## Prediksi Log TOC dan S 2 dengan Menggunakan Teknik ∆Log Resistivity
Dwi Ayu Karlina, Bagus Jaya Santosa Jurusan Fisika, Fakultas MIPA, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
e-mail : bjs@physics.its.ac.id
Abstrak —Salah satu dari elemen petroleum sistem adalah source  rock ,  yaitu  batuan yang  mengandung  banyak material organik. Kualitas batuan ini dapat ditentukan oleh Total Organic Carbon (TOC), dan nilai S 2 (material prospek hidrokarbon).  Pada  tingkat  kematangan  tertentu,  material organik akan  bertransformasi  menjadi  hidrokarbon  cair atau gas dan terekam oleh respon well logging tools, seperti log  resistivitas.  Untuk  mempelajari  respon well  log dilakukan pemodelan dengan teknik Δlog Resistivity dengan pendekatan metode Passey.  Dengan adanya Δlog Resistivity dapat  digunakan  untuk  menentukan  TOC  dan  S 2 pada suatu  sumur.  Untuk  memprediksi  log  TOC  dan  S 2 digunakan data vitrinite reflectance , log resistivitas, data log sonic,  data Hydrogen  Index (HI).  Pendekatan  Passey  yang digunakan  adalah  dengan  cara  melakukan overlay antara log  sonic  dan  log  resistivitas,  serta  menentukan  baseline untuk  mendapatkan  besar  separasi  Δlog Resistivity ,  yang kemudian  digunakan  untuk  memprediksi  log  TOC  dengan mengikutsertakan  variable  LOM  ( Level  of  Organic Maturity )  yang  didapat  dari  data vitrinite  reflectance . Setelah didapatkan log TOC maka dengan mengetahui sifat hidrokarbon melalui data HI digunakan untuk menentukan log  S 2 .  Hasil  prediksi  log  TOC  dan  S 2 memiliki  korelasi paling tinggi terletak pada sumur B dengan korelasi antara log  TOC  prediksi  dan  log  TOC  terhitung  yaitu  sebesar 0.857  dan  korelasi  prediksi  log  S 2 terhitung  dan  terukur yaitu 0.774.
Kata Kunci — baseline , LOM, dan vitrinite reflectance.

## I. PENDAHULUAN
alam eksplorasi minyak bumi, terdapat suatu konsep yang  menyatukan  semua  elemen  dan  proses geologi,  sehingga  minyak  terakumulasi  pada  kedalaman tertentu. Sistem ini dinamakan dengan sistem petroleum. Salah satun elemen tersebut adalah source rock. Source  rock merupakan  lapisan shale dan lime- mudstone yang  secara  signifikan  mengandung  material organik  yang  dikenal  sebagai Total  Organic  Carbon (TOC) .  Selain  TOC,  kualitas source  rock juga  dapat dilihat  melalui  S 2 (material  prospek  hidrokarbon). Lapisan  non source  rock juga  mengandung  material organik namun tidak signifikan (biasanya < 1wt.%) [1] . Pada  tingkat  kematangan  tertentu,  s ource  rock akan bertransformasi  menjadi  hidrokarbon  cair  atau  gas.  Efek dari  transformasi  ini  terekam  oleh  respon well  logging tools, seperti  log  resistivitas.  Untuk  mempelajari  respon well  log maka  pada  penelitian  ini,  dilakukan  pemodelan dengan  teknik  Δ log Resistivity .  Teknik  ini  memberikan informasi  secara  garis  besar  keberadaan  karbonat  dan batuan  induk  ( source  rock) klasik  dan  diakurasi  dengan prediksi TOC pada tingkat kematangan tertentu [2] .
Minyak bumi memiliki komposisi kimia berupa karbon dan  hidrogen,  yang  dihasilkan  dari  proses  pembusukan (dekomposisi) serta kematangan termal material organik.
Material organik  tersebut berasal dari tumbuh-tumbuhan dan alga, yang kemudian mati dan segera [3] .
Faktanya,  analisa  geokimia  sering  menggunakan metode  analisis  hidrokarbon  untuk  material  organik dengan menggunakan indikator kematangan menggunakan Vitrinite Reflectance (%Ro), pirolisis, dan analisa tipe kerogen [1] .
Material  organik  pada  batuan  induk  dapat  dinyatakan sebagai Total  Organic  Carbon  (TOC). Nilai  TOC diperoleh dari proses pemanasan. Kandungan TOC yang cukup  untuk  memproduksi  hidrokarbon  adalah  sekitar 0.5%  untuk  bahan  serpih  atau  non  karbonat  dan  0.3% untuk batuan karbonat [4] . Pyrolisis digunakan  untuk  menganalisa  komponen hidrokarbon  pada  batuan  induk.  Analisa  ini  dilakukan dengan  cara  pemanasan  bertahap  dalam  keadaan  tanpa oksigen  pada  kondisi  atmosfer  inert  dengan  temperatur tertentu [5] . Analisa Pyrolisis menghasilkan  beberapa  parameter- parameter [1] yaitu: a. S 1 ,  merupakan  total  hidrokarbon  bebas  di  dalam sampel . b. S 2 ,  merupakan  material  organik  yang  menghasilkan hidrokarbon melalui proses penguburan dan pematangan.
c. S 3 ,  merupakan  total  CO 2 yang  dihasilkan  selama pyrolisis (dalam miligram CO 2 per gram batuan) [ 6] . S 2 juga memiliki hubungan yang linear terhadap TOC pada  tingkat  kematangan  atau  LOM  ( L evel of  Organic Maturity ) tertentu [7] .
Gambar 1. Hubungan antara TOC dan S 2 [7]
Batuan  induk  disebut  matang  ( mature )  apabila memiliki nilai LOM 7 hingga LOM 12. Jika kurang dari LOM 7 maka dapat disebut bahwa batuan induk tersebut belum  matang  ( imature ),  dan  jika  memiliki  nilai  LOM lebih  dari  12  maka  dapat  disebut  batuan  tersebut  terlalu matang  ( over  mature ).  Pada  gambar  1.1 Oilprone memiliki nilai TOC yang lebih besar dari pada gasprone sehingga  potensial  material  organik  yang  dapat  berubah menjadi hidrokarbon pada oilprone lebih besar dari pada gasprone [7] .
D
Kombinasi  parameter  di  atas  dapat  digunakan  sebagai indikator jenis  serta kualitas  batuan  induk, yaitu  sebagai berikut:
a. Hydrogen Index (HI), merupakan hasil dari S 2 x100/TOC.  Harga  HI  yang  tinggi  menunjukkan batuan  didominasi  oleh  material  organik  dan  bersifat oil prone [8] . Analisa vitrinite  reflectance dilakukan  berdasarkan kemampuan  daya  pantul  vitrinit.  Perhitungan vitrinite Reflectance memiliki  peran  penting  dalam  menentukan menentukan Level  of  Organic  Maturity (LOM) . Ketika vitrinite semakin besar maka LOM atau nilai kematangan juga  semakin  besar.  Berikut  adalah  hubungan  antara LOM dan nilai vitrinite reflectance [9] .
Gambar 2. Hubungan antara LOM dan vitrinite reflectance (Hood, 1975)
Pada  batuan source  rock ,  separasi  interval  pada organic-rich dapat  dihitung  melalui  teknik  Δ  Log  R ( Resistivity ),  dimana  Δ  Log  R  ini  merupakan  suatu perhitungan  separasi  kurva  pada  logaritmik  skala resistivitas  (R),  dengan  satuan  ohm-m.  Δt  adalah  nilai transit time (log sonik) dengan satuan µs/feet. Dari kurva tersebut, kurva log resistivitas dan log sonic yang overlay dinamakan  sebagai  baseline.  Baseline  ini  menunjukkan keadaan  “ zero  TOC ” atau tidak ada keberadaan TOC [7] namun  faktanya,  batuan non  source  rock memiliki  nilai TOC yang kurang dari 1% [10] . Pada kurva yang overlay ini didapatkan nilai R baseline , dan Δt baseline yang merupakan nilai  log  pada  saat baseline terletak  pada  batuan non source rock, dan clay-rich rock. 0.02 adalah perbandingan  antara  -50µs/ft  per  1  cycle  resistivitas [7] . Parameter  ini  digunakan  untuk  menghitung Total Organic Carbon (TOC) [7] .
∆ log 𝑅 = log 10 𝑅 𝑅 𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒 ⁄ + 0.02𝑥(∆𝑡 − ∆ 𝑡 𝑏𝑎𝑠𝑒𝑙𝑖𝑛𝑒 ) (1)
Persamaan  yang  digunakan  untuk  menghitung  nilai TOC pada teknik ini adalah sebagai berikut:
𝑇𝑂𝐶 = ∆ log 𝑅𝑥10 (2.297−0.1688𝑥𝐿𝑂𝑀)
(2)
dimana  TOC  adalah Total  Organic  Carbon ,  dan  LOM adalah level of organic maturity [7] .

## II. METODOLOGI PENELITIAN
Pada  penelitian  ini  digunakan  data  sumur,  data chekckshot ,  data  mud  log,  data  deviasi,  data rock  eval dan  bertempat  pada  Lapangan  M  di  Sub  Cekungan Cipunegara, Jawa Barat sebelah Utara. Untuk mempermudah  pemahaman  tentang  langkah  kerja  pada penelitian  ini,  maka  dapat  disajikan  pada  diagram  alir berikut:
Gambar 3. Diagram alir penelitian
Data sumur yang digunakan pada penelitian ini adalah sumur A, B, D yang merupakan sumur deviasi (miring), dan  C  yang  merupakan  sumur  vertikal.  Data  deviasi sumur ini memberikan informasi kemiringan sumur pada saat  dilakukan  pengeboran  Data  mud  log  memberikan informasi  litologi  pada  kedalaman  tertentu  di  sumur. Data checkshot digunakan  untuk  melakukan  koreksi terhadap  data  sumur  (Vp)  yang  tujuannya  untuk mengoreksi depth  time  table dari  data  Vp. Data  Rock Evaluasi merupakan  data  hasil  evaluasi  batuan  yang didapat  melalui  uji  laboratorium.  Data  ini  memberikan informasi  tentang  jumlah  TOC  ( Total  Organic  Carbon ), nilai S 2 , dan nilai vitrinite reflectance yang terdapat pada kedalaman  tertentu.  Sedangkan  perangkat  lunak  yang digunakan adalah Microsoft Excel, Geoframe , dan HRS. Pada  awalnya  dari  data  geokimia  dilakukan  analisa untuk  menentukan  jumlah  TOC  dan  S 2 serta  HI ( Hidrogen  Index )  yang  terdapat  pada  batuan  induk  yang diteliti, serta mengklasifikasikan batuan tersebut termasuk batuan  induk  yang baik  atau  tidak, serta untuk menentukan kematangan batuan induk dilakukan  analisa Level  of  Organic  Maturity (LOM)  dan Vitrinite Reflectance (Ro).Kemudian dilakukan  perhitungan vshale digunakan  untuk  menentukan volume  shale pada kedalaman  tertentu  dengan  menggunakan  persamaan berikut:
min max min GR GR GR GR
Vshale    (3)
dengan IGR = Index gamma ray, GR Log = gamma ray yang terbaca pada log gamma ray, GR max = gamma ray maximum, dan GR min = gamma ray minimum [11] . Setelah dilakukan perhitungan vshale , maka dilakukan overlay antara log  DT  &  ILD  dengan  cara  melakukan penskalaan  secara  logaritmik  pada  kurva  resistivitas  dan log  sonik  yang  disakalakan  secara  linear.  Sehingga
didapatkan  kurva  log  sonik  dan  log  resistivitas  yang overlay dan  disebut  sebagai baseline. Ketika  kurva  log resistivitas dan log sonik tidak overlay atau menunjukkan separasi, dalam hal ini dinamakan dengan ΔlogR. Untuk menghitung  besar  separasi  maka  dapat  digunakan Persamaan 1 yang kemudian digunakan untuk menghitung  log  TOC  dengan  menggunakan  Persamaan 2.  Dengan  adanya  log  TOC  hasil  perhitungan  telah diketahui,  dapat  pula  digunakan  untuk  menghitung  nilai S 2 dengan  menggunakan  grafik  1.1.  Grafik  yang  dipilih disesuaikan  dengan  tipe  hidrokabon,  berupa oilprone atau gasprone .

## III. HASIL DAN PEMBAHASAN

## Analisa Kualitas Batuan Induk
1) Analisa TOC dan S 2
Kualitas source  rock dapat  ditentukan  oleh Total Organic  Carbon (TOC)  dan  S 2 (Material  Prospek Hidrokarbon).  Ketika  nilai  TOC  semakin  besar  maka kemungkinan  nilai  S 2 juga  akan  semakin  banyak.  Nilai TOC  pada  tipe oilprone lebih  banyak  jika  dibandingkan dengan gasprone .  Bedasarkan  analisa  TOC  dan  S 2 pada Formasi  Talang  Akar  pada  sub  Cekungan  Cipunegara, Jawa Barat diperlihatkan oleh data sebagai berikut:
Gambar 4. Rata-rata nilai TOC pada tiap sumur
Gambar 5 . Rata-rata nilai S 2 pada tiap sumur
Berdasarkan  Gambar  3.1  dapat  dilihat  bahwa  jumlah TOC pada tiap sumur berbeda-beda. Suatu batuan induk dikatakan  baik  bila  nilai  TOC  nya  lebih  dari  1%.  Nilai TOC tertinggi terdapat pada sumur B yaitu sekitar 2.956 weight% ,  yang  berarti  bahwa  dalam  1  gram  batuan terdapat  material  organic  sebanyak  2.956%.  Pada Gambar  3.2,  sumur  yang  memiliki  nilai  S 2 cukup  tinggi adalah  sumur  B  dan  sumur  D,  secara  kualitatif  batuan induk  yang  terdapat  pada  sumur  ini  menunjukkan kualitas  yang  cukup  baik,  dengan  nilai  S 2 sebesar  4.287 mg hidrokarbon per gram batuan pada sumur B dan 3.36 mg hidrokarbon per gram batuan pada sumur D.

## 2) Analisa HI (Hydrogen Index)
Setelah menentukan jumlah material organik dan besar material yang berubah menjadi hidrokarbon pada batuan induk, maka ditentukan pula jenis atau tipe kerogen dari batuan  induk  tersebut  dengan  menggunakan  nilai Hidrogen Index (HI).
Tabel 1 Rata-rata nilai HI pada tiap sumur No. Nama Sumur HI 1 A 82.24 2 B 120.29 3 C 103.33 4 D 92.55
Dari Tabel 1 diketahui bahwa rata-rata pada tiap sumur memiliki  nilai  HI  kurang  dari  200.  Menurut  Wapples, 1990  jika  nilai  HI  kurang  dari  200  maka  batuan  induk tersebut  tergolong  sebagai  batuan  induk  dengan  tipe kerogen III, dimana batuan induk ini hanya menghasilkan  gas  yang  disebut  sebagai gasprone. Tipe kerogen III ini merupakan tipe kerogen dari grup maseral vitrinite yang terbentuk dari material organik  darat yang sedikit  mengandung  lemak  dan  lilin,  yang  memiliki kandungan  hidrogen  rendah,  dan  memiliki  kandungan oksigen  tinggi  karena  sumber  material  mengandung lignin dan selulosa.
3) Analisa  Vitrinite  Reflectence  (Ro)  dan  Level  of Organic Maturity (LOM)
Vitrinite Reflectence dapat menunjukkan nilai Level of Organic Maturity (LOM). Pada penelitian ini, didapatkan nilai rata-rata v itrinite reflectence adalah 0.6, dan dengan menggunakan Gambar 3.3 didapatkan nilai LOM sebesar 8, yang menunjukkan bahwa batuan induk tersebut telah matang ( mature ).
Menurut Passey, 1990 apabila nilai LOM kurang dari 7 maka  batuan  tersebut  menunjukkan imature ,  bila  LOM bernilai 7 hingga 12 maka batuan induk bersifat mature , bila nilai LOM lebih dari 12 menunjukkan bahwa batuan tersebut overmature .  Ketika  nilai  Ro  semakin  besar menunjukkan bahwa kematangan batuan induk juga akan semakin besar. Hal ini dikarenakan ketika suatu vitrinite semakin  matang,  maka  kemampuan  vitrinite  untuk memantulkan sinar akan semakin kuat.

## 4) Perhitungan Volume shale
Formasi  Talang  Akar  memiliki  litologi  yang  terdiri dari  batuan  lempung,  batuan  pasir,  coal,  dan  batu gamping.  Sedangkan source  rock identik  dengan  batuan lempung.  Sehingga  dapat  digunakan  analisa  gamma  ray untuk  memisahkan  lapisan  batuan  shale  dari  lapisan lainnya.
Batas  interval  kedalaman  yang  memiliki  nilai  volume shale  diatas  70%  digunakan  sebagai  marker  Top  dan Bottom lapisan yang memiliki nilai TOC yang tinggi.
5) Overlay log DT&ILD
Analisa overlay log  DT  dan  log  ILD  ini  digunakan untuk  menentukan  TOC baseline. Kurva  yang  saling overlay disebut baseline.  Baseline ini  menunjukkan bahwa  pada  lapisan  tersebut  TOC  sama  dengan  “nol”. Sedangkan  kurva  yang  tidak overlay akan  mengalami separasi,  besar  separasi  antara  kurva reisistivity dan  DT dinamakan  dengan  ΔLogR,  yang  nantinya  akan digunakan  untuk  menghitung  TOC  dan  S 2 .  Pada penelitian  ini, baseline ditunjukkan  dengan  besar resisitivity baseline dan DT (Δt) baseline . Berikut adalah contoh  bentuk  kurva  yang overlay dan  kurva  yang membentk separasi yang disebut  ΔLog R.
Gambar 7. Overlay antara log resistivitas dan log DT Pada  Gambar  5.5  terlihat  bahwa  terdapat  separasi antara  log  resistivitas  dan  log  DT.  Separasi  ini menunjukkan  anomali.  Ketika  separasi  terbentuk disebelah kanan garis baseline dapat diperkirakan bahwa separasi  tersebut  menunjukkan  adanya source  rock, dan batuan  tersebut  matang (mature). Sedangkan  separasi yang  terbentuk  di  sebelah  kiri  baseline  menunjukkan bahwa  pada  kedalaman  tersebut  diperkirakan  sebagai source  rock ,  namun  belum  matang  ( immature ),  atau sebagai coal , dan batuan non source rock lainnya. Source rock yang mature memiliki karakteristik nilai resistivitas yang  tinggi,  serta  log  sonik  yang  tinggi,  sedangkan source  rock yang immature memiliki  nilai  karakteristik dengan nilai resistivitas yang rendah dan log sonik yang tidak terlalu tinggi. Besar separasi log resistivitas dan log sonik disebut dengan ΔLogR.

## 6) Analisa ΔLogR
Analisa  ΔLogR  digunakan  untuk  menentukan  besar nilai  TOC  dengan  menggunakan  persamaan  2  Setelah didapatkan nilai TOC, dengan menggunakan Gambar 1.1 yaitu  grafik  hubungan  antara  TOC  dan  S 2 pada  tipe gasprone, serta LOM yang telah diketahui yaitu LOM 8, maka dilakukan perhitungan untuk menentukan besar S 2. Sehigga  didapatkan  TOC  dan  S 2 hasil  perhitungan. Berikut adalah contoh hasil perhitungan log TOC dan S 2 .
Gambar 8. Hasil perhitungan TOCdan S 2 pada sumur B Besar kecocokan antara data TOC dan S 2 terhitung dan terukur dapat dilihat pada tabel berikut:
Tabel 2. Korelasi hasil perhitungan TOC dan TOC yang terukur Sumur Korelasi A 0.130 B 0.857 C 0.508 D 0.433
Tabel 3. Korelasi hasil perhitungan S 2 dan S 2 yang terukur Sumur Korelasi A 0.040 B 0.774 C 0.678 D 0.543
Kurva  hasil  perhitungan  dan  hasil  pengukuran  saling berhimpitan,  meskipun  ada  data  yang  tidak  cocok. Penyebab  ketidakcocokan  data  ini  disebabkan  pada  saat pengambilan  sampel  batuan,  bukan  batuan  pada kedalaman  yang  sama  yang  diambil,  namun  pada kedalaman yang lain. Hal ini diperkirakan karena sampel batuan  tertahan  pada  lapisan  tertentu  pada  saat  proses cutting . Sehingga sampel batuan yang seharusnya tercatat pada  suatu  kedalaman  tertentu  seolah-olah  berasal  dari lapisan dengan kedalaman yang berbeda.
Korelasi paling tinggi terletak pada sumur B baik pada calculated TOC ataupun calculated S 2 .  Hal  ini dikarenkan pada sumur B memiliki sampel cutting paling
banyak,  yaitu  25  sampel  batuan.  Sedangkan  pada sumur A  memiliki  nilai  korelasi  paling  sedikit  karena  sampel batuan  yang  ada  hanya  sekitar  5  sampel  batuan.  Selain pengaruh  sampel  batuan,  data measured TOC  ataupun measured S 2 yang  diperoleh  dari  proses cutting belum tentu  menunjukkan  lapisan  batuan  yang  dimaksud,  atau diperkirakan  dapat  berasal  dari  kedalaman  lain  sehingga menyebabkan nilai TOC dan nilai S 2 tidak fit .

## IV. KESIMPULAN
Prediksi  log  TOC  dan  log  S 2 yang  didapatkan  dengan menggunakan teknik  ΔLog Resisitivity memiliki korelasi tertinggi  pada  sumur  B  dengan  nilai  korelasi  TOC terhitung  dan  terukur  adalah  0.857  dan  korelasi  S 2 terhitung dan terukur adalah 0.774.
UCAPAN TERIMA KASIH
Para  penulis  mengucapkan  terima  kasih  kepada keluarga penulis atas support yang diberikan,
Prof.Dr.rer.nat. Jaya Santosa,SU selaku dosen pembimbing,  Mas  Surya  Nuratmaja,  mbak  Asri Puspitasari,  Uda  Thomas  Cafreza  selaku  pembimbing  di PT  Pertamia  EP,  teman-teman  penulis  dan  keluarga Geofisika  ITS  atas  sharing  dan  semangatnya,  serta Yayasan  KSE  yang  telah  memberikan  bantuan  financial kepada penulis pada melakukan Tugas Akhir.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] Nugraha, Imam. 2014. Geokimia Organik. Universitas Negeri Gorontalo.
[2] Passey,  Q.R,  Creany,  S.,  Kulla,  J.B.,  Moretti,  F.J., dan  Stroud,  J.D.  1989.  “ Well  Log  Evaluation  of Organic-Rich  Rocks”.  14 th International  Meeting on Organic Geochemistry, Paris, abstrak 75
[3] Agusta,  Vera  Christiani.  2014.  “Analisa  Geokimia Minyak dan Gas Bumi pada Batuan Induk Formasi X Cekungan Y”. Universitas Padjajaran. Jatinangor.
[4] Tissot,  B.  P.,  Welte,  D.  H.1984. Petroleum Formation  And  Occurrence ,  New York  –  Springer Verlag.
[5] Arif, Subhan. 2012. “Geologi minyak bumi-Analisa Geokimia”  Jurusan  Teknik  Geologi,  Fakultas Teknologi  Mineral,  Institut  Sains  &  Teknologi AKPRIND, Yogyakarta.
[6] Cooper, Brian. 1990. Practical Petroleum Geochemistry. London: R Scientific Publication.
[7] Passey,  Q.R,  Creany,  S.,  Kulla,  J.B.,  Moretti,  F.J., dan  Stroud,  J.D.  1990.  “ A  Practical  Model  for Organic  Richness  from  Porosity  and  Resistivity Logs. American Association of Petroleum Geologists Bulletin V.74 No.12
[8] Waples,  D.W.  1985. Geochemistry  in  Petroleum Exploration. Boston; International Human Resource Development Corporation.
[9] Hood,  A.  Guthjar,  C.M.,  Heacock,  R.L.  1975. ” Organic  Metamorphosim  and  The  Generation  of Petroleum ”. . The American Association of Petroleum Geologist Bulletin V.59 No. 6.
[10] Arikerti,  Ravinder.  2011.  Estimation  of  Level  of Organic Maturity (LOM) and Total Organic Carbon (TOC)  in  absence  of  Geochemical  Data  by  Using Resistivity  and  Density  Logs  -  Example  from Cambay shale, Tarapur area, Cambay Basin, India. Journal  of  Indians  Association  of  Sedimentologist, Vol. 30, No. 1, pp 55-63.
[11] Asquith,  George.  Daniel  Krygowski.  2004. Basic Well Log Analysis . U.S.A : The AAPG Bookstore .