petrofisika untuk organicshale, cekungan kutai …

Andre Nouval et al.

ARTIKEL RISET

PETROFISIKA UNTUK ORGANIC SHALE,CEKUNGAN KUTAI BAGIAN ATAS, FORMASIBATU AYAUAndre Nouval*, Dr.Ir. Jarot Setyowitoto, M.Sc., Dr. Ferian Anggara, S.T. M.Eng. and Yusup Iskandar

Ringkasan

Menipisnya jumlah cadangan minyak dan gas bumi konvensional menjadi landasan atas studi sumberdaya migasnon-konvensional, salah satunya adalah organic shale sebagai alternatif untuk memenuhi kebutuhan energi fosilyang masih sangat tinggi di Indonesia. Cekungan Kutai Bagian Atas merupakan salah satu cekungan yang cukuptua dan satu dekade terakhir dilirik sebagai target organic shale. Formasi Batu Ayau yang berada di CekunganKutai Bagian Atas merupakan target utama sebagai potensi sumber daya organic shale dibuktikan dengan hasilanalisa geokimia serta perannya sebagai batuan induk dalam sistem petroleum konvensional di Cekungan KutaiBagian Atas. Interval organic shale dari Formasi Batu Ayau berada pada asosiasi fasies delta plain dan deltafront dengan terdapat dua interval prospek didalamnya (BA3 &BA2). Analisa dilakukan menggunakan data duasumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1 di Blok B Cekungan Kutai Bagian Atas. Analisa petrofisika secara umumuntuk memperoleh nilai shale volume sebesar 50 − 60 %, porositas 8 − 30%, dan water saturation 60 − 70 %,hal ini kemudian diterapkan untuk identifikasi organic shale dengan mengoptimalkan penggunaan dari standardtriple combo log. Pada organic shale petrofisika dilakukan untuk memperoleh hasil akhir besaran nilai TOCdan Brittleness Index (BI). Nilai TOC diperoleh dengan menggunakan metode Passey dengan diperoleh nilai0.7 − 3.2wt% dan nilai BI menggunakan metode Anderson yang diperoleh nilai 51 − 58 %. Dengan analisatersebut diharapkan agar diperoleh hasil representatif dari kualitas organic shale berdasarkan metode petrofisikadi Formasi Batu Ayau.

Kata Kunci : Petrofisika, non-konvensional, organic shale, TOC & BI, Formasi Batu Ayau

Abstract

As the oil and gas conventional reserves are thinning thus becoming the stand reason for the study of nonconventional hydrocarbons, one of them is organic shale as an alternative to fill the needs of fossil energywhich still in high demands in Indonesia. Upper Kutai Basin is one of the oldest basin and in the last decadebeing proposed as organic shale target. Batu Ayau Formation located within this basin is the main target asorganic shale resource which proven by geochemical analysis from laboratories and it is role as source rocks inconventional petroleum system in Upper Kutai Basin. Batu Ayau Formation interval of organic shale exist infacies association of delta plain and delta front with two prospect interval within (BA3 &BA2). Analysis usingwells MAAU-1 and TENGKAWANG-1 in block B of Upper Kutai Basin. Petrophysical analysis normally beingused to obtain the value of shale volume which 50− 60 %, porosity which 8− 30 %, and water saturation which60 − 70 %, and then applied to identify the organic shale with optimizing the use of standart triple combo log.In organic shale the petrophysics is used to obtain final results of Total Organic Carbon (TOC) and BrittlenessIndex (BI). TOC value analyzed using Passey’s with value achieves 0.7− 3.2wt% and BI using Anderson’s withvalue achieves 51 − 58 %. From the analysis so hopefully can achieves a representative results of organic shalein Batu Ayau Formation from a petrophysics point of view.

Keywords: Petrophysics; non-conventional; organic shale; TOC & BI; Batu Ayau Formation.

*Correspondence:

Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas

Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia

Full list of author information is available at the end of the article†Equal contributor

mailto:

Andre Nouval et al. of 36

1. PENDAHULUAN1.1 Latar Belakang

Cekungan Kutai Bagian Atas merupakan salah satucekungan di Indonesia yang cukup tua dan sudahterbukti prospeknya dalam migas konvensional. Hal inikemudian menjadikan salah satu alasan dilakukannyastudi migas non-konvensional terutama pada FormasiBatu Ayau yang organic shale-nya berperan sebagaibatuan induk dari sistem migas konvensional padaCekungan Kutai Bagian Atas. Cekungan Kutai BagianAtas terdiri dari 3 blok utama dan salah satunyaadalah Blok B. Blok B dari Cekungan Kutai BagianAtas berada di bagian utara dari cekungan. Pada BlokB terdapat beberapa studi terdahulu yang mencakuporganic shale dari Formasi Batu Ayau dari outrcropdipermukaan. Dari studi-studi terdahulu tersebutdiketahui bahwa organic shale dari Formasi Batu Ayaumemiliki nilai porositas kurang lebih sebesar 30%dengan TOC dari hasil laboratorium lebih dari 45wt%dan BI lebih dari 40%. Untuk dapat memperoleh buktilebih berupa data untuk kualitas organic shale penulismengajukan salah satu metode penilaian formasi yangcukup umum dilakukan yaitu analisa petrofisika.

Analisa petrofisika menggunakan data well logsebagai dasar pengukuran, dimana fungsi logberdasarkan analisanya dapat dibagi menjaditiga yaitu log litologi (gamma ray & spontaneouspotential), log resistivitas (shallow, medium, deep)dan log porositas (density, neutron & sonic) (Crain,2000)[2] yang dikenal dengan triple combo log. secaramendasar triple combo log akan menghasilkan tigaparameter fisik batuan yaitu shale volume, porositastotal serta efektif, dan water sarutation. Darihasil analisa petrofisika dasar kemudian dilakukanpenerapan terhadap kualitas organic shale, dimanadengan petrofisika parameter organic shale yangdapat dicapai adalah TOC dengan metode ∆LogR(Passey et al., 1990) [5] dan BI dengan metodeelastisitas modulus berdasar kepada Anderson et al.,(1972) didalam Peres dan Marfurt (2013) [6]. Denganmenggunakan metode petrofisika diharapkan mampumemberikan korelasi yang komprehensif terhadap nilaiTOC dan BI untuk organic shale sehingga dimasamendatang dapat digunakan optimalisasi log yanglebih baik untuk memperoleh kualitas organic shaleyang lebih akurat.

1.2. Rumusan Masalah1 Bagaimanakan parameter dasar petrofisika

Formasi Batu Ayau?2 Bagaimanakah TOC dan Brittleness Index dari

organic shale Formasi Batu Ayau dengan metodepetrofisika?

3 Bagaimanakah kualitas organic shale FormasiBatu Ayau sebagai sumber shale hydrocarbonsdari aspek petrofisika?

1.3. Tujuan Penelitian1 Mengetahui parameter dasar petrofisika Formasi

Batu Ayau.2 Mengetahui TOC dan Brittleness Index dari

organic shale Formasi Batu Ayau dengan metodepetrofisika.

3 Mengetahui kualitas organic shale Formasi BatuAyau sebagai sumber daya shale hydrocarbonsdari aspek petrofisika.

2. GEOLOGI REGIONALCekungan Kutai merupakan salah satu dari CekunganTersier yang memiliki lokasi di Provinsi KalimantanTimur dan secara spesifik berada di tepian Sundaland.Menurut Satyana (1999) [8] dalam ”An Outline theGeology of Indonesia”, Cekungan Kutai merupakancekungan terbesar dan terdalam di wilayah timurdari Indonesia, yang mencakup 165, 000 km2 dankedalaman mencapai 14 km. Cekungan ini secararelatif berorientasi Timur ke Barat. Dikarenakangeometri tersebut dan didominasi oleh sedimen fluvialdan deltaic berumur Tersier, Cekungan Kutai memilikiperan penting dalam sumber daya batu bara danmigas (Allen dan Chambers, 1998) [1], salah satunyasebagai alternatif migas non konvensional. Hasildari studi dengan gravity memperlihatkan strukturrendahan (subcekungan) di bagian barat sebagaiMurung Gravity Low dan di bagian timur sebagaiDepocenter Mahakam (gambar 1). Hal tersebutmengindikasikan Depocenter Mahakam dengan ruangakomodasi yang lebih banyak mengarah ke lingkungandeltaic to shallow marine (seaword) berarah NW toSE, sehingga area untuk organic shale terdapat padalingkungan fluvial deltaic (landward) berarah SE toNW. Penelitian dilakukan melalui sumur CKU-1 dibagian NW dari cekungan. Gambar 1 menunjukkanpeta kerangka tektonik Kalimantan dengan cakupanarea Cekungan Kutai Bagian Atas.

Terdapat dua target utama dari Formasi Batu Ayauyang berpotensi sebagai organic shale untuk sumberdaya non konvensional hidrokarbon, yaitu pada fasiesBA (Batu Ayau) 2 pada bagian tengah (batupasirfluvial, batulanau, dan serpih) dan BA 3 padabagian atas (batupasir tidal bar dan batulempung,serpih dan batulanau laut dangkal) sedangkan BA 1dibagian bawah tidak termasuk potensi organic shalekarena merupakan endapan fluvial-aluvial berbutirkasar-konglomerat (gambar 2).

Berdasarkan penelitian terdahulu, Batu Ayau 2(BA2) menunjukkan kaya akan kandungan organik


Gambar 1. Peta Kerangka Tektonik Kalimantanyang menunjukkan cakupan area CekunganKutai [7]

dengan kualitas medium-good dan TOC 0.67 −2.35 %. Hidrokarbonnya merupakan gas prone. Lapisanbatubara di BA2 berpotensi menjadi source rockuntuk sistem migas konvensional dengan TOC 15.49−76.02 %. Di bagian kematangan yang lebih rendah,source rock ini berpotensi baik sebagai produser dariminyak dan gas. Tingkat kematangannya berada padamature to overmature dengan kerogen didominasi olehvitrinit dan intertinit. VR bernilai antara 1.26−1.38 %Ro dan Tmax 464o − 484o C .

Berdasarkan penelitian terdahulu, Batau Ayau 3(BA3) mengandung organik karbon medium-to-gooddengan TOC berkisar 0.36 − 1.00 %. Kerogenyaberasal dari daratan (vitrinit & inertinit). Shaleini mengandung medium bitumen (618 ppm).Perbandingan rasio EOM/TOC sebesar 6.2 danrasio saturasi/aromatic rendah (0.94).

Gambar 2 menunjukkan stratigrafi dari CekunganKutai Bagian Atas menurut Wain dan Berod(1985)dalam Satyana (2010).

3. METODOLOGI PENELITIANLokasi penelitian berada pada Blok B dari CekunganKutai Bagian Atas, dengan penelitian mencakup padainterval Formasi Batu Ayau. Penelitian dilakukandengan menggunakan data well log dari dua

Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Kutai BagianAtas menurut Wain dan Berod (1985)dalam satyana (2010).

buah sumur yang berbeda di area Blok B yaitusumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1. Penelitianditunjang dengan data-data laporan dari hasilpenelitian terdahulu yang dilakukan oleh PSGBandung. Gambar 3 menunjukkan diagram alirpenelitian.

4. HASIL DAN PEMBAHASAN4.1. Hasil

Berdasarkan analisa dengan menggunakan data welllog diperoleh hasil kualitatif dan kuantitatif. Secarakualitatif diperoleh litofasies organic shale padaFormasi Batu Ayau dengan asosiasi lingkunganpengendapan delta plain dan delta front. Gambar5 menunjukkan korelasi kualitatif antara sumurMAAU-1 dengan TENGKAWANG-1 dan posisi sumurdari Blok B Cekungan Kutai Bagian Atas dan gambar6 hasil kuantitatif dari masing-masing sumur.

Dengan menggunakan hasil kuantitatif tersebutkemudian dikoreksi terhadap interval organic shaledari Formasi Batu Ayau maka dapat dilakukan


Gambar 3. Diagram alir penelitian

lumping untuk parameter petrofisika hanya padainterval organic shale. Lumping dari sumur MAAU-1diperoleh hasil shale volume pada BA3 sebesar 0.611dan pada BA2 sebesar 0.597, porositas total pada BA3sebesar 0.165 dan pada BA2 sebesar 0.095, porositasefektif pada BA3 sebesar 0.125 dan pada BA2 sebesar0.087, serta water saturation pada BA3 sebesar 0.621dan pada BA2 sebesar 0.739. Lumping dari sumurTENGKAWANG-1 diperoleh hasil shale volume padaBA3 sebesar 0.572 dan pada BA2 sebesar 0.530,porositas total pada BA3 sebesar 0.369 dan pada BA2sebesar 0.219, porositas efektif pada BA3 sebesar 0.200dan pada BA2 sebesar 0.081, serta water saturationpada BA3 sebesar 0.803 dan pada BA2 0.784.

Dengan berdasarkan kepada hasil kuantitatifkemudian menentukan besarnya TOC dan BI denganpetrofisika. Dikarenakan TOC dan BI menggunakanpetrofisika memiliki batasan yang terlalu luas dariparameter petrofisika dasarnya maka diperlukankontrol untuk nilai TOC dari log menggunakan nilaiTOC dari laboratorium dan BI log menggunakan nilaiBI dari data petrografi. TOC dari log dengan metode∆LogR pada sumur MAAU-1 diperoleh nilai sebesar0.969wt% pada BA3 dan 1.134wt% pada BA2,sedangkan pada sumur TENGKAWANG-1 diperolehnilai sebesar 3.236wt% pada BA3 dan 2.809wt%

Gambar 5. Korelasi sumur MAAU-1dan TENGKAWANG-1 pada Formasi BatuAyau dengan titik lokasi masing-masing sumurpada peta pengajuan Blok B Cekungan KutaiBagian Atas

pada BA2. BI dari log dengan metode Anderson padasumur MAAU-1 diperoleh nilai sebesar 58.254 % padaBA3 dan 52.151 % pada BA2, sedangkan pada sumurTENGKAWANG-1 diperoleh nilai sebesar 53.557 %pada BA3 dan 51.693 % pada BA2.

Berdasarkan hasil petrofisika dengan nilai TOC danBI maka dapat diperoleh korelasi antar parameternyaGambar 7 menunjukkan korelasi antara TOC denganshale volume, porositas, dan water saturation. Padashale volume dengan TOC memiliki hubunganberbanding terbalik. Hal ini karena menurut modelshale dari Passey (1990) [5] TOC yang tersusundari material organik akan berada pada matriksbatuannya bersamaan dengan kelimpahan mineralclay sehingga semakin banyak kelimpahan ineral clayakan mengurangi ruang untuk material organik dapathadir pada batuan tersebut. Korelasi antara TOCdengan porositas total dan efektif yang memilikihubungan berbanding lurus. Hal ini dikarenakanporositas memiliki hubungan yang berbanding terbalikdengan densitas batuan yang pada log dibaca tersusundari mineral clay dan non-clay sehingga semakinbanyak kelimpahannya maka pembacaan terhadapdensitas batuan semakin tinggi dan porositasnya


Gambar 6. Hasil analisa log kuantitatif sumurMAAU-1 dan TENGKAWANG-1 pada FormasiBatu Ayau.

akan rendah. Dikarenakan material organik tidakterbaca sebagai mineral penyusun batuan makalog densitas akan menganggap material organikbagian dari porositas atau mengisi ruang pori padabatuan, sehingga semakin tinggi porositas emakinterbaca tinggi juga TOC. Korelasi TOC denganwater saturation memiliki hubungan yang berbandingterbalik dimana semakin besar water saturation makasemakin kecil TOC. Hal ini dikarenakan pada organicshale tidak dapat dibedakannya antara free waterdengan claybound water sehingga apabila terdapatmineral clay dengan sifat yang sangat mengikatterhadap air akan mengakibatkan water saturationyang tinggi, dimana semakin banyak free water danclaybound water maka pada batuan tersebut memilikikelimpahan mineral clay yang tinggi dan berakibatshale volume lebih besar dibandingkan denganmaterial organiknya dan menyebabkan pembacaanTOC semakin rendah. Pada BI hubungannyadengan parameter petrofisika dapat dilihat padaGambar 9. Pada shale volume dengan BI memilikihubungan semakin tinggi nilai shale volume makabatuan akan memiliki BI yang rendah. Hal inidikarenakan shale volume diperoleh dari kelimpahan

mineral clay didalam batuan yang mana semakinbanyak mineral clay tersebut maka akan semakintinggi shale volume-nya, ini kemudian akan membuatbatuan tersebut semakin halus. Batuan yang lebihhalus memiliki strain yang lebih tinggi untukdapat mencapai failure dan dapat menyebabkanbatuan berada diatas elastic limit-nya sehinggaberakibat berkurangnya brittleness pada batuantersebut (Heidari et al., 2013) [4]. Pada porositastotal dan efektif dengan BI memiliki hubunganyang berbandung terbalik dimana semakin tinggiporositas maka nilai BI akan semakin rendah. Halini dikarenakan brittleness merupakan fungsi kompleksyang terdiri dari litologi, komposisi, temperature,porositas, dll. Batuan yang bersifat brittle memilikistrain yang lebih rendah untuk mencapai failureatau berada pada elastic limit, sedangkan batuanyang lebih halus memiliki strain yang relatif lebihtinggi untuk mencapai failure atau berada di ataselastic limit. Porositas merupakan salah satu faktoryang mempengaruhi strain pada batuan, dimanasemakin tinggi porositas batuan maka akan semakintinggi strain batuan tersebut untuk mencapai failureyang berarti batuan akan berada diatas elasticlimit dan kemampuan untuk brittle akan menurunkarena batuan tersebut akan memiliki sifat cenderunguntuk ductile/less brittle. Hubungan BI dengan watersaturation memiliki kolerasi yang negatif juga dimanasemakin tinggi water saturation maka semakin kecilBI. Water saturation pada shale dipengaruhi olehefek dari free water dan claybound water dimanakembali pada korelasi bittleness index oleh Heidariet al.(2013)[4] maka free water yang ada didalamshale menandakan adanya ruang pori yang diisioleh air dan ini berdampak pada kenaikan strainbatuan untuk mencapai fracture yang berakibatmenurunkan brittleness index, dan pada clayboundwater mengindikasi banyaknya mineral clay yangmampu mengikat air sehingga akan berdampak padakelimpahan shale volume dan berakibat batuanmenjadi semakin halus dan meningkatkan strainuntuk mencapai fracture sehingga terjadi penurunanbrittlenes pada batuan tersebut. Hasil dari penelitiandengan menerapkan metode petrofisika pada organicshale menunjukkan bahwa pada interval Formasi BatuAyau di area penelitian Blok B berdasarkan dua sumurMAAU-1 dan TENGKAWANG-1 memiliki kualitasyang cukup baik dari nilai parameter TOC dan BIsebagai sumberdaya hidrokarbon non-konvensional.Kemudian dari nilai TOC yang diperoleh maka denganmenggunakan klasifikasi oleh Peter & Casa (1994)berada pada kategori sedang sampai dengan cukupbaik. Pada nilai BI dari log dengan klasifikasi dariPeres & Marfurt (2013)[6] dan Ginanjar & Zulkhifly(2014)[3] berada pada kategori brittle.


Gambar 8. Korelasi antara TOC dari log denganparameter petrofisika shale volume (a), porositas (b),dan water saturation (c).

Gambar 8. Korelasi antara TOC dari log denganparameter petrofisika shale volume (a), porositas (b),dan water saturation (c).

KESIMPULAN

Berdasarkan analisa yang telah dilakukan maka dari

penelitian dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut:

1 Pada Formasi Batu Ayau diperoleh litofasies

organic shale dengan asosiasi lingkungan

pengendapan delta plain dan delta front dengan

parameter petrofisika rata-rata dari BA3 shale

volume sebesar 0.569, porositas total 0.267dengan porositas efektif 0.163, dan watersaturation sebesar 0.712. Pada BA2 shale volumesebesar 0.564, porositas total 0.157 denganporositas efektif 0.084, dan water saturationsebesar 0.762.

2 Kualitas TOC dari log dengan metode petrofisikadiperoleh secara rata-rata pada BA3 sebesar


2.103wt% dan pada BA2 sebesar 1.972wt%. NilaiBI log dengan metode petrofisika diperoleh secararata-rata pada BA3 sebesar 55.906 % dan padaBA2 sebesar 51.922 %.

3 Kualitas organic shale sebagai sumberdayahidrokarbon non-konvensional pada Formasi BatuAyau dari aspek petrofisika nilai TOC menurutPeter & Cassa (1994) masuk dalam kategorisedang sampai dengan cukup baik dan BImenurut Peres & Marfurt (2013)[6] dan Ginanjar& Zulkhifly (2014)[3] masuk kedalam kategoribrittle.

Penulis1 Andre Nouval

Dari :(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi,Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,Yogyakarta

2 Dr.Ir. Jarot Setyowitoto, M.Sc.Dari :(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi,Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,Yogyakarta

3 Dr. Ferian Anggara, S.T. M.Eng.Dari :(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi,Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,Yogyakarta

4 Yusup IskandarDari :(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi,Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,Yogyakarta

Pustaka

1. Allen, G.P., dan Chambers, J.L.C.. 1998.”Sedimentation In The Modern And MioceneMahakam Delta”. 24th Indonesian PetroleumAssociation Proceeding. Jakarta. 225-231pp.

2. Crain, E.R.. 2000. ”Crain’s PetrophysicalHandbook:www.spec2000.net”.

3. Ginanjar, H., dan Zulkhifly, S.. 2014. ”Shale GasDevelopment-Comprehensive Study in Indonesia”.Indonesian Petroleum Association 38th AnnualConvention Proceddings (I). 24p.

4. Heidari, M., Khanlari, G.R., Torabi-Kaveh, M.,Kargarian, S., Saneie, S.. 2013. ”Effect of Porosityon Rock Brittleness”. Springer-Verlan Wien. 6p.

5. Passey, Q.R., Creaney, S., Kulla, J.B., Morreti, F.J.,dan Stroud, J.D.. 1990. ”A Practical Model ForOrganic Richness Form Porosity And ResistivityLogs”. The American Association of PetroleumGeologist Bulletin December (74). 1777-1794pp.

6. Peres, R., dan Marfurt, K.. 2013. ”Calibration ofBrittleness to Elastic Rock Properties via MineralogyLogs in Unconventional Reservoirs”. AAPGInternational Conference and Exhibition. 32p.

7. PERTAMINA BPPKA. 1997. ”Petroleum Geology ofIndonesian Basins: Principles, Methods andApplication”. Volume XI, Kutai Basin. 134p.

8. Satyana, A.H.. 1999. ”Tectonic Controls On TheHydrocarbon Habitats OF The Barito, Kutai, AndTarakan Basin, Eastern Kalimantan, Indonesia;Major Dissimilarities”. Journal of Asian EarthScience Special Issue Vol.17, No. 1-2. ElsevierScience, Oxford . 99-102pp.

petrofisika untuk organicshale, cekungan kutai …

Documents