% termasuk sedang, 1 sampai 2 wt% baik, dan di atas 2 wt% sangat baik. TOC tetap harus dibaca bersama tipe kerogen dan kematangan.
Bagaimana mengetahui batuan induk menghasilkan minyak atau gas?
Jenis produk ditentukan oleh tipe kerogen. Hydrogen Index dari Rock-Eval di atas 300 mg HC/g TOC umumnya menunjukkan kerogen tipe I atau II yang menghasilkan minyak, sedangkan HI 50 sampai 200 menunjukkan kerogen tipe III yang cenderung menghasilkan gas.
Apa itu jendela minyak?
Jendela minyak adalah rentang kematangan ketika kerogen menghasilkan minyak dalam jumlah signifikan, kira-kira pada %Ro 0,6 sampai 1,35 atau Tmax 435 sampai 470 °C. Di atas rentang itu, batuan induk terutama menghasilkan gas.
Analisis apa saja yang dibutuhkan untuk evaluasi batuan induk?
Evaluasi dasar memerlukan TOC dan Rock-Eval Pyrolysis. Untuk konfirmasi tipe dan kematangan ditambah kerogen typing dan vitrinite reflectance. Untuk menghubungkan batuan induk dengan minyak, dilanjutkan dengan ekstraksi, SARA, dan GC-MS biomarker.
Rujukan: Peters, K.E. & Cassa, M.R. (1994). Applied Source Rock Geochemistry. Dalam Magoon & Dow (ed.), The Petroleum System—From Source to Trap, AAPG Memoir 60. · Tissot, B.P. & Welte, D.H. (1984). Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed. Springer. · Espitalié, J. dkk. (1977). Méthode rapide de caractérisation des roches mères. Revue de l’Institut Français du Pétrole 32.
