Rock-Eval Pyrolysis adalah metode standar industri untuk membaca “isi” bahan organik di dalam batuan: berapa banyak hidrokarbon yang sudah ada, berapa yang masih bisa dihasilkan, dari jenis kerogen apa, dan sudah seberapa matang. Metode ini dikembangkan oleh Institut Français du Pétrole pada akhir 1970-an dan sampai sekarang menjadi tulang punggung studi batuan induk. Artikel ini menjelaskan arti setiap parameter—S1, S2, S3, Tmax, HI, OI, dan PI—lengkap dengan contoh cara membacanya.
Prinsip kerja Rock-Eval
Sejumlah kecil sampel batuan yang sudah dihaluskan dipanaskan dalam oven tanpa oksigen (pirolisis). Mula-mula suhu ditahan sekitar 300 °C sehingga hidrokarbon bebas menguap. Setelah itu suhu dinaikkan bertahap hingga sekitar 600 °C, dan kerogen mulai terengkah menjadi hidrokarbon. Detektor mencatat hidrokarbon yang keluar sebagai dua puncak, sementara CO2 diukur terpisah.
Arti setiap parameter
| Parameter | Rumus / satuan | Cara memaknainya |
|---|---|---|
| S1 | mg HC/g batuan | Hidrokarbon bebas yang sudah terbentuk dan masih tertahan di batuan. Bisa membesar bila ada kontaminasi lumpur berbasis minyak atau minyak yang bermigrasi masuk. |
| S2 | mg HC/g batuan | Hidrokarbon yang dihasilkan dari perengkahan kerogen selama pirolisis — gambaran potensi sisa batuan induk. |
| S3 | mg CO2/g batuan | CO2 dari bahan organik; tinggi pada kerogen yang kaya oksigen (umumnya tumbuhan darat). |
| Tmax | °C | Suhu saat puncak S2 tercapai. Makin matang batuan, makin tinggi Tmax. |
| HI | S2 × 100 / TOC (mg HC/g TOC) | Kekayaan hidrogen kerogen → penanda jenis kerogen. |
| OI | S3 × 100 / TOC (mg CO2/g TOC) | Kekayaan oksigen kerogen. |
| PI | S1 / (S1 + S2) | Proporsi hidrokarbon yang sudah terbentuk → indikator kematangan atau adanya hidrokarbon migrasi. |
Tabel acuan interpretasi
Potensi (S2) dan jenis kerogen (HI)
| S2 (mg HC/g) | Potensi | HI (mg HC/g TOC) | Jenis kerogen | |
|---|---|---|---|---|
| < 2,5 | Buruk | > 600 | Tipe I — minyak | |
| 2,5 – 5 | Sedang | 300 – 600 | Tipe II — minyak | |
| 5 – 10 | Baik | 200 – 300 | Tipe II/III — minyak & gas | |
| 10 – 20 | Sangat baik | 50 – 200 | Tipe III — gas | |
| > 20 | Istimewa | < 50 | Tipe IV — tidak berpotensi |
Kematangan (Tmax dan PI)
| Tahap | Tmax (°C) | PI |
|---|---|---|
| Belum matang | < 435 | < 0,10 |
| Awal jendela minyak | 435 – 445 | 0,10 – 0,15 |
| Puncak jendela minyak | 445 – 450 | 0,25 – 0,40 |
| Akhir jendela minyak | 450 – 470 | > 0,40 |
| Lewat matang (gas) | > 470 | — |
Baca juga: Tipe Kerogen I, II, III, dan IV · Vitrinite Reflectance (%Ro): Cara Membaca Kematangan · Menilai Batuan Induk (Source Rock)
Sumber ambang: Peters & Cassa (1994), AAPG Memoir 60.
Contoh membaca hasil (data ilustrasi)
Misalkan sebuah sampel serpih memberi hasil berikut. Angka ini contoh untuk latihan, bukan data proyek.
| TOC | S1 | S2 | S3 | Tmax |
|---|---|---|---|---|
| 2,5 wt% | 0,8 | 9,0 | 0,6 | 441 °C |
- HI = 9,0 × 100 / 2,5 = 360 → kerogen Tipe II, cenderung menghasilkan minyak.
- OI = 0,6 × 100 / 2,5 = 24 → kerogen miskin oksigen, konsisten dengan Tipe II.
- PI = 0,8 / (0,8 + 9,0) = 0,08.
- Kesimpulan: TOC 2,5 wt% dan S2 9,0 menunjukkan batuan induk baik hingga sangat baik. Tmax 441 °C menempatkannya di awal jendela minyak, sementara PI yang masih rendah menandakan hidrokarbon yang terbentuk belum banyak. Langkah berikutnya yang masuk akal: konfirmasi kematangan dengan vitrinite reflectance dan, bila ada minyak di sekitarnya, korelasi dengan GC-MS biomarker.
Dua grafik yang paling sering dipakai
- HI vs OI (diagram pseudo Van Krevelen) — memisahkan kerogen Tipe I, II, dan III berdasarkan kandungan hidrogen dan oksigen.
- HI vs Tmax — menampilkan jenis kerogen sekaligus tingkat kematangannya, sehingga mudah melihat apakah HI rendah disebabkan oleh kerogen Tipe III atau oleh kerogen Tipe II yang sudah sangat matang.
Jebakan interpretasi Rock-Eval
- S2 sangat kecil (umumnya < 0,2–0,5 mg HC/g) membuat Tmax tidak andal karena puncaknya sulit ditentukan.
- Kontaminasi lumpur pemboran berbasis minyak menaikkan S1 dan bisa menggeser bentuk puncak S2.
- Hidrokarbon migrasi di batuan reservoir menaikkan S1 dan PI, sehingga sampel tampak lebih matang dari sebenarnya.
- Efek matriks mineral — lempung dapat menahan sebagian hidrokarbon dan menurunkan S2 pada sampel dengan TOC rendah.
- Batubara dan serpih batubaraan memiliki rentang Tmax dan HI yang sedikit berbeda dari serpih laut, sehingga perlu acuan khusus.
Butuh analisis Rock-Eval untuk studi batuan induk?
BSILAB menyediakan TOC dan Rock-Eval Pyrolysis sebagai paket screening batuan induk.
Pertanyaan yang sering diajukan
Apa itu Rock-Eval Pyrolysis?
Rock-Eval Pyrolysis adalah analisis yang memanaskan sampel batuan secara bertahap tanpa oksigen untuk mengukur hidrokarbon bebas (S1), potensi hidrokarbon dari kerogen (S2), CO2 organik (S3), dan suhu puncak Tmax. Dari parameter ini diketahui potensi, jenis kerogen, dan kematangan batuan induk.
Bagaimana cara menghitung Hydrogen Index?
Hydrogen Index dihitung dengan rumus HI = S2 × 100 / TOC, dengan S2 dalam mg HC per gram batuan dan TOC dalam persen berat. Hasilnya dinyatakan dalam mg HC per gram TOC dan dipakai untuk menentukan jenis kerogen, misalnya HI 300–600 menandakan kerogen Tipe II.
Apa arti Tmax 440 °C?
Tmax sekitar 440 °C umumnya menandakan batuan induk berada di awal jendela pembentukan minyak. Batas yang sering dipakai adalah di bawah 435 °C belum matang, 435–470 °C jendela minyak, dan di atas 470 °C fase gas. Interpretasi sebaiknya dikonfirmasi dengan vitrinite reflectance.
Mengapa HI bisa rendah pada batuan yang kaya bahan organik?
HI rendah bisa berarti kerogen memang Tipe III yang cenderung menghasilkan gas, tetapi bisa juga berarti kerogen Tipe II yang sudah sangat matang sehingga sebagian besar potensinya telah terpakai. Plot HI terhadap Tmax membantu membedakan kedua kemungkinan tersebut.
Rujukan: Espitalié, J., Laporte, J.L., Madec, M. dkk. (1977). Méthode rapide de caractérisation des roches mères, de leur potentiel pétrolier et de leur degré d’évolution. Revue de l’Institut Français du Pétrole 32(1). · Peters, K.E. & Cassa, M.R. (1994). Applied Source Rock Geochemistry. AAPG Memoir 60.
