## STUDI GEOMEKANIKA DAN NILAI KEGETASAN UNTUK EVALUASI POTENSI GAS SERPIH FORMASI BATU KELAU CEKUNGAN KUTAI
DANIEL RADITYO 1 , BENYAMIN SAPIIE 1 , YUSUP ISKANDAR 2
1. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, Email: daniel.radityo@yahoo.com
2. Pusat Survei Geologi (PSG), Jl. Diponegoro No. 57, Gedung C Bandung, Jawa Barat, Indonesia, 40144
Sari  - Gas  serpih  merupakan  gas  yang  terbentuk  di  batuan  induk  berupa  serpih  dan  berperan  sebagai  reservoir. Akumulasi gas serpih terjadi dikarenakan batuan tersebut memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang rendah. Gas serpih memerlukan kajian geomekanika, geokimia, dan petrografi formasi sebagai batuan induk dan batuan reservoir. Penelitian ini memiliki tujuan untuk menjelaskan proses karakterisasi fasies serpih Formasi Batu Kelau berdasarkan perbedaan kondisi geologi, geomekanika, dan geokimia; dan memberikan informasi tentang kriteria perekahan buatan yang sesuai untuk dapat mendistribusikan gas pada setiap fasies serpih Formasi Batu Kelau. Penelitian dilakukan pada Formasi Batu Kelau di Cekungan Kutai, Provinsi Kalimantan Timur. Penelitian ini menggunakan data lapangan, data log sumur, data seismik, dan data geokimia. Data log sumur diolah kemudian menghasilkan data petrofisika serpih, geomekanik, dan geokimia. Data lapangan dan XRD dilakukan untuk mendukung data log sumur sebagai korelasi stratigrafi. Kemudian dilakukan penarikan horizon Formasi Batu Kelau dengan strukturnya pada interpretasi seismik. Hasil interpretasi seismik menghasilkan Peta Stuktur Kedalaman, Peta Ketebalan dan Peta Paleogeografi umur Eosen Akhir Formasi Batu Kelau. Peta Kandungan Serpih, Peta Fasies Serpih, Peta Indeks Kegetasan, dan Peta Distribusi TOC di dapat dari hasil proses petrofisika. Data TOC, BI, dan kandungan serpih kemudian digabungkan sehingga dapat  dibuat  Peta  Potensi  Gas  Serpih  Formasi  Batu  Kelau.  Proses  petrofisika  terbagi  menjadi  3  tahap  berupa petrofisika properti serpih yang membahas kandungan serpih, kandungan mineral, porositas, permeabilitas, saturasi air;  petrofisika  geomekanik  yang  membahas  UCS,  nisbah  poisson,  modulus  elastisitas,  indeks  kegetasan  dan petrofisika geokimia yang membahas TOC metode Passey. Penentuan Indeks kegetasan mengunakan metode indeks kegetasan rata-rata dengan menggunakan parameter nisbah poisson dan modulus elastisitas. Perhitungan TOC metode Passey  membutuhkan  log  resistivitas  dan  sonik.  Hasil  petrofisika  properti  sepih,  petrofisika  geomekanik,  dan petrofisika geokimia digabungkan dan kemudian di analisis.
Kata kunci: Formasi Batu Kelau, gas serpih, geokimia, geomekanika, indeks kegetasan
Abstract - Shale gas is gas formed in the source rock, that have shale form, and as a reservoir rock. Accumulation shale gas occured because have low value of porosity and permeability. Shale gas needs geomechanic, geochemistry, and petrophysic study formation as source rock and as reservoir rock. This research has a purpose to explain shale facies characterization process Batu Kelau Formation, based on differences in geological conditions, geomechanic, geochemistry; and provide information about appropriate artificial fracture criteria for gas distribution at each shale facies Batu Kelau Formation to increase production. The research done on Batu Kelau Formation at Kutai Basin, East Kalimantan Province. This research uses field report, wireline well log, seismic, and geochemistry. Wireline well log processed, then produce shale petrophysic, geomechanic, and geochemistry. Field report and XRD done for support wireline well log data as stratigraphy correlation. After that, interpret the horizon Batu Kelau Formation with its fault for seismic interpretation. Result of seismic interpretation produce Depth Structure Map, Thickness Map, and Paleogeografi Map Late Eocene age Batu Kelau Formation. Volume Shale Map, Shale Facies Map, Brittleness Index Map, and TOC Distribution Map obtained from the petrophysic results. TOC, BI and volume shale data then combined so it can create Batu Kelau Formation Shale Gas Potency Map. The petrophysical process is divided into three stage: shale property petrophysic that discusses shale volume, mineral volume, porosity, permeability, water saturation.  Determination  of  brittleness  index  uses  brittleness  index  average  method  by  using  poisson  ratio,  and young modulus parameters. Calculation of TOC Passey method uses resistivity log and sonic log. Results of shale property petrophysic, geomechanic petrophysic, and geochemistry petrophysic are combined and then analyzed.
Keywords: Batu Kelau Formation, shale gas, geochemistry, geomechanic, brittleness index

## BULLETIN OF
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)

## 1. PENDAHULUAN
Gas  serpih  merupakan  gas  yang  dihasilkan dari batuan induk yang secara geologi berupa serpih, dan terperangkap pada batuan tersebut (Sosrowidjojo,  2011).  Terperangkapnya  gas serpih  dikarenakan  batuan  induk  tersebut memiliki  porositas  dan  permeabilitas  yang kecil  sehingga  diperlukan  perekahan  buatan untuk membuat hidrokarbon dapat keluar dan diproduksi.  Reservoir  hidrokarbon  non- konvensional  sangat  komplek  dan  heterogen dengan  sifat  geomekanika,  geokimia,  dan petrofisiknya, sehingga sangat  penting untuk dilakukan  identifikasi  terhadap  perekahan buatan  dengan  pemboran  horizontal  untuk meningkatkan  nilai  produksi  (Mitra  dkk., 2010).  Hal  ini  yang  membedakan  gas  serpih dengan  gas  konvensional  yang  selama  ini sudah banyak diproduksi.
Perekahan hidraulik merupakan teknik simulasi  reservoir  menggunakan  fluida dengan tekanan yang tinggi yang dibuat untuk membuat  rekahan  di  sekitar  lubang  bor sehingga  dapat  meningkatkan  permeabilitas dan  membuat  gas  dapat  mengalir  (Michael, 2016).  Gas  akan  mengalir  melalui  rekahan yang  telah  dibuat  menuju  ke  lubang  bor  dan kemudian  sampai  ke  permukaan  (Yu,  2015). Perekahan hidraulik meningkatkan permeabilitas batuan di sekitar lubang bor dan meningkatkan konektivitas reservoir.
Beberapa  peneliti  membandingkan  konten mineralogi untuk menentukan indeks kegetasan  (BI)  yang  membedakan  batuan getas  ( brittle )  dengan  non  getas  ( ductile ). Penelitian  menurut  Jarvie,  dkk.  (2007) membandingkan  konten  mineral  kuarsa dengan konten total antara kuarsa, kalsit, dan lempung, sedangkan menurut Wang dan Gale (2009) memanjangkan fungsi tersebut dengan memasukan  konten  mineral  dolomit,  dan Total  Organic  Carbon  (TOC).  Namun,  tidak semua data pengeboran lengkap beserta hasil konten mineralogi laboratorium. Metode lain dapat  dilakukan  dengan  cara  menghitung kandungan  mineralogi  dari  data  log.  Tetapi perlu dilakukan kalibrasi dengan data inti bor batuan.  Selain  itu,  dapat  menggunakan
parameter  geomekanika  seperti  modulus elastisitas  (E),  nisbah  poisson  (υ),  dan unconfined compressive strength (UCS) yang dihitung dari data log sehingga menghasilkan BI.  Parameter  geokimia  berupa  TOC  perlu dimasukan pada serpih yang sudah ditentukan sebelumnya.  Semua  parameter  yang  sesuai dengan kriteria perekahan buatan merupakan daerah  menarik  ( sweet  spot )  untuk  dapat mengalirkan gas.
Penelitian  dilaksanakan  bersama  dengan Pusat Survei Geologi Bandung yang berada di Cekungan Kutai, Kabupaten Berau dan Kutai Timur,  Provinsi  Kalimantan  Timur  dengan koordinat 0o 15’ 48,74” LS – 1o 26’ 24,25” LU dan 116o 16’ 34.49” BT – 118o 02’ 25,61” BT  ( Gambar  1 ).  Fokus  penelitian  pada Formasi
Batu Kelau yang berupa batulempung,  batulanau,  dan  batulumpur sisipan batupasir halus berumur Eosen Akhir, termasuk ke dalam Lapisan Boh.
Penelitian ini memiliki tujuan untuk menjelaskan  proses  karakterisasi  serpih Formasi  Batu  Kelau  berdasarkan  perbedaan kondisi  geologi,  struktur,  geomekanika, geokimia,  dan  petrografi;  dan  memberikan informasi  tentang  kriteria  perekahan  buatan yang sesuai untuk dapat mengalirkan gas pada serpih  Formasi  Batu  Kelau  sehingga  dapat meningkatkan produksi. Cakupan dari penelitian  ini  dibatasi  pada  data  lapangan, data  log  sumur,  data  seismik,  dan  data geokimia. Data log sumur menghasilkan data geomekanik,  petrofisika,  dan  petrologi. Semua  data  tersebut  kemudian  digabungkan sehingga dapat dibuat daerah menarik ( sweet spo t) serpih Formasi Batu Kelau, kemampuan merekahnya  suatu  batuan,  dan  kriteria perekahan  buatan  untuk  dapat  mengalirkan gas .
Cekungan Kutai merupakan cekungan terbesar  dan  terdalam  yang  berada  di  pulau Kalimantan, dengan luas area sekitar 165.000 km 2 dan kedalaman antara 12.000 – 14.000 m. Cekungan  Kutai  berada  di  tenggara  Paparan Sunda  Pulau  Kalimantan,  tepi  lempeng Eurasia. Cekungan ini dibatasi oleh Tinggian
Mangkalihat dan Cekungan Tarakan di utara, Pegunungan Meratus dan Cekungan Barito di selatan,  Tinggian  Kuching  di  barat,  Selat Makasar di timur, dan Pegunungan Schwaner
di  barat  daya.  Terdapat  zona  Antiklinorium Samarinda  dengan  arah  NW-SE  di  bagian tengah Cekungan Kutai.
Gambar 1. Lokasi daerah penelitian.
Cekungan ini bertumpu pada dua sesar geser dengan arah NW-SE, yaitu Sesar Mangkalihat di  bagian  utara  dan  Sesar  Adang-flexure (Patahan Adang-Patenosfer) di bagian selatan. Pembentukan  Cekungan  Kutai  dipengaruhi oleh aktifitas tektonik karena berada diantara tiga  lempeng  tektonik  (Eurasia,  Indo- Australia, dan Pasifik).
Batuan dasar Cekungan Kutai terbentuk pada
umur Kapur hingga Paleogen yang merupakan  batuan  Pra-tersier  Meratus  di bagian  selatan  dan  akresi  bancuh  Komplek Embaluh  di  bagian  baratlaut.  Batuan-batuan sedimen  Cekungan  Kutai  yang  berumur Eosen-Oligosen  dan  Miosen-Pliosen  berada di  bagian  timur.  Pembentukkan  Cekungan Kutai  berlangsung  selama  Paleogen  hingga Neogen.
Secara  umum  stratigrafi  Cekungan  Kutai
dibagi  dalam  beberapa  subcekungan  yaitu:
Subcekungan Upper Kutai Basin , Subcekungan Lower  Kutai  Basin dan Subcekungan  Pasir.  Courteney  dkk.  (1991) membuat  Stratigrafi  Regional  Cekungan Barito,  Kutai,  dan  Tarakan.  Hasil  penelitian ini memperlihatkan sedimen-sedimen pengisi ketiga  cekungan  tersebut  dengan  umur Kenozoik,  sehingga  bisa  dibagi  menjadi    4 siklus pengendapan utama: Eosen - Oligosen (siklus  transgresi  pengisian  sedimen  saaat pemekaran  benua  dan sagging ),  Oligosen  - Miosen  Tengah  (siklus  regresi  pengisian sedimen setelah pemekarang benua), Miosen Tengah  -  Miosen  Akhir  (siklus  progradasi pengisian  sedimen  inversi),  dan  Pliosen  - Kuarter  (siklus  aggradasi  pengisian  sedimen setelah  inversi).  Alas  batuan  bagian  selatan Cekungan  Kutai  berupa  batuan  Pratersier yang berada di Tinggian Meratus, sedangkan alas  batuan  bagian  utara  berada  di  Tinggian Embaluh.
Courteney  dkk.  (1991),  mengungkapkan Cekungan  Kutai  memiliki  batuan  sedimen Tersier  tertua  yang  bernama  Lapisan  Boh ( Boh  Bed )  yang  terdiri  atas  batulempung, batupasir halus, dan batulanau berumur Eosen. Lapisan Boh merupakan Formasi  Batu  Ayau dan Batu Kelau (Courteney dkk., 1991 dalam Pertamina  BPPKA,  1997).  Formasi  Batu Ayau  terdiri  atas  batupasir  dengan  sisipan batubara dan batulumpur. Formasi Batu Kelau terdiri  atas  batulempung  dan  batulumpur dengan sisipan batupasir. Formasi Batu Ayau menjemari  dengan  Formasi  Batu  Kelau. Bagian  bawah  Lapisan  Boh  sebelah  selatan menjemari dengan Formasi Haloq.
Formasi  Haloq  dikenal  juga  dengan  nama Keham  Halo  (Courteney  dkk.,  1991  dalam Pertamina BPPKA, 1997) pada Subcekungan Upper  Kutai  Basin (Subcekungan  Murung). Formasi  Haloq  terdiri  atas  batupasir  dan konglomerat  umur Eosen Akhir.  Bagian  atas Formasi Haloq, setempat ditemukan Anggota Batugamping  Ritan.  Lapisan  Boh  dan Formasi  Haloq  diendapkan  secara  tidak selaras di atas batuan Pratersier. Formasi Batu Ayau,  Batu  Kelau,  dan  Haloq  masuk  dalam Kelompok Tanjung (Wain dkk.,1989).
Serpih mempunyai ukuran butir halus–lumpur dengan struktur belah ( fissile ) dan berlaminasi (Boggs,  2001).  Serpih  memiliki  kandungan mineral  lempung  yang  dominan.  Serpih memiliki  kemampuan  untuk  menyimpan  gas dalam  volume  pori  matriks  dan  dapat teradsopsi  pada  luas  permukaan  pori-pori. Pembentukan  gas  serpih  terjadi  pada  saat serpih hitam mengalami proses diagenesis dan generasi  gas  dalam  cekungan  sedimen.  Jenis serpih  yang  kaya  akan  kandungan  material organik yaitu serpih hitam dan serpih karbonat. Serpih  hitam  tersusun  oleh  material  organik yaitu  pirit  dan    siderit,  yang  memiliki  nilai TOC 3% - 15%. Serpih karbonat tersusun oleh material  organik,  yang  memiliki  nilai  TOC 1%  -  0%.  Penelitian  berdasarkan  Chinn (1991)  menjelaskan  bahwa  karakteristik serpih  yang  komersial  memiliki  persyaratan berikut:
1. Kandungan TOC lebih dari 1%,
2. Berada  dalam  perioda  generasi  gas  ( Gas Window ),
3. Kandungan mineral getas lebih dari 48%,
4. Ketebalan  efektif  diatas  30  meter  jika perlapisan  serpih  menerus  tanpa  ada perselingan,
5. Ketebalan  efektifnya  diatas  50  meter  jika perlapisan  serpih  tidak  menerus  atau memiliki TOC kurang dari 1%.

## 2. DATA DAN METODOLOGI

## 2.1 Data
Ketersediaan data yang telah disediakan oleh Pusat  Survei  Geologi  Bandung,  digunakan dalam penelitian ini terdri dari:
• Data  sumur  berupa  laporan  pengeboran, stratigrafi inti batuan, dan log sumur pada 7  data  sumur  pengeboran  yaitu  sumur BATU  HIDUP-1,  MAAU-1,  MAWAI-1, SANGATTA BATU UTAK-1,
SEKURAU-1,  TENGKAWANG-1,  dan TINJAU-1.  Data  log  sumur  berupa  log densitas,  sonik,  resistivitas,  sinar  gamma, image, calliper dan neutron,
• Data lapangan berupa deskripsi singkapan, struktur geologi, foto dan sketsa singkapan, dan difraksi sinar-X (XRD),
• Data seismik yang berjumlah 95 lintasan,
• Analisis  laboratorium  geokimia  berupa pirolisis Rock-Eval ,  TOC,  dan  reflektansi vitrinit (Ro).

## 2.2 Metodologi
Metodologi penelitian yang digunakan untuk menjawab  permasalahan  diatas  secara  garis besar  terdiri  atas  studi  literatur,  pengolahan data, serta analisis data. Tahap pertama studi literatur. Tahapan ini meliputi kajian literatur tentang  kondisi  geologi,  struktur,  dan stratigrafi  regional  dari  penelitian-penelitian terdahulu.  Tahap  kedua  pengolahan  data. Tahapan ini menggunakan data lapangan, data log  sumur,  data  seismik,  data  geokimia  dan data  geomekanika.  Awal  pada  tahap  ini dilakukan  penjabaran  data  lapangan  yang sesuai  dengan  Formasi  Batu  Kelau  pada Cekungan Kutai. Kemudian proses petrofisik dilakukan  dengan  menggunakan  data  log sehingga mendapatkan properties dari batuan tersebut.  Data  geokimia  membutuhkan  TOC dan  Ro.  Pembuatan  log  TOC  menggunakan metode Passey dengan mamasukan nilai dari log resistivitas, sonik, dan sinar gamma. Data TOC  yang  didapat  dari  hasil  pengukuran laboratorium  digunakan  sebagai  kalibrasi dengan  log  TOC.  Tipe  kerogen  didapat  dari hasil  plot  antara  indeks  hidrogen  dengan Tmax dengan menggunakan diagram modifikasi van Krevelen. Selanjutnya dilakukan  penentuan  BI  yang  berfungsi sebagai  data  geomekanika.  BI  mengunakan metode  Perez  dan  Marfurt  (2014)  yang mengklasifikasikan Brittle  –  Ductile suatu batuan  dengan  mengasumsikan  bahwa  pori batuan semuanya terisi dengan fluida. Metode ini  membutuhkan  parameter  υ  dan  E.  Disisi lain  dibutuhkan  kekuatan  batuan  yang diperoleh dari metode UCS dengan menggunakan  log  sonik  (Horsrud,  2001 dalam  Chang  dkk.,  2006).  Data  seismik membutuhkan  penarikan  horizon  dan  fault sehingga menghasilkan peta ketebalan. Tahap ketiga  analisis  data.  Tahapan  ini  merupakan analisis  dan  interpretasi  dari  data  hasil pengolahan.  Penggambungan  semua  data yang menghasilkan klasifikasi daerah menarik  ( sweet  spot )  serpih.  Kemudian mengklasifikasikan properti geomekanika dan
geokimia  yang  sudah  memenuhi  kriteria perekahan  buatan  untuk  dapat  mengalirkan gas. Hasil penelitian pada Formasi Batu Kelau yang  memiliki  kriteria  perekahan  buatan, diharapkan dapat meningkatkan produksi gas pada sistem hidrokarbon non-konvensional.

## 3. HASIL PENELITIAN

## 3.1 Analisis Data Laboratorium Geokimia
Serpih  yang  berpotensi  menghasilkan  gas memiliki  beberapa  parameter  penting  yaitu kekayaan,  kematangan  dan  tipe  kerogen batuan.  Evaluasi  geokimia  non-konvensional gas serpih memiliki proses yang sama dengan mengevaluasi  batuan  induk  konvensional. Data TOC, Ro, indeks hidrogen (HI), S1, S2 serta data geokimia lainnya pada serpih dapat diperoleh dari hasil laporan analisis laboratorium geokimia data pirolisis Formasi Batu Kelau di sumur Batu Hidup-1, MAAU- 1,  MAWAI  A-1,  TENGKAWANG-1,  dan TINJAU A-1.
Sintesis  peneliti  terhadap  47  sampel  TOC pada  5  sumur  penelitian  menyatakan  pada sampel  sumur  BATUHIDUP-1  dengan  nilai TOC  0,24%  -  0,38%  yang  berarti  batuan tersebut  memiliki  kekayaan  yang  buruk ( poor ). Sampel sumur MAAU-1 dengan nilai TOC  0,53%  -  1,06%  yang  berarti  batuan tersebut memiliki kekayaan yang cukup ( fair ) –  baik  ( good ).  Sampel  sumur  MAWAI  A-1 dengan nilai TOC 0,01% - 0,22% yang berarti batuan  tersebut  memiliki  kekayaan  yang buruk  ( poor ),  sedangkan  sampel  sumur TENGKAWANG-1  sangat  beragam  dengan nilai  TOC  mulai  dari  0,62%  -  0,82%  yang berarti  batuan  tersebut  memiliki  kekayaan yang cukup ( fair ). Sampel sumur TINJAU A- 1 dengan nilai TOC 0% - 0,41% yang berarti batuan  tersebut  memiliki  kekayaan  yang buruk  ( poor ).  Peneliti  menggunakan  metode Waples (1985), Peter dan Cassa (1994) dalam menentukan  kekayaan  material  organik ( Tabel 1 ). Kekayaan serpih daerah penelitian dominan  masuk  ke  dalam  kategori  buruk ( poor )  –  baik  ( good )  dengan  rentang  nilai TOC 0 – 1,06 % wt.
Sintesis peneliti terhadap 44 sampel kematangan  Tmax  pada  4  sumur  penelitian
menyatakan  pada  sampel  sumur  MAAU-1 dengan  nilai  Tmax  445 o C  –  448 o C  yang berarti batuan tersebut sudah matang. Sampel sumur MAWAI A-1 dengan nilai Tmax 208 o C –  425 o C  yang  berarti  batuan  tersebut  belum matang,  Sampel  sumur  TENGKAWANG-1 dengan  nilai  Tmax  442 o C  –  452 o C  yang berarti  batuan  tersebut  sudah  matang, sedangkan sampel sumur TINJAU A-1 sangat beragam  dengan  nilai  Tmax  260 o C  –  454 o C yang  berarti  batuan  tersebut  sebagian  belum matang  dan  sebagian  sudah  matang.  Peneliti
menggunakan metode Peter dan Cassa (1994) dalam  menentukan  kematangan  material organik ( Tabel 2 ). Kematangan serpih daerah penelitian dominan masuk ke dalam kategori matang  (awal)  –  matang  (puncak)  dengan rentang  nilai  Tmax  435  –  450 o C. Beberapa serpih masuk ke dalam kategori belum matang (< 435 o C) dan matang (akhir) (450 – 470 o C). Peneliti  menyimpulkan,  formasi  Batu  Kelau rata-rata memiliki kematangan Tmax beragam  dari  yang  belum  matang  hingga sudah matang. Table 1. Kekayaan material organik Waples (1985), Peter dan Cassa (1994). TOC (% wt.) Kuantitas (Waples, 1985) Kuantitas (Peter dan Cassa (1994) < 0,5 Buruk ( Poor ) Buruk ( Poor ) 0,5 – 1 Cukup ( Fair ) Cukup ( Fair ) 1 – 2 Baik ( Good ) Baik ( Good ) 2 – 4 Sangat Baik ( Very Good ) Sangat Baik ( Very Good ) > 4 Istimewa ( Excellent ) Istimewa ( Excellent ) Table 2. Kematangan material organik (Peters dan Cassa, 1994). Kematangan Ro (%) Tmaks ( o C) Belum Matang 0,2 – 0,6 < 435 Ma tang Awal 0,6 – 0,65 435 – 445 Puncak 0,65 – 0,9 445 – 450 Akhir 0,9 – 1,35 450 – 470 Over > 1,35 > 470
Penentuan  tipe  kerogen  dapat  menggunakan beberapa grafik seperti Ro vs HI, Tmax vs HI, TOC  vs  HI,  TOC  vs  S1+S2,  dan  TOC  vs  S2 pada sampel hasil analisis geokimia. Grafik Ro versus HI ( Gambar  2 )  digunakan  untuk menentukan  tipe  dan  kematangan  kerogen. Persebaran sampel pada grafik Ro vs HI sangat beragam.  Interval  nilai  Ro  0%  -  1,16%  dan nilai  HI  0  –  291.  Terdapat  beberapa  nilai  Ro pada  sampel  sumur  TENGKAWANG-1  lebih besar dari 2,2% tidak termasuk ke dalam tabel karena  termasuk  sampel  yang  sangat  matang ( postmature ).    Beberapa  sampel  sumur  Batu Hidup  –  1  merupakan  tipe  IV  yang  tidak matang. Sampel sumur MAAU – 1 merupakan tipe III dan IV berupa gas yang sebagian tidak matang  dan  sebagian  lain  matang.    Sampel sumur  MAWAI-1  merupakan  tipe  IV  tidak matang.  Sampel  sumur  TENGKAWANG-1 merupakan tipe IV sebagian tidak matang dan
sebagian  matang,  bahkan  terdapat  beberapa sampel termasuk ke sangat matang ( postmature ). Sampel sumur TINJAU A-1 tipe III  dan  IV  berupa  gas  yang  tidak  matang. Peneliti  menyimpulkan  pada  Formasi  Batu Kelau merupakan tipe III dan IV yang berupa gas yang sebagian tidak matang, dan sebagian lain matang.
Grafik Tmax versus HI ( Gambar 3 ) digunakan untuk  menentukan  tipe  dan  kematangan kerogen. Persebaran sampel pada grafik Tmax vs  HI  beragam.  Interval  nilai  Tmax  208 o C  - 454 o C  dan  nilai  HI  0  –  291.  Sampel  sumur MAAU – 1 merupakan tipe III berupa gas yang matang. Sampel sumur MAWAI-1 merupakan tipe III  berupa gas yang tidak matang. Sampel sumur  TENGKAWANG-1  merupakan  tipe  II berupa minyak dan  gas  yang matang. Sampel sumur  TINJAU  A-1  tipe  III  berupa  gas  yang
matang. Peneliti menyimpulkan pada Formasi Batu  Kelau  merupakan  tipe  II  dan  III  berupa gas yang sudah matang.
Grafik TOC versus HI ( Gambar 4 ) digunakan untuk menentukan tipe dan kekayaan kerogen. Persebaran  sampel  pada  grafik  TOC  vs  HI beragam.  Interval  nilai  TOC  0%  -  1,06%  dan nilai HI 0 – 291. Beberapa sampel sumur Batu Hidup – 1 merupakan gas dengan jumlah yang sedikit. Sampel sumur MAAU – 1 merupakan gas dengan jumlah yang sedang – baik. Sampel sumur  MAWAI-1  merupakan  gas  dengan jumlah yang sedikit. Sampel sumur TENGKAWANG-1  merupakan  minyak  dan gas  dengan  jumlah  yang  sedikit  –  sedang. Sampel  sumur  TINJAU  A-1  merupakan  gas dengan jumlah yang sedikit. Peneliti menyimpulkan  pada  Formasi  Batu  Kelau merupakan  minyak  dan  gas  dengan  jumlah karbon organik sedikit – baik.
Grafik TOC versus HP ( Gambar 5 ) digunakan untuk  menentukan  kekayaan  dan  potensial
hidrokarbon.  Persebaran  sampel  pada  grafik TOC vs HP beragam. Interval nilai TOC 0% - 1,06% dan nilai Hydrocarbon Potential (HP) 0 – 22.07. Beberapa sampel sumur Batu Hidup – 1  memiliki  HP  yang  sedikit  dengan  jumlah yang  sedikit.  Sampel  sumur  MAAU  –  1 memiliki HP yang sedikit dengan jumlah yang sedang  –  baik.  Sampel  sumur  MAWAI-1 memiliki HP yang sedikit dengan jumlah yang sedikit.  Sampel  sumur  TENGKAWANG-1 memiliki  HP  yang  sedikit  –  baik  dengan jumlah  yang  sedikit  –  sedang.  Sampel  sumur TINJAU A-1 memiliki HP yang sedikit dengan jumlah  yang  sedikit.  Peneliti  menyimpulkan pada  Formasi  Batu  Kelau  memiliki  HP  yang sedikit  –  baik  dengan  jumlah  karbon  organik sedikit – baik.
Peneliti menggunakan metode Peter dan Cassa (1994)  dalam  menentukan  kualitas  material organik  ( Tabel  3 ).  Peneliti  menyimpulkan, Formasi Batu Kelau rata-rata memiliki kualitas material organik tipe II dan III dengan produk hidrokarbon berupa minyak dan gas.
Gambar 2 . Grafik Ro versus HI.
Gambar 3. Grafik Tmax versus HI.
Gambar 4. Grafik TOC versus HI.
Gambar 5. Grafik TOC versus HP.
Tabel 3. Kualitas material organic (Peter dan Cassa, 1994).
Tipe Kerogen HI S2/S3 H/C Produk Hirdokarbon I > 600 > 15 > 15 Minyak II 300 – 600 10 – 15 1,2 – 1,5 Minyak II / III 200 – 300 5 – 10 1,0 – 1,2 Minyak III 50 – 200 1 – 5 0,7 – 1,0 Gas IV < 50 < 1 > 0,7 -
Gambar 6. Grafik TOC versus S 2.
Grafik TOC versus S2 ( Gambar 6 ) digunakan untuk  menentukan  kekayaan  dan  tingkat kematangan serpih ( level of maturity / LOM) .
Nilai  LOM  berguna  sebagai  faktor  dalam menentukan  perhitungan  nilai  log  TOC menggunakan  metode  Passey  dkk.  (1990). Penelitian ini menggunakan grafik LOM tipe III  ( type  III  –  gas  prone )  karena  hasil laboratorium  geokimia  dari  Formasi  Batu Kelau  menunjukan  tipe  III  yang  berupa  gas. Formasi  Batu  Kelau  menunjukan  nilai  LOM antara 6 - 12. Nilai LOM yang lebih besar dari 6  merupakan  tingkatan  gas  yang  dianggap sudah  matang,  karena  akan  mempengaruhi nilai kematangan pada log TOC.
Analisis hasil laboratorium geokimia dan plot silang  beberapa  parameter  yang  dilakukan pada Formasi Batu Kelau, menunjukan bahwa formasi ini didominasi tipe III sebagian tipe II sebagian  lain  tipe  IV;  dominan  berupa  gas sebagian  berupa  minyak;  dengan  jumlah kekayaan  material  organik  yang  sedang hingga  baik;  sebagian  matang,  dan  sebagian lainnya  belum  matang.  Hal  ini  sebanding dengan  data  geokimia  lapangan  pada  stasiun 17EH140  memiliki  kerogen  tipe  III  berupa gas  yang  kekayaan  material  organiknya sedang,  dan  sudah  matang.    Formasi  Batu Kelau  memiliki  LOM  yang  beragam  dengan nilai  6  –  12.  Hasil  analisis  geokimia  ini
sebagai  kalibrasi  terhadap  log  TOC  metode Passey dkk. (1990).

## 3.2 Analisis Petrofisika
Analisis  petrofisika  pada  daerah  penelitian dilakukan  hanya  pada  interval  formasi pembawa gas serpih yaitu Formasi Batu Kelau dengan  marker  umur  Eosen  Akhir.  Bahan yang  dibutuhkan  dalam  melakukan  analisis petrofisika  yaitu  data  log  tali  kawat,  laporan sumur  (data  geokimia,  biostratigrafi,  dan analisis litologi) di semua sumur yang berada di  daerah  penilitian.  Log  tali  kawat  dalam format . las yang terdiri  dari data kedalaman, caliper,  sinar  gamma, spontaneous  potential (SP), densitas, resistivitas, sonik, dan neutron. Data sumur di Cekungan Kutai relatif sedikit dan  tidak  semua  sumur  memiliki  kurva  log yang  lengkap  karena  merupakan  blok eksplorasi. Keterbatasan kuantitas dan kualitas data log tali kawat dari setiap sumur yang  ada  di  daerah  penelitian  membuat pemetaan dan pemodelan properti petrofisika kurang detail. Proses koreksi lingkungan data log  tali  kawat  perlu  diselesaikan  sebelum dilakukan analisis petrofisika, karena adanya perbedaan  kondisi  lingkungan  satu  sumur dengan  sumur  lainnya  pada  saat  proses pengeboran. Koreksi lingkungan data log tali kawat wajib dilakukan pada log sinar gamma, densitas, dan resistivitas. Analisis petrofisika
berfungsi  untuk  memperkirakan  properti reservoir  gas  serpih  meliputi  estimasi kandungan  serpih  ( V Cl ),  kandungan  mineral ( volume mineral),  porositas  ( Φ ),  saturasi  air ( Sw ), permeabilitas ( k ), UCS, E , υ , TOC, dan BI  (Lampiran  B).  Properti  tersebut  akan digunakan untuk pemodelan statis, interpretasi  indeks  kegetasan,  interpretasi kematangan  dan  perkiraan  cadangan.  Semua proses  analisis  petrofisika  dilakukan  dengan menggunakan perangkat lunak Geolog .

## 3.3 Analisis Kandungan Clay
Kalkulasi V Cl memerlukan  data  log  sinar gamma  dan  menggunakan  metode  Linear yang  sesuai  di  Cekungan  Kutai.  Berikut adalah rumus kalkulasi V Cl :
𝑉 𝐶𝑙 = 𝐺𝑅 𝑙𝑜𝑔 −   𝐺𝑅 𝑚𝑖𝑛 𝐺𝑅 𝑚𝑎𝑥 −   𝐺𝑅 𝑚𝑖𝑛 (1)
dengan:
V Cl : volume clay (v/v) GR log : nilai log sinar gamma (API) GR min :  nilai  log  sinar  gamma  pada  interval clean sand (API) GR max :  nilai  log  sinar  gamma  pada  interval pure clay (API)
Peneliti  membagi  dua  bagian  berdasarkan persentasi  total  kandungan V Cl , yaitu: batulempung memiliki nilai V Cl > 50% (hijau) dan batupasir halus memiliki nilai V Cl < 50% (kuning) ( Gambar 7 ). Formasi Batu Kelau di daerah penelitian didominasi oleh batulempung  dengan sisipan batupasir halus. Hal  ini  sebanding  dengan  geologi  regional, deskripsi  batuan  sampel  lapangan,  dan deskripsi litologi laporan sumur. Berdasarkan kandungan  mineralnya  didominasi  dengan kalsit,  sedangkan  setempat  terdapat  dolomit dan kuarsa.
Pemodelan  Peta V Cl menggunakan  metode Sequential  Gaussian  Simulation (SGS). Gambar  8 menunjukkan  penyebaran V Cl beragam  di  daerah  penelitian.  Peneliti menerapkan  pembagian  daerah  berdasarkan persentasi  total  kandungan V Cl yang  telah diklasifikasikan  sebagai  batulempung  dan batupasir  halus  pada  Peta  Pembagian  daerah V Cl ( Gambar 9 ). Dominasi V Cl > 50% sebagai daerah dengan litologi batulempung berada di daerah  sekitar  TENGKAWANG-1,  MAWAI A-1, utara, selatan, baratdaya daerah peneilitian.  Penyebaran V Cl <  50%  sebagai daerah dengan litologi batupasir halus berada di  daerah  tenggara,  baratlaut,  timurlaut  dan tengah daerah penelitian.
Gambar 7. Analisis V cl dan mineral sumur MAWAI A-1.
Gambar 8. Peta Penyebaran V cl.
Gambar 9. Peta Pembagian Daerah V cl .

## 3.4  Analisis  Nisbah  Poisson  dan  Modulus Elastisitas
Nisbah  poisson  ( υ )  merupakan  perbandingan antara regangan ( strain ) lateral dan regangan
axial. Nilai υ dipengaruhi oleh tipe batuan dan porositas. Perhitungan nilai υ dengan metode Anderson dkk. (1972) menggunakan nilai V Cl , dan dijabarkan sebagai berikut:
𝜐 = 0,125 x 𝑉 𝐶𝑙 + 0,27       (2)
dengan:
υ : nisbah poisson V Cl : volume clay (v/v)
Peneliti menggunakan hasil penelitian Gercek (2007)  tentang  nilai υ pada  beberapa  jenis batuan  sebagai  kalibrasi  nilai υ pada  daerah penelitian.  Nilai υ serpih  daerah  penelitian sesuai  dengan  nilai υ batulempung  dan batupasir  halus  yang  sudah  diteliti  oleh Gercek (2007).
Modulus elastisitas ( E ) merupakan
perbandingan  antara  tegangan  ( stress ) dan regangan ( strain ). Semakin besar nilai E suatu batuan  maka  akan  semakin  susah  batuan tersebut mengalami perpanjangan atau perpendekan, begitu juga sebaliknya semakin kecil  nilai E suatu  batuan  makan  akan semakin  mudah  batuan  tersebut  mengalami perpanjangan  atau  perpendekan  (elastis). Nilai E sangat  dipengaruhi  oleh  tipe  batuan, porositas, ukuran partikel, dan kandungan air. Kalkulasi nilai E menggunakan metode Crain (2015)  yang  menggunakan  modulus  geser ( shear modulus - N) dan υ pada perhitungannya.  Modulus  geser  merupakan perbandingan  dari  tegangan  geser  dengan regangan  geser.  Nilai N didapat  dari perhitungan pada Φeff batuan metode Murphy (1991).  Perhitungan E metode  Crain  (2015) dan  modulus  geser  metode  Murphy  (1991) sebagai berikut:
N=42,65 x (1-3,48 x Φeff+2,19 x Φeff 2 )(3)
𝐸 = 2 x 𝑁 x (1 + 𝜐)        (4)
dengan:
N : modulus geser Φeff : porositas efektif (v/v) E : modulus elastisitas
υ
: nisbah poisson
Peneliti menggunakan hasil penelitian Schon (2011)  tentang  nilai E pada  beberapa  jenis batuan  sebagai  kalibrasi  nilai E pada  daerah penelitian.  Nilai E serpih  daerah  penelitian
sesuai  dengan  nilai E serpih  yang  sudah diteliti oleh Schon (2011).
Nilai υ dan E yang didapat dari analisis log tali kawat  kemudian  dikalibrasi  dengan  data geomekanika  BI.  Rickman  dkk.  (2008) menghubungan antara kegetasan dengan υ dan E .  Suatu  benda  yang  memiliki  nilai υ 0,5 bersifat imcompressible .  Hubungan  tersebut menjelaskan  bahwa  serpih  yang  mempunyai kegetasan  tinggi  memiliki  nilai υ relatif rendah dan E relatif tinggi. Hubungan antara BI dengan separasi nilai υ dan E menunjukkan korelasi positif. Semakin besar jarak separasi antara  nilai υ dengan E maka  semakin  besar nilai BI.

## 3.5 Analisis Indeks Kegatasan
Indeks  kegetasan  (BI)  merupakan  penilaian kemampuan  suatu  batuan  untuk  pecah  saat diberikan  gaya  atau  tekanan.  BI  pada  serpih bertujuan  untuk  mengetahui  kemampuan serpih  merekah  ( fractability ).  Nilai  BI dipengaruhi  beberapa  parameter  seperti: mineralogi, E ,  dan υ .  Mineralogi  yang mempengaruhi kegetasan serpih merupakaan mineral  getas  seperti  kuarsa,  kalsit,  dan dolomit.  Rigiditas  suatu  mineral  ditentukan oleh  kekerasan,  bentuk  belahan  mineral  dan kristal, serta densitas (Wang dan Gale, 2009). Serpih mempunyai ukuran butir lumpur ( mud- sized particles ) dan bertekstur belah ( fissile ), sedangkan mudstone bersifat non-fissile (Boggs,  2001).  Kalkulasi  nilai  kegetasan batuan  dapat  didasarkan  pada  aspek  geologi yang  menghitung  kandungan  mineralogi serpih  dalam  batuan  (Jarvie,  2007  dalam Herwanger  dkk.,  2015)  atau  pada  aspek geomekanik  batuan  yang  menggunakan kombinasi parameter elastisitas batuan berupa E dan υ (Rickman,  2008  dalam  Herwanger, 2015).
Kalkulasi  BI  yang  menghitung  kandungan mineralogi serpih dalam batuan menggunakan metode  Jarvie  dkk.  (2007)  serta  Wang  dan Gale  (2009).  Metode  Jarvie  dkk.  (2007) menghitung  nilai  BI  berdasarkan  mineralogi serpih  tanpa  memasukan  parameter  mineral dolomit  dan  TOC,  sedangkan  metode  Wang dan  Gale  (2009)  memasukan  parameter
tersebut. Kandungan mineralogi serpih didapatkan  dari  analisis  petrografi  dan  XRD yang dapat menunjukkan presentase kandungan  mineral  bersifat  getas  dan nongetas.  Penelitian  ini  tidak  terdapat  data petrografi  dan  XRD,  sehingga  dalam penentuan volume mineral  menggunakan metode  plot  silang  densitas  –  sonik  pada identifikasi matriks (MID). Kalkulasi menggunakan  perhitungan  mineral  Rhoma Dtma  (MID)  pada  perangkat  lunak Geolog yang sudah dibahas pada sub bab Kandungan Mineral.  Persamaan  BI  dapat  dijelaskan sebagai berikut:
𝐵𝐼 𝐽𝑎𝑟𝑣𝑖𝑒 (2007) = 𝑄𝑧 𝑄𝑧 + 𝐶𝑎 + 𝐶𝑙𝑦 (5) BI Wang (2009) = Qz+Dol Qz+Dol+Ca+Cly+TOC (6)
dengan:
BI : brittleness index Qz : kandungan kuarsa (%)
Ca : kandungan kalsit (%)
Cly : kandangan total mineral lempung (%) Dol : kandungan dolomit (%) TOC : kandungan material organik (%)
Kalkulasi  BI  yang  menggunakan  kombinasi parameter  elastisitas  batuan  berupa E dan υ menggunakan  metode Brittleness  Index Average (BA) (Grieser dan Bray, 2007). Hasil nilai E dan υ didapatkan  dari  perhitungan petrofisika geomekanika  yang sudah dibahas pada sub bab sebelumnya. Nilai E yang tinggi dan υ yang rendah merupakan batuan bersifat getas,  begitu  juga  sebaliknya  nilai E yang rendah  dan υ yang  tinggi  merupakan  batuan bersifat  elastis  (Grieser  dan  Bray,  2007). Persamaan  BA  dapat  dijelaskan  sebagai berikut:
𝐸 𝐵𝑟𝑖𝑡𝑡𝑙𝑒𝑛𝑒𝑠𝑠 = 𝐸−𝐸 𝑚𝑖𝑛 𝐸 𝑚𝑎𝑥 −𝐸 𝑚𝑖𝑛 (7) 𝜐 𝐵𝑟𝑖𝑡𝑡𝑙𝑒𝑛𝑒𝑠𝑠 = 𝜐 − 𝜐 𝑚𝑎𝑥 𝜐 𝑚𝑖𝑛 − 𝜐 𝑚𝑎𝑥 (8) BA= E Brittleness +υ Brittleness 2 (9)
dengan:
BA : brittleness index average E : modulus elastisitas E min : modulus elastisitas minimal pada log E max : modulus elastisitas maksimal pada log υ : nisbah poisson υ min : nisbah poisson minimal pada log υ max : nisbah poisson maksimal pada log
Nilai  BA  yang  sudah  didapat  kemudian ditampilkan bersama sebagai kalibrasi. Peneliti  menggunakan  klasifikasi  BI  dari penelitian  Perez  dan  Marfurt  (2013)  sebagai kalibrasi  nilai  BI  dan  penentuan  jenis kegetasannya  ( Tabel  4 ).  Nilai  BI  serpih daerah penelitian sesuai dengan nilai BI serpih yang  sudah  diteliti  oleh  Perez  dan  Marfurt (2013). Nilai BI serpih pada daerah penelitian dominan masuk ke dalam kategori less brittle –  brittle . Beberapa  nilai  masuk  ke  dalam kategori less ductile (0,16 – 0,32).
Log  tali  kawat  hasil  perhitungan  petrofisik geomekanika  ( Gambar  10 )  menunjukkan mineral kalsit, dolomit, dan kuarsa mempengaruhi  nilai  kegetasan  suatu  batuan. Serpih Formasi Batu Kelau daerah penelitian dominan memiliki nilai kegetasan yang getas sehingga  sangat  baik  untuk  dilakukan perekahan buatan. Nilai BI hasil perhitungan Grieser  dan  Bray  (2007)  dikalibrasikan dengan  nilai  BI  hasil  perhitungan  Jarvie (2007) dan Wang (2009). Perhitungan nilai BI Grieser  dan  Bray  (2007)  menunjukkan  hasil yang menerus sepanjang sumur. Perhitungan nilai  BI  Jarvie  (2007)  dan  Wang  (2009) menunjukkan  hasil  pada  beberapa  bagian sumur  saja  yang  mengandung  mineral- mineral tertentu. Nilai BI semua perhitungan menunjukkan  nilai  yang  cenderung  sama. Selain  itu,  kalibrasi  nilai  BI  dilihat  dari separasi antara log υ dengan E (Rickman dkk., 2008). Semakin besar nilai separasi υ dengan E maka  semakin  getas  batuan  tersebut. Gambar  11 menunjukkan  perbandingan antara υ dengan E . Nilai Z pada Gambar 11 merupakan  BI.  Nilai E tinggi  dan υ rendah memiliki  nilai  BI  yang  tinggi  (getas)  dan diwakili dengan warna kuning hingga merah. Berlaku  juga  sebaliknya  nilai E yang  rendah dan υ tinggi  memiliki  nilai  BI  yang  rendah
(non  getas)  (Grieser  dan  Bray,  2007)  dan diwakili  dengan  warna  biru  hingga  hijau. Beberapa  penelitian  menunjukkan  nilai  BI
yang  tinggi  cenderung  memiliki  nilai  TOC yang  rendah  karena  berkurangnya  material organik saat pengendapan batuan terjadi.
Tabel 4. Brittle-Ductile Classification nilai BI (Perez dan Marfurt, 2013).
Brittleness Index Brittle – Ductile Classification > 0,48 Brittle 0,32 – 0,48 Less Brittle 0,16 – 0,32 Less Ductile < 0,16 Ductile
Gambar 10. Analisis UCS, υ , E , dan BI sumur TENGKAWANG-1.
Gambar 11. Grafik perbandingan E dengan υ . Pemodelan Peta Indeks Kegetasan menggunakan  metode Sequential  Gaussian Simulation (SGS)  ( Gambar  12 ).  Nilai brittleness relatif tinggi dan tersebar di daerah
penelitian.  Berdasarkan  klasifikasi  BI  Perez dan  Marfurt  (2013),  daerah  yang  memiliki nilai  yang  getas  ( brittle >  0,48)  berwarna kuning hingga merah yang tersebar hampir di
seluruh daerah penelitian. Penyebaran daerah getas berada di sebalah utara, barat, sebagian di  tengah,  dan  tenggara.  Daerah  getas  ini menjadi  patokan  utama  dalam  menentukan batas  nilai  ( cut  off )  nilai  BI.  Daerah  yang memiliki nilai sedikit getas ( less brittle 0,32 –
0,48)  berwarna  hijau  tersebar  di  tengah  dan timurlaut  daerah  penelitian.  Daerah  yang memiliki  nilai  sedikit  non  getas  ( less  ductile 0,16 – 0,32) berwarna biru tersebar di sumur TENGKAWANG-1.
Gambar 12. Peta Indeks Kegetasan.

## 3.6 Analisis TOC Metode Passey
Kalkulasi  nilai  TOC  ( Gambar  13 )  dari  data log menggunakan metode Passey dkk. (1990). Metode ini menggunakan log resistivitas dan sonik.  Batulempung  yang  kaya  material organik memiliki nilai resistivitas yang tinggi dan kecepatan gelombang sonik kompresional yang rendah (Passey dkk., 1990).
Persamaan nilai TOC menurut Passey adalah sebagai berikut:
∆ log R = log 10 ( R RBaseline )+0,02 x ( ∆ t- ∆ t Baseline ) (10)
𝑇𝑂𝐶 = ∆ log 𝑅 x 10 (0,297 − 0,1688 x 𝐿𝑂𝑀) (11)
dengan: ∆  log  R :  interval  nilai  pada  log  resitivitas terhadap log sonik R : resistivitas (ohm-m)
R baseline :  resitivitas  yang  sesuai  dengan ∆t baseline ∆t : waktu transit (µsec/ft) TOC : total organic carbon (wt%) LOM : level of organic maturity
Penentuan LOM ditentukan dengan cara plot silang  antara  nilai  TOC  dan  S 2 dari  hasil analisis geokimia. Kemampuan suatu kerogen mengubah material organik menjadi hidrokarbon  dengan  cepat  maka  tingkat kematangan  kerogen  tersebut  semakin  tinggi (nilai  S 2 tinggi).  Kecepatan  perubahan  TOC menjadi  S 2 ditunjukkan  oleh  garis-garis kematangan  (LOM).  Berdasarkan  hasil  plot silang  TOC  vs  S 2 ( Gambar  6 )  pada  tipe  III gas  prone serpih  pada  daerah  penelitian memiliki nilai LOM yang berbeda-beda pada setiap  sumurnya  yaitu  6  –  12.  Kalibrasi  dari hasil  perhitungan  TOC  metode  Passey  dkk.
(1990) menggunakan hasil nilai TOC dari data laboratorium  geokimia  pada  sumur  daerah penelitian.
Pembuatan Peta Distribusi TOC
menggunakan  analisis  kekayaan  yang  telah dijelaskan pada sub bab TOC metode Passey dkk.  (1990)  dan  dimodelkan  dengan  metode Sequential Gaussian Simulation (SGS) ( Gambar  14 ).  Nilai  TOC  log  tali  kawat dikalibrasi  dengan  nilai  TOC  pada  laporan sumur.  Separasi  antara  log  sonik  dengan resistivitas  dapat  mempengaruhi  nilai  TOC. Semakin  besar  separasi  log  sonik  dengan resistivitas maka nilai TOC tinggi. Berdasarkan  penelitian  Peters  dan  Cassa
(1994),  nilai  TOC  yang  memiliki  kekayaan yang baik ( good ) dan dapat diproduksi sebesar 1 – 2 %. Nilai TOC relatif tinggi dan tersebar di  daerah  penelitian.  Daerah  yang  memiliki kekayaan  TOC  yang  baik  (>  1%)  berwarna biru  tua  hingga  biru  muda  yang  tersebar hampir di seluruh daerah penelitian. Penyebaran  daerah  ini  berada  di  sebelah baratlaut  –  tenggara,  dan  sebagian  di baratdaya.  Daerah  kekayaan  TOC  baik  ini menjadi  patokan  utama  dalam  menentukan batas  nilai  ( cut  off )  nilai  TOC.  Daerah  yang memiliki  kekayaan  cukup  ( < 1%)  berwarna ungu  tersebar  di  timur,  selatan,  dan  utara daerah penelitian.
Gambar 13. Hasil perhitungan TOC metode Passey TENGKAWANG-1.
Gambar 14. Peta Distribusi TOC.

## 3.7  Analisis  Daerah  Menarik  (Sweet  Spot)
Potensi Gas
Daerah  menarik  ( sweet  spot )  ditentunkan menggunakan  beberapa  parameter  nilai  batas ( cut  off )  pada V Cl ,  TOC,  BI,  dan  jendela kematangan  gas  (Tabel  5).  Peneliti  membagi dua  bagian  daerah  penelitian  berdasarkan V Cl berupa daerah batulempung dengan nilai > 50%, dan daerah batupasir halus dengan nilai < 50%. Peneliti  menggunakan  nilai  batas  TOC  yang baik  ( good )  dan  bernilai  >  1%  berdasarkan penelitian Peters  dan  Cassa  (1994).  Peneliti juga  melihat  pada  perbedaan  separasi  antara log  sonik  dengan  resistivitas  yang  semakin lebar  memiliki  nilai  TOC  tinggi.  Peneliti menggunakan  nilai  batas  BI  yang  getas ( brittle )  dan  bernilai  >  0,48  b erdasarkan penelitian Perez  dan  Marfurt  (2013).  Peneliti juga  melihat  pada  perbedaan  separasi  antara log υ dengan E yang semakin lebar memiliki nilai  BI  tinggi.  Peneliti  menggunakan  data jendela  kematangan  gas  untuk  menghitung volumetrik  potensi  gas  dan  sebagai  batas kematangan  hidrokarbon.  Semua  data  nilai batas tersebut kemudian digabungkan sehingga  membentuk  daerah  menarik  ( sweet
spot ).  Penentuan  daerah  menarik  secara optimum  diperlukan  pemahaman  geologi yang  cukup  karena  suatu  batuan  yang memiliki  TOC  tinggi,  cenderung  memiliki nilai BI yang rendah dan sebaliknya.
Daerah  menarik  ( sweet  spot )  yang  sudah didapat, kemudian dilakukan pemodelan Peta Potensi  Gas  dengan  metode Sequential Gaussian Simulation (SGS. Peta Potensi Gas menunjukkan  persebaran  daerah  menarik ( sweet spot ) di daerah penelitian.
Peta  Potensi  Gas  batulempung  memiliki daerah menarik (warna merah)  yang tersebar di  sebelah baratdaya, baratlaut,  dan sebagian di  tengah  lokasi  penelitian  ( Gambar  15 ). Peneliti  menghitung  volumetrik  daerah menarik  dengan  memasukkan  beberapa  data tambahan  seperti  jendela  kematangan  gas, ketebalan Formasi Batu Kelau, dan luas area penelitian. Hasil perhitungan volumetrik gas in  place ( GIP )  untuk  daerah  batulempung sebesar 3,479 TCF.
Tabel 5. Parameter nilai batas daerah penelitian. Parameter Nilai Batas (Sweet Spot)
V Cl batulempung > 50% batupasir halus < 50% TOC (Peters dan Cassa, 1994) > 1 BI (Perez dan Marfurt, 2013) > 0,48 Tingkat Kematangan Jendela Gas
Gambar 15. Peta Potensi Gas batulempung.

## 4. KESIMPULAN
Formasi  Batu  Kelau  pada  daerah  penelitian berupa  batulempung  abu-abu,  kompak, terdapat nodul-nodul lanau, tidak karbonatan, mengandung  karbon,  setempat  ditemukan rekahan-rekahan, perselingan dengan batupasir.  Formasi  ini  diendapkan  pada lingkungan  pengendapan  neritik  tengah  – batial  atas  ( middle  neritic  –  upper  bathyal ) dengan umur Eosen Akhir.
Hasil  analisis  petrofisika  log  geomekanika serpih  Formasi  Batu  Kelau  Cekungan  Kutai memiliki nilai E 26,06 – 118,99 MPa, nilai υ 0,27 – 0,40, nilai UCS 9,15 – 262,82 MPa, dan
nilai BI 0,22 – 0,93, rata-rata 0,57. Rata-rata BI  Formasi  Batu  Kelau  Cekungan  Kutai masuk ke dalam kategori getas.
Hasil  analisis  geokimia  Formasi  Batu  Kelau Cekungan  Kutai  yang  dilakukan  dari  sampel serpih  laboratorium  geokimia  memiliki  nilai TOC dari sedikit ( poor ) – baik ( good ) antara 0  –  1,06  %  dan  data  log  antara  0  –  7,1%, dengan  Tmax  sebagian  belum  matang sebagian matang antara 208 – 454 o C, nilai Ro antara 0 – 1,16%, nilai Hydrogen Index antara 0  –  291  yang  berupa  gas  dengan  material organik bertipe III dan IV.
Hasil analisis dari beberapa parameter seperti: analisis  litologi,  geokimia,  struktur  geologi data  lapangan,  paleogeografi,  petrofisika geomekanika  dan  geokimia,  serpih  Formasi Batu  Kelau  di  Cekungan  Kutai  memenuhi kriteria  perekahan  buatan  untuk  dapat mengalirkan gas.
Total gas  in  place potensi  sumberdaya  gas serpih Formasi Batu Kelau di Cekungan Kutai adalah sebesar 3,479 TCF untuk batulempung.

## DAFTAR PUSTAKA
Boggs, S. Jr. (2001): Principle of sedimentology  and  stratigraphy,  3rd edition: Pearson Prentice Hall, Upper Saddle River, New Jersey, 726p.
Chang,  C.,  Zoback,  M.  D.,  Khaksar,  A.
(2006):  Emperical  relation  between rock  strength  and  physical  properties in  sedimentary  rocks, Journal  of Petroleum  Science  and  Engineering ,
Elsevier, 51 , 223-237.
Chinn,  E.W.  (1991):    The  role  of  organic geochemistry in petroleum exploration, Basin  Research  Institute  Bulletin , Louisiana State University.
Courteney,  S.,  Cockcroft,  P.,  Lorentz,  R., Miller, R., Ott, H. L., Prijosoesilo, P., Suhendan, A. R., Wight, A.W. R., dan Wiman, S.K. (1991):  Indonesia – oil and  gas  field  atlas  volume  V: Kalimantan, Indonesian  Petroleum Association , Jakarta.
Gercek, H. (2007): Poisson's ratio values for rocks,  International  Journal  of  Rock Mechanics  and  Mining  Sciences,  44 (1), 1–13.
Grieser, B. dan Bray, J. (2007): Identification of production potential in
unconventional  reservoirs, Presented at  SPE  Production  and  Operations Symposium .
Herwanger, J. V., Botrill, A. D., dan Mildren,
S.  D.  (2015):  Uses  and  abuses  of  the brittleness  index  with  aplications  to hidraulic  simulation, Unconventional Resources  Technology  Conference, Texas, USA.
Jarvie,  D.  M.,  Hill,  R.  J.,  Ruble,  T.  E.,  dan
Pollastro, R. M. (2007): Unconvential shale-gas  systems  :  The  Mississipian Barnett  shale  of  North-Central  Texas as  one  for  thermogenic  shale-gas assessment: AAPG  Bulletin , 91 ,  pp.
475-499. Michael,  A.  (2016):  Hydraulic  fracturing optimation: experimental investigation  of  multiple  fracture growth  homogeneity  via  perforation cluster distribution, The University of Texas Austin. Mitra, A., Warrington, D., dan Sommer, D. A. (2010): Characterization of
unconventional  shale  gas  reservoirs using a shale gas facies expert system to  identify  lithofacies  and  optimal completion  intervals, Search  and Discovery Article .
Passey,  Q.  R.,  Bohacs,  K.  M.,  Esch,  W.  L., Klimentidis,  R.,  Sinha,  S.  (2010): From  oil  prone  source  rock  to  gas producing  shale  reservoir  geologic and  petrophysical  characterization  of unconventional  shale  gas  reservoir,
CPS/SPE  International  Oil  and  Gas Conference Exhibition in China,Beijing .
Passey,  Q.  R.,  Creaney,  S.,  Kulla,  J.  B., Moretti  F.  J.,  Stroud  J.  D.  (1990):  A practical  model  for  orogenic  richness from porosity and resistivity logs, The American  Association  of  Petroleum Geologist Bulletin, 74 .
Perez, R. dan Marfurt, K. (2013): Calibration of brittleness to elastic rock properties via mineralogy logs in unconventional reservoirs, AAPG International
Conference and Exhibition , Cartagena, Colombia.
Pertamina  dan  BPPKA,  (1997):  Petroleum geology  of  Indonesian  Basins  : principles,  methods,  and  application, Kutai Basin, XI , 134 h.
Peters, K. E. dan Cassa, M. R. (1994): Applied source  rock  geochemistry ,  AAPG Memoir  60:  The  Petroleum  System- From  Source  to  Trap ,  The  American Association  of  Petroleum  Geologist, Tulsa, Okla.
Rickman,  R.,  Mullen,  M.,  Petre,  E.,  Grieser, B.,  dan  Kundert,  D.  (2008):  A practical use of shale petrophysics for stimulation  design  optimization:  all shale  plays  are  not  clones  of  the Barnett Shale, SPE 115258 .
Schon,  J.  H.  (2011):  Physical  properties  of rock:  A  workbook,  Elsevier  Science Ltd.
Sosrowidjojo, I. B. (2011): Organic geochemistry: Geographic location of crude  oils  based  on  biomarker compositions  of  the  Sunda-Asri Basins, International  Journal  of  the Physical  Sciences ,  Indonesia, 6  (31) ,
7291 – 7301.
Tim  Rekomendasi  WK  MNK  Kutai  PSG, (2017):  Laporan  akhir  rekomendasi wilayah kerja migas non-konvensional Cekungan Kutai, Provinsi Kalimantan
Timur, Bandung, Indonesia. Wain, T. dan Berod, B., (1989): The tectonic framework and paleogeography of the upper Kutai Basin, Proceedings of the IPA 18th Annual Convention , 55-78. Wang,  F.  P.  dan  Gale,  J.  (2009):  Screening criteria  for  shale-gas  systems. Gulf Coast  Association  of  Geological Societies 58 th Annual Convention, 27- 29 September, Shreveport, LA.
Waples,  D.  W.  (1985):  Geochemistry  in petroleum  exploration, International Human Resources Development Corporation , Boston, p. 232. Yu,  W.  (2015):  A  comprehensive  model  for simulation  of  gas  transport  in  shale formation  with  complex  hydraulic fracture geometry, Society of Petroleum Engineers , Texas, USA.