152 prima erfido manaf
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Analisis Persebaran Total Organic Carbon (TOC) pada Lapangan X
Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan menggunakan
Atribut Impedansi Akustik
PRIMA ERFIDO MANAF1), SUPRIYANTO2,*), ALFIAN USMAN2)
Fisika FMIPA Universitas Indonesia, Depok, Jawa Barat, 16424, Indonesia
E-mail: erfidomanaf@yahoo.com
2) New Energy & Green Technology UTC, PT Pertamina, Jl. Medan Merdeka Timur No. 6, Jakarta
10110, Indonesia
1) Jurusan
*) PENULIS
KORESPONDEN
TEL: 08152085804
ABSTRAK: Lapisan shale yang menjadi target penelitian terletak pada Formasi Talang Akar
Cekungan Sumatera Selatan yang diendapkan pada fase sagging. Energi pengendapan yang
rendah pada periode transgresi menghasilkan endapan shale yang melimpah. Berdasarkan
ekspektasi bahwa endapan shale yang melimpah tersebut memiliki tingkat kekayaan organik
yang tinggi sehingga berpotensi untuk dikembangkan sebagai hidrokarbon non-konvensional,
maka telah dilakukan penelitian yang menganalisis parameter Total Organic Carbon (TOC),
memodelkan, dan menyebarkannya di sekitar area penelitian. Pada penelitian ini, digunakan
analisis Petrofisika untuk memisahkan litologi shale sebagai lapisan target dengan litologi
lainnya; analisis Geokimia berperan dalam menentukan tingkat kekayaan organik; dan melalui
analisis Geofisika, dilakukan karakterisasi reservoar untuk menganalisis litologi hingga
persebaran shale hidrokarbon pada formasi target. Berdasarkan hasil interpretasi atribut inversi
impedansi akustik (AI) yang dikorelasikan dengan parameter TOC, dapat dilihat sebaran batuan
yang memiliki nilai impedansi yang relatif rendah dan memiliki nilai TOC yang relatif tinggi
yaitu pada range interval kedalaman 2030-2182m (zona A) dan 2204-2396m (zona B) yang
diprediksi sebagai lapisan shale yang memiliki kandungan organik tinggi. Berdasarkan hasil
analisa tersebut, kedua zona ini diprediksi memiliki potensi untuk dieksplorasi sebagai sumber
daya hidrokarbon non-konvensional.
Kata Kunci: TOC, Inversi AI, hidrokarbon non-konvensional.
PENDAHULUAN
Berdasarkan informasi yang diperoleh dari Badan Geologi Departemen ESDM
(2011), sumberdaya spekulatif shale hidrokarbon berupa gas sebagai hidrokarbon nonkonvensional di Sumatera Selatan termasuk salah satu yang terbesar di Indonesia,
yaitu memiliki nilai volume of gas in place sebesar 56,11 (Tcf). Informasi ini menjadi
salah satu latar belakang dari dilakukannya penelitian ini. Selain itu, lapisan batuan
shale yang menjadi target penelitian terletak pada Formasi Talang Akar Cekungan
Sumatera Selatan. Formasi ini (terutama Talang Akar bagian Atas) terbentuk akibat
dari proses tektonik yang terjadi saat batuan shale diendapkan pada basin sag. Energi
pengendapan yang rendah menyebabkan dihasilkannya endapan shale yang melimpah
sehingga memiliki lapisan sand yang lebih sedikit dibandingkan formasi di sekitarnya
(Perbawa, 2012).
Ekspektasi dari penelitian ini adalah bahwa endapan shale yang melimpah di
formasi target tersebut memiliki kualitas dan kuantitas yang cukup sebagai batuan
induk maupun reservoar hidrokarbon, sehingga dalam penelitian ini akan digunakan
keterkaitan metode dari beberapa aspek pendekatan Geosains, yaitu analisis Petrofisika
untuk memisahkan litologi shale dengan litologi lainnya; analisis Geokimia yang
berperan dalam mengidentifikasi karakter lapisan shale berdasarkan kuantitas,
kualitas, dan tingkat kematangannya; dan melalui pendekatan Geofisika, dapat
dilakukan analisis persebaran reservoar/batuan induk shale pada formasi target
Cekungan Sumatera Selatan, ditunjukkan pada Gambar 1, adalah suatu hasil kegiatan
tektonik yang berkaitan erat dengan penunjaman Lempeng Indo-Australia, yang
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-57
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
bergerak ke arah Utara hingga Timur Laut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif
diam. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan,
magmatik, dan busur belakang (Bishop, 2001). Stratigrafi daerah cekungan Sumatera
Selatan secara umum dapat dikenal dalam satu megacycle (daur besar) yang terdiri dari
suatu transgresi dan diikuti regresi. Formasi yang terbentuk selama fase transgresi
dikelompokkan menjadi Kelompok Telisa (Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, dan
Formasi Gumai). Kelompok Palembang diendapkan selama fase regresi (Formasi Air
Benakat, Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai), sedangkan Formasi Lemat dan
Older Lemat diendapkan sebelum fase transgresi utama. Stratigrafi Cekungan
Sumatera Selatan menurut (De Coster, 1974) ditunjukkan oleh Gambar 2.
Lokasi
Peneliti
an
Gambar 1. Peta Cekungan di daerah Sumatera. Gambar sebelah kiri merupakan
Cekungan Sumatera Selatan yang menjadi lokasi penelitian yang ditunjukkan pada
kotak merah, gambar sebelah kanan menunjukkan peta fisiografi Cekungan Sumatera
Selatan (Bishop, 2001).
FORMASI TALANG AKAR
Gambar 2. Kolom stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan. Formasi target merupakan
Formasi Talang Akar yang terbentuk pada umur Oligosen Akhir-Miosen Awal pada
periode pengendapan transgresi sehingga terdapat endapan shale yang melimpah
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-58
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
(De Coster, 1974).
METODE PENELITIAN
Metode yang akan dilakukan dalam penelitian ditunjukkan melalui diagram alir
pada Gambar 3, yang secara garis besar meliputi analisis Petrofisika, Geokimia, dan
Interpretasi seismik. Analisis Petrofisika akan digunakan untuk memisahkan litologi
shale sebagai lapisan target dengan litologi lainnya; analisis Geokimia akan digunakan
dalam menentukan tingkat kekayaan organik yang didukung oleh tingkat kematangan
termal dari lapisan shale pada formasi target; dan analisis Geofisika akan digunakan
untuk karakterisasi reservoar dengan menganalisis litologi hingga persebaran shale
hidrokarbon pada formasi target.
Gambar
Gambar 2
:
Langkahlangkah
Gambar 3. Diagram Alir Penelitian
HASIL DAN PEMBAHASAN
Analisis Petrofisika dan Geokimia
Analisis Petrofisika dilakukan untuk menentukan interval-interval kedalaman
tertentu yang akan dijadikan sebagai zona target. Penentuan zona target ini dilakukan
dengan terlebih dahulu memisahkan litologi target yang dalam penelitian ini adalah
shale dari batuan lainnya. Hasil analisis menunjukkan terdapat dua buah zona target
(Zona A dan Zona B dengan interval kedalaman seperti yang terlihat pada Gambar 4)
yang diprediksi sebagai interval kedalaman dengan lapisan yang memiliki litologi
berupa shale dan memiliki karakteristik kandungan organik.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-59
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Gambar 4. Analisis Petrofisika. Gambar sebelah kiri menunjukkan dua zona yang
dijadikan sebagai zona target, gambar sebelah kanan menunjukkan Cross-plot GR vs
Densitas dengan skala warna AI pada Upper TAF (gambar atas) dan Lower TAF
(gambar bawah). Berdasarkan skala warna, dapat disimpulkan bahwa organic shale
sebagai zona target memiliki nilai AI kurang dari 27.500 (ft/s*gr/cc).
Hasil crossection yang terbentuk menunjukkan bahwa Zona target terdapat pada
seluruh interval kedalaman, namun didominasi oleh interval 1850-2170m yang dapat
diartikan sebagai zona dengan litologi shale yang sangat tebal yang merupakan bagian
dari Formasi Talang Akar bagian atas, sedangkan zona dengan litologi batupasir berada
pada kedalaman dibawah 2100m.
Analisis geokimia juga telah dilakukan dalam penelitian ini dengan hasil seperti
yang dirangkum pada Tabel 1. Berdasarkan hasil analisis, kedua zona target diprediksi
merupakan zona dengan lapisan shale yang berpotensi sebagai batuan induk ataupun
tempat terakumulasinya hidrokarbon dikarenakan memiliki kriteria sebagai berikut:
TOC
Lapisan shale pada kedua zona memiliki kandungan organik yang tinggi,
ditunjukkan dengan nilai TOC yang berada pada rentang 2-4%. Menurut Peter dan
Cassa (1994), rentang nilai TOC tersebut termasuk dalam kategori sangat bagus .
Tingkat Kematangan
Lapisan shale pada kedua zona memiliki hasil pembacaan Vinitrite Reflectance (Ro)
dengan rentang 0,6 0,65%, Menurut Peter dan Cassa (1994), rentang nilai Ro
tersebut termasuk dalam kategori matang . dengan tingkat awal matang.
Pada sub-pembahasan selanjutnya, akan dijabarkan penjelasan mengenai metode yang
digunakan untuk memodelkan nilai TOC secara kontinyu (pada interval kedalaman
tertentu).
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-60
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Tabel 1. Ringkasan analisis Geokimia Formasi Talang Akar
Hasil Analisis Geokimia Sumur PRM-01
TOC (%)
HI (mg/g)
Ro (%)
Kesimpulan
Min.
Maks.
Rata-rata
Min.
Maks.
Rata-rata
Min.
Maks.
Rata-rata
TOC
HI
Ro
Upper TAF
Lower TAF
0,88
3,66
2,50
117
252
170,7
0,53
0,60
0,60
Bagus-bagus sekali
Mixed (minyak/gas)
Matang
0,42
2,49
2,1
142
360
201,4
0,59
0,81
0,71
Bagus
Mixed (minyak/gas)
Matang
Pemodelan TOC Kontinyu
Log TOC yang diperoleh dari data cutting geokimia merupakan data yang tidak
kontinyu, yaitu data yang haya terdapat pada kedalaman tertentu (tergantung dari
sampel yang digunakan). Pada tahap interpretasi seismik, akan dilakukan penyebaran
nilai TOC pada penampang seismik (penyebaran secara lateral). Untuk melakukan hal
tersebut, dibutuhkan nilai TOC yang kontinyu pada seluruh kedalaman. Untuk
memodelkan data TOC yang dimiliki secara kontinyu, dilakukan metode Multi Linier
Regresi dengan menggunakan beberapa parameter log yang berhubungan dengan nilai
TOC seperti pada penelitian ini, persamaan yang dihasilkan adalah:
TOC = X1 + (X2 x GR) + (X3 x RHOB) + (X4*NPHI) + (X5*DT) .................................... (1)
Hasil pemrosesan Multi Linier Resgresi menghasilkan parameter berikut:
X1 = -1.74
X3 = 1.023
X2 = 0.00038
X4 = -0.00582
X5 = 0.0062
Setelah parameter regresi tersebut digunakan dalam persamaan (1), dihasilkanlah nilai
prediksi TOC yang tidak jauh berbeda dengan nilai TOC aslinya (TOC lab), seperti yang
terlihat pada Gambar 5.
Gambar 5. Perbandingan nilai TOC model dengan TOC Lab.
Gambar sebelah kanan menunjukkan grafik TOC lab vs TOC model dengan nilai
regresi yang mendekati sempurna, yaitu 0,99. Gambar sebelah kiri menunjukkan
perbandingan antara log TOC model dengan TOC lab dengan trend yang serupa.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-61
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Analisis Inversi AI
Pemisahan litologi dapat dilihat pada hasil inversi AI yang ditunjukkan oleh
penampang AI pada Gambar 6. Berdasarkan hasil analisis cross-plot dan petrofisika,
zona shale hidrokarbon diasumsikan memiliki densitas dibawah 2,3 (gr/cc) memiliki
nilai AI yang rendah, dengan nilai kurang dari 27.500 (ft/s*gr/cc). Pada gambar
penampang tersebut, zona dengan rentang nilai ini ditunjukkan dengan skala warna
kuning. Sedangkan lapisan dengan skala warna biru diprediksi sebagai batupasir yang
memiliki densitas dan kecepatan seismik lebih tinggi dibandingkan zona target.
Gambar 6. Penampang inversi AI line_px-04. Lapisan organic shale diprediksi
direpresentasikan dengan skala warna kuning (AI =26.000-27.000 ft/s*gr/cc) yang
mendominasi pada time-window 1780-1900ms.
Penyebaran Parameter TOC ke Seismik
Crossplot AI vs TOC pada Gambar 7 menunjukkan bahwa terdapatnya hubungan
yang cenderung linier antara AI dengan TOC. Hal ini sesuai dengan teori bahwa
kandungan material organik di dalam shale akan menurunkan nilai densitas yang juga
akan berdampak pada rendahnya nilai AI. Setelah diperoleh nilai korelasi antara AI
dan TOC, parameter TOC dapat disebarkan pada seluruh penampang AI. Penampang
TOC yang dihasilkan pada Gambar 8 menunjukkan hubungan yang cenderung linier
terhadap nilai AI. Zona A dan B yang lerletak pada interval kedalaman di antara
surface Upper TAF dan Lower TAF menunjukkan nilai TOC yang tinggi (TOC lebih dari
2% dengan skala warna kuning), pada penampang AI, zona ini memiliki nilai AI yang
rendah.
Gambar 7. Cross-plot AI vs TOC. Hasil analisis AI vs TOC menunjukkan hubungan yang
cenderung linier. Nilai AI akan menurun jika terjadi peningkatan TOC, begitupula
sebaliknya.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-62
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Gambar 8. Penampang TOC pada line_px-04. Nilai TOC yang relatif tinggi (>2%)
ditunjukkan oleh warna kuning, yang mendominasi pada time-window 1780-1900ms.
Interpretasi Akhir
Interpretasi akhir dilakukan dengan menggabungkan hasil analisis atribut yang
digunakan. Melalui peta TOC dan inversi AI, dapat dilihat lapisan yang diprediksi
sebagai shale dengan kandungan organik tinggi, yaitu lapisan yang memiliki densitas
dan respon kecepatan seismik yang rendah (AI relatif rendah Hasilnya, diperoleh
persebaran zona yang diprediksi sebagai shale hidrokarbon (sweet spot) pada surface
Upper TAF dan Lower TAF. Zona-zona ini tersebar di sekitar struktur sesar seperti
yang ditunjukkan pada Gambar 9.
Gambar 9. Persebaran zona shale hidrokarbon pada Formasi Upper dan Lower TAF.
Zona yang ditandai dengan area berwarna merah merupakan zona yang memiliki nilai
AI yang relatif rendah (AI2%) sehingga diprediksi sebagai zona sebaran shale hidrokarbon.
KESIMPULAN
Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan, dapat disimpulkan beberapa hal
sebagai berikut:
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-63
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
1.
2.
3.
Berdasarkan hasil analisis Petrofisika dan Geokimia, diperoleh dua zona yang
dinilai memiliki kategori yang layak sebagai lapisan shale yang berpotensi sebagai
tempat terakumulasinya hidrokarbon maupun sebagai batuan induk, yaitu pada
interval 2030-2182m (zona A) dan 2204-2396m (zona B). Hal ini ditunjukkan dengan
nilai TOC dengan kategori sangat bagus yang terkandung di dalam batuan pada
zona tersebut, didukung dengan hasil pembacaan data Ro yang menyatakan bahwa
kedua zona tersebut berada pada tingkat kematangan awal, sehingga lapisan ini
diprediksi berpotensi untuk dikembangkan sebagai sumber daya hidrokarbon nonkonvensional yang dapat menghasilkan minyak ataupun gas (mixed).
Berdasarkan hasil interpretasi atribut seismik berupa inversi AI dan dilanjutkan
dengan penyebaran nilai TOC, dapat dilihat suatu sebaran batuan yang diprediksi
sebagai shale hidrokarbon yang memiliki nilai impedansi yang relatif rendah dan
memiliki nilai TOC dengan kategori sangat bagus dengan range kedalaman yang
melingkupi zona A dan B.
Jika lokasi zona sweet spot yang diperoleh dihubungkan dengan keberadaan sesar,
dapat diprediksi bahwa terjadinya sesar mengakibatkan lapisan disekitarnya
mengalami peningkatan temperatur, sehingga persebaran zona shale yang berada
disekitar sesar ini akan cenderung lebih tinggi tingkat kematangannya. Hal ini
sesuai dengan hasil analisis Geokimia yang telah dilakukan.
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terimakasih kepada pihak NEGT UTC PT. Pertamina yang
telah memberikan kesempatan dan fasilitas untuk melaksanakan penelitian ini. Selain
itu, terimakasih juga penulis sampaikan pada para pembimbing dan co-author atas
bimbingan dan dukungannya selama proses penelitian maupun penulisan.
DAFTAR RUJUKAN
Badan Geologi Departemen ESDM, 2011, Indonesia Shale Gas Potential.
Bishop, Michele. G., 2001, South Sumatera Basin Province, Indonesia: The
Lahat/Talang Akar-Cenozoic Total Petroleum System, USGS 99-50-S. USA.
De Coster, G.L., 1974, The Geology of Central and South Sumatera Basins, USA:
Proceedings of Indonesian Petroleum Association 3rd Annual Convention.
Perbawa, A., Kusuma, B., & Winardhi, S. (2012), Integration of Seismic Inversion, Pore
Pressure Prediction, and TOC Prediction in Preliminary Study of Shale Gas
exploration, HAGI Annual Convention & Exhibition, Palembang: HAGI.
Peter, K.E. & Cassa, M.R, 1994, Applied Source Rock Geochemistry, In: Magoon, L.B.,
Dow, W.G. (Eds.), The Petroleum System
From Source to Trap, American
Association of Petroleum Geologists Memoir, 60, 93-120.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-64
Analisis Persebaran Total Organic Carbon (TOC) pada Lapangan X
Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan menggunakan
Atribut Impedansi Akustik
PRIMA ERFIDO MANAF1), SUPRIYANTO2,*), ALFIAN USMAN2)
Fisika FMIPA Universitas Indonesia, Depok, Jawa Barat, 16424, Indonesia
E-mail: erfidomanaf@yahoo.com
2) New Energy & Green Technology UTC, PT Pertamina, Jl. Medan Merdeka Timur No. 6, Jakarta
10110, Indonesia
1) Jurusan
*) PENULIS
KORESPONDEN
TEL: 08152085804
ABSTRAK: Lapisan shale yang menjadi target penelitian terletak pada Formasi Talang Akar
Cekungan Sumatera Selatan yang diendapkan pada fase sagging. Energi pengendapan yang
rendah pada periode transgresi menghasilkan endapan shale yang melimpah. Berdasarkan
ekspektasi bahwa endapan shale yang melimpah tersebut memiliki tingkat kekayaan organik
yang tinggi sehingga berpotensi untuk dikembangkan sebagai hidrokarbon non-konvensional,
maka telah dilakukan penelitian yang menganalisis parameter Total Organic Carbon (TOC),
memodelkan, dan menyebarkannya di sekitar area penelitian. Pada penelitian ini, digunakan
analisis Petrofisika untuk memisahkan litologi shale sebagai lapisan target dengan litologi
lainnya; analisis Geokimia berperan dalam menentukan tingkat kekayaan organik; dan melalui
analisis Geofisika, dilakukan karakterisasi reservoar untuk menganalisis litologi hingga
persebaran shale hidrokarbon pada formasi target. Berdasarkan hasil interpretasi atribut inversi
impedansi akustik (AI) yang dikorelasikan dengan parameter TOC, dapat dilihat sebaran batuan
yang memiliki nilai impedansi yang relatif rendah dan memiliki nilai TOC yang relatif tinggi
yaitu pada range interval kedalaman 2030-2182m (zona A) dan 2204-2396m (zona B) yang
diprediksi sebagai lapisan shale yang memiliki kandungan organik tinggi. Berdasarkan hasil
analisa tersebut, kedua zona ini diprediksi memiliki potensi untuk dieksplorasi sebagai sumber
daya hidrokarbon non-konvensional.
Kata Kunci: TOC, Inversi AI, hidrokarbon non-konvensional.
PENDAHULUAN
Berdasarkan informasi yang diperoleh dari Badan Geologi Departemen ESDM
(2011), sumberdaya spekulatif shale hidrokarbon berupa gas sebagai hidrokarbon nonkonvensional di Sumatera Selatan termasuk salah satu yang terbesar di Indonesia,
yaitu memiliki nilai volume of gas in place sebesar 56,11 (Tcf). Informasi ini menjadi
salah satu latar belakang dari dilakukannya penelitian ini. Selain itu, lapisan batuan
shale yang menjadi target penelitian terletak pada Formasi Talang Akar Cekungan
Sumatera Selatan. Formasi ini (terutama Talang Akar bagian Atas) terbentuk akibat
dari proses tektonik yang terjadi saat batuan shale diendapkan pada basin sag. Energi
pengendapan yang rendah menyebabkan dihasilkannya endapan shale yang melimpah
sehingga memiliki lapisan sand yang lebih sedikit dibandingkan formasi di sekitarnya
(Perbawa, 2012).
Ekspektasi dari penelitian ini adalah bahwa endapan shale yang melimpah di
formasi target tersebut memiliki kualitas dan kuantitas yang cukup sebagai batuan
induk maupun reservoar hidrokarbon, sehingga dalam penelitian ini akan digunakan
keterkaitan metode dari beberapa aspek pendekatan Geosains, yaitu analisis Petrofisika
untuk memisahkan litologi shale dengan litologi lainnya; analisis Geokimia yang
berperan dalam mengidentifikasi karakter lapisan shale berdasarkan kuantitas,
kualitas, dan tingkat kematangannya; dan melalui pendekatan Geofisika, dapat
dilakukan analisis persebaran reservoar/batuan induk shale pada formasi target
Cekungan Sumatera Selatan, ditunjukkan pada Gambar 1, adalah suatu hasil kegiatan
tektonik yang berkaitan erat dengan penunjaman Lempeng Indo-Australia, yang
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-57
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
bergerak ke arah Utara hingga Timur Laut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif
diam. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan,
magmatik, dan busur belakang (Bishop, 2001). Stratigrafi daerah cekungan Sumatera
Selatan secara umum dapat dikenal dalam satu megacycle (daur besar) yang terdiri dari
suatu transgresi dan diikuti regresi. Formasi yang terbentuk selama fase transgresi
dikelompokkan menjadi Kelompok Telisa (Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, dan
Formasi Gumai). Kelompok Palembang diendapkan selama fase regresi (Formasi Air
Benakat, Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai), sedangkan Formasi Lemat dan
Older Lemat diendapkan sebelum fase transgresi utama. Stratigrafi Cekungan
Sumatera Selatan menurut (De Coster, 1974) ditunjukkan oleh Gambar 2.
Lokasi
Peneliti
an
Gambar 1. Peta Cekungan di daerah Sumatera. Gambar sebelah kiri merupakan
Cekungan Sumatera Selatan yang menjadi lokasi penelitian yang ditunjukkan pada
kotak merah, gambar sebelah kanan menunjukkan peta fisiografi Cekungan Sumatera
Selatan (Bishop, 2001).
FORMASI TALANG AKAR
Gambar 2. Kolom stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan. Formasi target merupakan
Formasi Talang Akar yang terbentuk pada umur Oligosen Akhir-Miosen Awal pada
periode pengendapan transgresi sehingga terdapat endapan shale yang melimpah
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-58
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
(De Coster, 1974).
METODE PENELITIAN
Metode yang akan dilakukan dalam penelitian ditunjukkan melalui diagram alir
pada Gambar 3, yang secara garis besar meliputi analisis Petrofisika, Geokimia, dan
Interpretasi seismik. Analisis Petrofisika akan digunakan untuk memisahkan litologi
shale sebagai lapisan target dengan litologi lainnya; analisis Geokimia akan digunakan
dalam menentukan tingkat kekayaan organik yang didukung oleh tingkat kematangan
termal dari lapisan shale pada formasi target; dan analisis Geofisika akan digunakan
untuk karakterisasi reservoar dengan menganalisis litologi hingga persebaran shale
hidrokarbon pada formasi target.
Gambar
Gambar 2
:
Langkahlangkah
Gambar 3. Diagram Alir Penelitian
HASIL DAN PEMBAHASAN
Analisis Petrofisika dan Geokimia
Analisis Petrofisika dilakukan untuk menentukan interval-interval kedalaman
tertentu yang akan dijadikan sebagai zona target. Penentuan zona target ini dilakukan
dengan terlebih dahulu memisahkan litologi target yang dalam penelitian ini adalah
shale dari batuan lainnya. Hasil analisis menunjukkan terdapat dua buah zona target
(Zona A dan Zona B dengan interval kedalaman seperti yang terlihat pada Gambar 4)
yang diprediksi sebagai interval kedalaman dengan lapisan yang memiliki litologi
berupa shale dan memiliki karakteristik kandungan organik.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-59
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Gambar 4. Analisis Petrofisika. Gambar sebelah kiri menunjukkan dua zona yang
dijadikan sebagai zona target, gambar sebelah kanan menunjukkan Cross-plot GR vs
Densitas dengan skala warna AI pada Upper TAF (gambar atas) dan Lower TAF
(gambar bawah). Berdasarkan skala warna, dapat disimpulkan bahwa organic shale
sebagai zona target memiliki nilai AI kurang dari 27.500 (ft/s*gr/cc).
Hasil crossection yang terbentuk menunjukkan bahwa Zona target terdapat pada
seluruh interval kedalaman, namun didominasi oleh interval 1850-2170m yang dapat
diartikan sebagai zona dengan litologi shale yang sangat tebal yang merupakan bagian
dari Formasi Talang Akar bagian atas, sedangkan zona dengan litologi batupasir berada
pada kedalaman dibawah 2100m.
Analisis geokimia juga telah dilakukan dalam penelitian ini dengan hasil seperti
yang dirangkum pada Tabel 1. Berdasarkan hasil analisis, kedua zona target diprediksi
merupakan zona dengan lapisan shale yang berpotensi sebagai batuan induk ataupun
tempat terakumulasinya hidrokarbon dikarenakan memiliki kriteria sebagai berikut:
TOC
Lapisan shale pada kedua zona memiliki kandungan organik yang tinggi,
ditunjukkan dengan nilai TOC yang berada pada rentang 2-4%. Menurut Peter dan
Cassa (1994), rentang nilai TOC tersebut termasuk dalam kategori sangat bagus .
Tingkat Kematangan
Lapisan shale pada kedua zona memiliki hasil pembacaan Vinitrite Reflectance (Ro)
dengan rentang 0,6 0,65%, Menurut Peter dan Cassa (1994), rentang nilai Ro
tersebut termasuk dalam kategori matang . dengan tingkat awal matang.
Pada sub-pembahasan selanjutnya, akan dijabarkan penjelasan mengenai metode yang
digunakan untuk memodelkan nilai TOC secara kontinyu (pada interval kedalaman
tertentu).
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-60
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Tabel 1. Ringkasan analisis Geokimia Formasi Talang Akar
Hasil Analisis Geokimia Sumur PRM-01
TOC (%)
HI (mg/g)
Ro (%)
Kesimpulan
Min.
Maks.
Rata-rata
Min.
Maks.
Rata-rata
Min.
Maks.
Rata-rata
TOC
HI
Ro
Upper TAF
Lower TAF
0,88
3,66
2,50
117
252
170,7
0,53
0,60
0,60
Bagus-bagus sekali
Mixed (minyak/gas)
Matang
0,42
2,49
2,1
142
360
201,4
0,59
0,81
0,71
Bagus
Mixed (minyak/gas)
Matang
Pemodelan TOC Kontinyu
Log TOC yang diperoleh dari data cutting geokimia merupakan data yang tidak
kontinyu, yaitu data yang haya terdapat pada kedalaman tertentu (tergantung dari
sampel yang digunakan). Pada tahap interpretasi seismik, akan dilakukan penyebaran
nilai TOC pada penampang seismik (penyebaran secara lateral). Untuk melakukan hal
tersebut, dibutuhkan nilai TOC yang kontinyu pada seluruh kedalaman. Untuk
memodelkan data TOC yang dimiliki secara kontinyu, dilakukan metode Multi Linier
Regresi dengan menggunakan beberapa parameter log yang berhubungan dengan nilai
TOC seperti pada penelitian ini, persamaan yang dihasilkan adalah:
TOC = X1 + (X2 x GR) + (X3 x RHOB) + (X4*NPHI) + (X5*DT) .................................... (1)
Hasil pemrosesan Multi Linier Resgresi menghasilkan parameter berikut:
X1 = -1.74
X3 = 1.023
X2 = 0.00038
X4 = -0.00582
X5 = 0.0062
Setelah parameter regresi tersebut digunakan dalam persamaan (1), dihasilkanlah nilai
prediksi TOC yang tidak jauh berbeda dengan nilai TOC aslinya (TOC lab), seperti yang
terlihat pada Gambar 5.
Gambar 5. Perbandingan nilai TOC model dengan TOC Lab.
Gambar sebelah kanan menunjukkan grafik TOC lab vs TOC model dengan nilai
regresi yang mendekati sempurna, yaitu 0,99. Gambar sebelah kiri menunjukkan
perbandingan antara log TOC model dengan TOC lab dengan trend yang serupa.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-61
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Analisis Inversi AI
Pemisahan litologi dapat dilihat pada hasil inversi AI yang ditunjukkan oleh
penampang AI pada Gambar 6. Berdasarkan hasil analisis cross-plot dan petrofisika,
zona shale hidrokarbon diasumsikan memiliki densitas dibawah 2,3 (gr/cc) memiliki
nilai AI yang rendah, dengan nilai kurang dari 27.500 (ft/s*gr/cc). Pada gambar
penampang tersebut, zona dengan rentang nilai ini ditunjukkan dengan skala warna
kuning. Sedangkan lapisan dengan skala warna biru diprediksi sebagai batupasir yang
memiliki densitas dan kecepatan seismik lebih tinggi dibandingkan zona target.
Gambar 6. Penampang inversi AI line_px-04. Lapisan organic shale diprediksi
direpresentasikan dengan skala warna kuning (AI =26.000-27.000 ft/s*gr/cc) yang
mendominasi pada time-window 1780-1900ms.
Penyebaran Parameter TOC ke Seismik
Crossplot AI vs TOC pada Gambar 7 menunjukkan bahwa terdapatnya hubungan
yang cenderung linier antara AI dengan TOC. Hal ini sesuai dengan teori bahwa
kandungan material organik di dalam shale akan menurunkan nilai densitas yang juga
akan berdampak pada rendahnya nilai AI. Setelah diperoleh nilai korelasi antara AI
dan TOC, parameter TOC dapat disebarkan pada seluruh penampang AI. Penampang
TOC yang dihasilkan pada Gambar 8 menunjukkan hubungan yang cenderung linier
terhadap nilai AI. Zona A dan B yang lerletak pada interval kedalaman di antara
surface Upper TAF dan Lower TAF menunjukkan nilai TOC yang tinggi (TOC lebih dari
2% dengan skala warna kuning), pada penampang AI, zona ini memiliki nilai AI yang
rendah.
Gambar 7. Cross-plot AI vs TOC. Hasil analisis AI vs TOC menunjukkan hubungan yang
cenderung linier. Nilai AI akan menurun jika terjadi peningkatan TOC, begitupula
sebaliknya.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-62
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
Gambar 8. Penampang TOC pada line_px-04. Nilai TOC yang relatif tinggi (>2%)
ditunjukkan oleh warna kuning, yang mendominasi pada time-window 1780-1900ms.
Interpretasi Akhir
Interpretasi akhir dilakukan dengan menggabungkan hasil analisis atribut yang
digunakan. Melalui peta TOC dan inversi AI, dapat dilihat lapisan yang diprediksi
sebagai shale dengan kandungan organik tinggi, yaitu lapisan yang memiliki densitas
dan respon kecepatan seismik yang rendah (AI relatif rendah Hasilnya, diperoleh
persebaran zona yang diprediksi sebagai shale hidrokarbon (sweet spot) pada surface
Upper TAF dan Lower TAF. Zona-zona ini tersebar di sekitar struktur sesar seperti
yang ditunjukkan pada Gambar 9.
Gambar 9. Persebaran zona shale hidrokarbon pada Formasi Upper dan Lower TAF.
Zona yang ditandai dengan area berwarna merah merupakan zona yang memiliki nilai
AI yang relatif rendah (AI2%) sehingga diprediksi sebagai zona sebaran shale hidrokarbon.
KESIMPULAN
Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan, dapat disimpulkan beberapa hal
sebagai berikut:
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-63
SEMINAR NASIONAL JURUSAN FISIKA FMIPA UM 2015
1.
2.
3.
Berdasarkan hasil analisis Petrofisika dan Geokimia, diperoleh dua zona yang
dinilai memiliki kategori yang layak sebagai lapisan shale yang berpotensi sebagai
tempat terakumulasinya hidrokarbon maupun sebagai batuan induk, yaitu pada
interval 2030-2182m (zona A) dan 2204-2396m (zona B). Hal ini ditunjukkan dengan
nilai TOC dengan kategori sangat bagus yang terkandung di dalam batuan pada
zona tersebut, didukung dengan hasil pembacaan data Ro yang menyatakan bahwa
kedua zona tersebut berada pada tingkat kematangan awal, sehingga lapisan ini
diprediksi berpotensi untuk dikembangkan sebagai sumber daya hidrokarbon nonkonvensional yang dapat menghasilkan minyak ataupun gas (mixed).
Berdasarkan hasil interpretasi atribut seismik berupa inversi AI dan dilanjutkan
dengan penyebaran nilai TOC, dapat dilihat suatu sebaran batuan yang diprediksi
sebagai shale hidrokarbon yang memiliki nilai impedansi yang relatif rendah dan
memiliki nilai TOC dengan kategori sangat bagus dengan range kedalaman yang
melingkupi zona A dan B.
Jika lokasi zona sweet spot yang diperoleh dihubungkan dengan keberadaan sesar,
dapat diprediksi bahwa terjadinya sesar mengakibatkan lapisan disekitarnya
mengalami peningkatan temperatur, sehingga persebaran zona shale yang berada
disekitar sesar ini akan cenderung lebih tinggi tingkat kematangannya. Hal ini
sesuai dengan hasil analisis Geokimia yang telah dilakukan.
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terimakasih kepada pihak NEGT UTC PT. Pertamina yang
telah memberikan kesempatan dan fasilitas untuk melaksanakan penelitian ini. Selain
itu, terimakasih juga penulis sampaikan pada para pembimbing dan co-author atas
bimbingan dan dukungannya selama proses penelitian maupun penulisan.
DAFTAR RUJUKAN
Badan Geologi Departemen ESDM, 2011, Indonesia Shale Gas Potential.
Bishop, Michele. G., 2001, South Sumatera Basin Province, Indonesia: The
Lahat/Talang Akar-Cenozoic Total Petroleum System, USGS 99-50-S. USA.
De Coster, G.L., 1974, The Geology of Central and South Sumatera Basins, USA:
Proceedings of Indonesian Petroleum Association 3rd Annual Convention.
Perbawa, A., Kusuma, B., & Winardhi, S. (2012), Integration of Seismic Inversion, Pore
Pressure Prediction, and TOC Prediction in Preliminary Study of Shale Gas
exploration, HAGI Annual Convention & Exhibition, Palembang: HAGI.
Peter, K.E. & Cassa, M.R, 1994, Applied Source Rock Geochemistry, In: Magoon, L.B.,
Dow, W.G. (Eds.), The Petroleum System
From Source to Trap, American
Association of Petroleum Geologists Memoir, 60, 93-120.
ISBN 978-602-71279-1-9
FG-64