Jurnal Geocelebes Vol. 3 No. 1, April 2019, 19 - 27

## IDENTIFIKASI ZONA SHALE PROSPEKTIF

## BERDASARKAN DATA WELL-LOG DI CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
Jamaluddin 1* , Maria 2
1 Geological Engineering, School of Geosciences, China University of Petroleum (East China), Qingdao, China.
2 Laboratorium Geofisika Padat, Departemen Geofisika, FMIPA Universitas Hasanuddin
*Penulis koresponden. Alamat email: jamaljamaluddin1994@gmail.com

## Abstrak
Kebutuhan  bakan  bakar  fosil  terutama  minyak  dan  gas  bumi  terus  meningkat,  akan  tetapi  jumlah cadangan bahan bakar fosil semakin menurun sehingga terdapat ketidakseimbangan antara kebutuhan dan  persediaan.  Salah  satu  alternatif  ketahanan  energi  nasional  yaitu  beralih  dari  sumber  daya konvensional ke non-konvensional seperti shale gas dan shale oil . Penelitian tersebut bertujuan untuk mengidentifikasi  zona  serpih  prospektif  pada  sumur  JML-1  berdasarkan  data  rekaman  sumur. Penentuan  zona  shale  prospektif  diidentifikasi  menggunakan  pendekatan  metode  ∆LogR  (Metode Passey’s)  dengan  melakukan overlay antara  log  sonik  dan  log  resistivitas.  Berdasarkan  pendekatan metode  Passey,  Sumur  JML-1  teridentifikasi  4  (empat)  zona shale prospektif  yang  memiliki  tingkat kekayaan organik (TOC) 0.72 - 6.12% wt. Cekungan Sumatra Selatan memiliki potensi cadangan shale yang cukup besar sehingga dibutuhkan integrasi beberapa metode untuk mengevaluasi lebih dalam.
Kata Kunci : Cekungan Sumatra Selatan, Non-konvensional, Prospektif , Shale, Well log.

## Abstract
The  need  for  fossil  fuels,  especially  oil  and  gas  continues  to  increase,  but  the  amount  of  fossil  fuel reserves is decreasing so there is an imbalance between demand and supply. One alternative to national energy security is switching from conventional to unconventional resources such as shale gas and shale oil.  The  study  aimed  to  identity  prospective  shale  zones  in  JML-1  well  based  on  well  log  data. Prospective  shale  zone  determination  was  identified  using  the  ∆LogR  method  (Passey  method)  to approach by overlaying sonic logs and resistivity logs. Based on the Passey’s method, JML-1 identified 4 (four) prospective shale zones that had organic rich (TOC) 0.72-6.12 wt. %. The South Sumatra Basin has  a  large  potential  reserves  of  shale,  so  it  requires  the  integration  of  several  method’s  to  evaluate deeper.
Keywords : South Sumatra Basin, Unconventional, Prospective, Shale, Well Log.

## Pendahuluan
Kebutuhan  bahan  bakar  fosil  terutama minyak  dan  gas  bumi  semakin  meningkat seiring  perkembangan  waktu.  Akan  tetapi peningkatan kebutuhan energi tidak seiring dengan  jumlah  persediaan  bahan  bakar sehingga  terjadi  ketidakseimbangan  antara
kebutuhan dan persediaan. Oleh karena itu, diperlukan  adanya  alternatif  energi  baru yang ramah lingkungan dan murah sebagai solusi  atas  kebutuhan  energi  nasional seperti shale gas dan shale oil .
Shale merupakan  batuan  sedimen  yang yang  mempunyai  ukuran  butir  halus  yang
didominasi  oleh  susunan  mineral lempung dan  berstruktur  laminasi.  Formasi Shale terendapkan  di  lingkungan  yang  memiliki low energy seperti tidal flats dan deepwater basin . Shale dapat  mengandung  unsur material  organik  yang  melimpah,  yang disebut organic  rich  shale sehingga menghasilkan hydrocarbon  shale .  Selama proses pengendapan, sedimen halus terakumulasi  oleh  material  organik  seperti algae,  tumbuhan,  dan  fosil  hewan  laut (Davis, 1992).
Berdasarkan data Badan Geologi Indonesia (2011), total potensi shale gas di Indonesia adalah  sekitar  574,07  TCF  dan shale  oil 11,24 juta ton. Dari data tersebut, beberapa cekungan  di  Indonesia  sangat  berpotensi untuk memproduksi shale gas dan shale oil seperti cekungan Sumatra Selatan. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan lapisan zona
target
shale
yang diinterpretasikan  sebagai  zona shale yang prospektif berdasarkan data rekaman sumur (well log).

## Geologi Regional dan Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan
Cekungan  Sumatra  Selatan  terbentuk melalui  4  (empat)  periode  tektonik,  yaitu tektonik  Mesozoikum  Tengah,  Akhir Kapur-Awal  Tersier,  Intra  Miosen,  dan Plio-Pleistosen (Pulonggono, 1992) (Gambar 1).
Tektonik  periode  Mesozoikum  Tengah merupakan fase kompresi yang membentuk pola  patahan ESE-WNW ,  diantaranya Patahan  Lematang  dan  pola  patahan berarah N-S ,  diantaranya  patahan  yang membentuk  Benakat Gulley .  Aktivitas tektonik ini menyebabkan sedimen- sedimen berumur Paleozoikum mengalami perlipatan, metamorfosa, dan diintrusi oleh batholit granit,  kemudian  menjadi  batuan dasar sub-cekungan Palembang Selatan.
Lokasi Penelitian
Tektonik Akhir Kapur-Awal Tersier
merupakan fase ekstensi yang
menyebabkan terbentuknya sesar mendatar kekanan  ( dextral )  Semangko.  Akibat pergerakan  sesar  tersebut  terbentuk  horst dan  graben  berarah N-S dan NNE-SSW , mengikuti  pola  rekahan  yang  terbentuk sebelumnya.  Pada  periode  ini  diendapkan sedimen Formasi Lahat (LAF) di lingkungan fluvial-lacustrine yang  sangat dipengaruhi  oleh  aktivitas  vulkanik  pada Kala Oligosen .  Berikutnya  secara  tidak selaras  di  atas  LAF  diendapkan  Formasi Talang  Akar  (TAF)  di  lingkungan fluvial deltaic .  Selaras  di  atas  TAF  diendapkan Formasi  Baturaja  (BRF)  di  lingkungan litoral  neritik  dangkal  pada  Kala  Miosen Bawah.  Selaras  di  atas  BRF  diendapkan Formasi Gumai (GUF). Pada fase ini terjadi proses  pengendapan  seri  transgresi  dan mencapai  puncak  transgresi  pada  Kala
Miosen  Tengah  bagian  bawah  yaitu  pada saat  Formasi  Gumai  diendapkan  di lingkungan neritik dalam.
Tektonik  Intra  Miosen  merupakan  fase kompresi yang menyebabkan terangkatnya dasar  cekungan  dan  awal  pembentukan Pegunungan Bukit Barisan sehingga seluruh cekungan Sumatra Selatan mengalami regresi.  Fase ini sering disebut sebagai fase inversi karena patahan-patahan berpola ESE-WNW yang  sebelumnya merupakan patahan normal berubah menjadi  patahan  naik.  Pada  periode  ini diendapkan  sedimen  Formasi  Air  Benakat (ABF) di lingkungan litoral-neritik dangkal pada  Kala  Miosen  Tengah  dan  Formasi Muara  Enim  (MEF)  pada  lingkungan shallow  marine-deltaic pada  Kala  Miosen Atas dalam fase regresif.
Gambar 2. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan (De Coaster, 1974).
Jamaluddin dan Maria/ Jurnal Geocelebes Vol. 3 No. 1, April 2019, 19 - 27
Berdasarkan  penelitian  terdahulu,  urutan sedimen  Tersier  di  Cekungan  Sumatra Selatan dibagi menjadi dua tahap pengendapan,  yaitu  genang  laut  dan  tahap susut  laut.  Sedimen  yang  terbentuk  pada tahap genang laut disebut kelompok Telisa, dari  umur  Eosen  awal  hingga  Miosen tengah  terdiri  atas  Formasi  Lahat  (LAF), Formasi  Talang  Akar  (TAF),  Formasi Baturaja (BRF) dan Formasi Gumai (GUF), sedangkan yang terbentuk pada tahap susut laut  disebut  kelompok  Palembang,  dari umur Miosen tengah sampai Pliosen, terdiri atas  Formasi  Air  Benakat  (ABF),  Formasi Muara  Enim  (MEF),  dan  Formasi  Kasai (KAF) (gambar 2) (de Coster, 1974).
Petroleum  System Cekungan  Sumatera Selatan
Pada  sistem  petroleum  ini  dijelaskan mengenai  batuan  induk,  kematangan batuan, pola migrasi yang terjadi, reservoir hidrokarbon, tipe geometri dan kualitas dan jenis perangkap yang ada (gambar 3).

## 1. Batuan Induk (Source Rock)
Batuan  induk  di  daerah  ini  adalah shale Formasi Talang Akar, berpotensi bagus dan matang.  Analisa  geokimia  sampel  batuan menunjukkan  TOC=  0,70-11,22%,  S1+S2 =  1,58-38,90,  Tmaks  =  427 o C  -  444 o C, Ro=0,50-0,82,  HI=182-313.  Tipe  kerogen campuran  tipe  II/III  sehingga  dapat menghasilkan minyak dan gas prone .

## 2. Migrasi (Migration)
Berdasarkan oil  to  source  correlation migrasi  hidrokarbon  pada  daerah  tersebut merupakan  tipe near  distance  migration dari  batuan  induk  mengisi  reservoir  di sekitarnya. Migrasi dan perangkap diperkirakan  terjadi  saat  terbentuknya hidrokarbon  pada  Miosen  Akhir  sampai sekarang.

## 3. Batuan Waduk (Reservoir)
Reservoir  yang  berpotensi  menghasilkan hidrokarbon  adalah  batupasir  Formasi Talang  Akar  (TAF) Gritsand  Member (GRM)  dan Transitional  Member (TRM).
Batupasir  Formasi  Talang  Akar  yang diendapkan  dalam sistem  tidal  dominated delta dengan  sumber  sedimen  berasal  dari barat  laut.  Formasi  Talang  Akar  bagian bawah secara umum diendapkan di daerah delta  plain sebagai  endapan point  bar dengan parameter reservoir ø = 7-32 %, Rt = 2-60 Ω, Sw = 20-86 %, Netpay = 1-21 m dan  K  =  100-1016  md,  sedangkan  bagian atas  secara  umum  diendapkan  di  daerah delta  front sebagai  endapan tidal  bar dengan parameter reservoir ø = 8-30 %, Rt = 2-63 Ω, Sw = 21-94%, netpay = 1-8 km dan K = 0.1-1000 md.

## 4. Batuan Penyekat (Seal)
Batuan  yang  berperan  sebagai  batuan penyekat bersifat regional, dijumpai sebagai shale yang  tebal  dari  Formasi Telisa / Gumai (GUF) dan dari shale yang terdapat  pada  intra-formasi  di  dalam  tiap- tiap  zona  batupasir  pada  masing-masing formasi. Shale ini  meskipun  ketebalannya relatif tipis, namun terbukti dapat berfungsi secara baik sebagai batuan penyekat ( seal ) bagi  migrasi/  akumulasi  minyak  dan  gas untuk lapisan-lapisan reservoir yang ada di bawahnya.

## 5. Perangkap (Trap)
Hidrokarbon ditemukan lapangan-lapangan minyak dan gas baru, yang umumnya juga ditemukan  sebagai  kombinasi  perangkap struktur dan stratigrafi (isolated channel).

## Metode Penelitian
Ada  pun  data-data  yang  digunakan  dalam penelitian tersebut yaitu data core dan data sumur. Data sumur yang tersedia umumnya data gamma  ray ,  resistivitas,  neutron, densitas, dan sonik. Respon log dari lapisan shale yang mengandung hidrokarbon yaitu:
 nilai gamma ray yang tinggi,
 nilai resistivitas yang tinggi,
 nilai densitas yang rendah,
 nilai sonik yang tinggi.
Metode  Passey  (∆logR)  adalah  metode yang  digunakan  untuk  menentukan  zona shale prospektif  berdasarkan  hasil  plot silang antara log resistivitas dan transit time sonic yang apabila terjadi crossover antara log  resistivitas  dan  log transit  time  sonic , maka  zona  tersebut  adalah  zona  potensial untuk shale  play yang  kaya  akan kandungan  organik  (gambar  4).  Nilai resistivitas  akan  meningkat  bersamaan dengan kurva gamma ray karena dianggap shale pada zona tersebut sudah matang dan mengandung hidrokarbon.
Gambar 4. Plot silang antara log resistivitas dan log sonik untuk memodelkan log TOC (Passey, 1990).
Gambar 3 . Petroleum System Event Chart Cekungan Sumatra Selatan (Argakoesoemah dan Kamal, 2004).
Jamaluddin dan Maria/ Jurnal Geocelebes Vol. 3 No. 1, April 2019, 19 - 27

## Hasil dan Pembahasan
Berdasarkan pendekatan metode Passey.,et al.  (1990),  Sumur  JML-1  teridentifikasi  4 (empat)  zona  target shale (shale  play) berdasarkan  hasil crossplot antara  log resistivitas  dan  log transit  time  sonic (gambar  5).  Interval crossover semakin lebar  disebabkan  karena shale pada  zona yang  teridentifikasi  sebagai shale  play memiliki kandungan kerogen yang semakin tinggi dan sudah matang.
Tingginya nilai pembacaan log gamma ray yang disebabkan oleh kandungan radioaktif Uranium  (U)  secara  tidak  langsung  dapat diasosiasikan dengan material organik yang terkandung  di  dalam  batuan  tersebut. Sedangkan  tingginya  pembacaan gamma ray yang  disebabkan  oleh  radioaktif Thorium  (Th)  dan  Kalium  (K)  dapat diasosiasikan  dengan  kandungan  mineral mika dan mineral clay (Aly et al.,1990).
Gambar 5 . Plot silang antara log sonik dan log resistivitas untuk mengidentifikasi interest zone di sumur JML-1 (Passey, 1990).
Tabel 1. Zona interest berdasarkan hasil plot silang antara log sonik dan log resistivitas.
Zona Kedalaman (mD) Ketebalan (m) A 1497-1546 49 B 1738-1784 46 C 1792-1852 60 D 1863-1910 47
Penentuan  zona  dominan shale dan dominan  batupasir  dilakukan  plot  silang antara nilai porositas densitas dan porositas neutron kemudian dibuat garis regresi yang bertujuan  untuk  memisahkan  antara  zona yang didominasi lapisan sandstone dengan zona yang didominasi shale .
Zona  yang  berada  di  bawah  garis  regresi linear  diidentifikasi  sebagai  zona  yang
dominan shale dan zona dominan sandstone berada di atas garis regresi.  Hal tersebut  dikarenakan  batupasir/ sandstone memiliki porositas lebih tinggi dibandingkan  dengan shale (gambar  6). Metode  tersebut  telah  digunakan  oleh Katahara (2008) dalam memisahkan lapisan  yang  didominasi  pasir  dengan lapisan yang didominasi shale pada formasi yang  tersusun  oleh  campuran  pasir  dan shale (shaly sand) . Litologi yang mengandung  konten  organik  dan  atau hidrokarbon  akan  memiliki  densitas  yang lebih  kecil  dari  lapisan  tanpa  fluida. Definisi  tersebut  berlaku  untuk  lapisan shale yang  mengandung  konten  organik dan atau fluida.
Lapisan shale yang  mengandung  fluida akan  memiliki nilai densitas yang kecil dan log gamma  ray yang  tinggi.  Litologi  yang mengandung  hidrokarbon  akan  memiliki
porositas  neutron  yang  lebih  kecil  dari lapisan
porositas  neutron  yang  lebih  kecil  dari lapisan tanpa hidrokarbon. Definisi tersebut berlaku untuk lapisan shale yang mengandung  konten  hidrokarbon  (gambar 7).
Gambar 6 . Plot silang porositas neutron dan porositas densitas untuk memisahkan lapisan sandstone dengan lapisan shale pada sumur JML-1.
Jamaluddin dan Maria/ Jurnal Geocelebes Vol. 3 No. 1, April 2019, 19 - 27
Berdasarkan  dari  analisis  laboratorium geokimia, kekayaan karbon organik (TOC) pada  daerah  penelitian  sekitar  0.72  –  6.12 %  wt.  Namun  data  tersebut  hanya  terukur pada interval kedalaman tertentu, sehingga untuk mengetahui penyebaran TOC secara vertikal  dilakukan  estimasi  log  kekayaan dengan  menggunakan  metode  ∆logR (Metode Passey) (gambar 8).
Dari  hasil  plot  silang  TOC  lab.  terhadap TOC  model  dengan  menggunakan  metode Passey (gambar 9) didapatkan nilai regresi linier  sebesar  0,7205  yaitu probability sebesar 72,05% . Analisis pemodelan TOC yang diberikan dengan hasil regresi antara TOC model dengan TOC lab yang kurang bagus, dikarenakan parameter yang digunakan  dalam  pemodelan  TOC  metode Passey  diharuskan  memasukkan  nilai baseline zona shale . Selain itu, diakibatkan karena  terjadinya shifting antara  dari  data kellybushing (kb).  Passey  mengasumsikan bahwa  zona shale yang  kaya  akan  bahan organik  maka  respons  resistivitas  batuan akan  tinggi  dan  diikuti  oleh  penurunan kecepatan gelombang sonik kompresional.
Gambar 8. Pemodelan TOC menggunakan metode
Passey. F o rm a si T a la n g A k a r U p p er O li g o ce n e Zona A Zona B Zona C Zona D
Gambar 7. Plot silang antara log neutron dan log densitas
Gambar 9. Hasil korelasi antara TOC Lab. dan TOC pemodelan.

## Kesimpulan
Berdasarkan  penelitian  tersebut  terdapat  4 (empat) yang termasuk zona potensi yaitu:
 Zona A pada kedalaman 1497-1546 m;
 Zona B pada kedalaman 1738-1784 m;
 Zona C pada kedalaman 1792-1852 m;
 Zona D pada kedalaman 1863-1910 m.
Nilai  kandungan  material  organik  di Formasi Talang Akar berkisar antara 0.72 – 6.12  %  wt.  yang  mengindikasikan  bahwa formasi  tersebut  sebagai  batuan  induk antara  berpotensi  rendah  sampai  sangat baik untuk menghasilkan hidrokarbon.

## Daftar Pustaka
Aly., et al. 2003. Resistivity, Radioactivity, and Porosity as tools to evaluate the organic  content  of  Abu  Roash  “F” and  “G”  Members,  North  Western Desert,  Egypt.  EGS  Journal,  vol.1, No.1, 129-137.
Argakoesoemah, R.M.I., dan Kamal, Asril.
2004. Ancient Talang Akar Deepwater  Sediments      in      South Sumatra      Basin:      A      New Exploration      Play . Proceedings Deepwater and Frontier Exploration in  Asia  and  Australia  Symposium:
Indonesian  Petroleum  Association, DFE04-OR-009, p. 1 – 17. Badan Geologi. 2011. Map of Distribution and Potential of Shale Oil and Gas Bearing  Formation  of  Indonesia.
Quaternary. Neogene. Paleogene .
Davis, J.  L.. 1992.  Depositional  System, An  Introduction  to  Sedimentology and  Stratigraphy.  2 nd ed.  Prentice Hall,    Englewood    Cliffs,    New Jersey, 604p.
De Coster, G. L. 1974. The Geology of the Central and South Sumatera Basins. Proceedings 3 rd Annual Convention, Indonesian  Petroleum  Association, Jakarta, Indonesia, Juni, 77-110. Heidrick,  T.  L.,  and  Aulia,  K.  1993.  A
Structural  and  Tectonic  Model  of The  Coastal  Plains  Block,  Central Sumatra Basin, Indonesia. Proceedings  Indonesian  Petroleum Association. 22 nd Annual Convention, IPA 93-1.1-179 Jakarta.
Katahara,  Keith.  2008.  What  is  Shale  to  a Petrophysicist? . The  Leading  Edge June 2008, 738-741.
Passey, Q. R., S. Creaney, J. B. Kulla, F. J. Moretti,  and  J.  D.  Stroud.  1990.  A practical model for organic richness from  porosity  and  resistivity  logs.
AAPG Bulletin, 74, .1777-1794. Pulunggono,  A.,  Haryo,  S.  Agus,  and Kosuma,  C.  G.  1992.  Pre-Tertiary and  Tertiary  fault  systems  as  a framework  of  the  South  Sumatra Basin;  a  study  of  sar-maps. Proceedings  Indonesian  Petroleum Association  Twenty  First  Annual Convention, October, 1992, p. 339- 360.
R 2 = 0.7205