Karakteristik Reservoir Hidrokarbon Silisiklastik: Studi Kasus Formasi Hugin, North Sea
Mahdani Mahardika Sastra 1 , Rian Cahya Rohmana 1 , Jehezkiel Nafael Makapuan 2 , Rezandy Purnomo Setyo 2 , Sally Ulianda Azalia 2
1,2 Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik & Teknologi, Universitas Tanri Abeng, Indonesia
1,2 Petrophysics TAU Research Group, Jakarta Selatan
1 mahdani@student.tau.ac.id , 1 rian@tau.ac.id , 2 rezandy.purnomo@student.tau.ac.id ,
2 sally.ulianda@student.tau.ac.id , 2 jehezkiel.nafael@student.tau.ac.id ,

## Abstrak
Studi berlokasi di Lapangan Volve, North Sea, khususnya pada Formasi Hugin yang merupakan salah  satu  formasi  dengan  litologi  batupasir  dari  Vestland  Group  yang  memiliki  prospek hidrokarbon. Tujuan penelitian ini adalah mencari zona potensial hidrokarbon dan mengetahui karakteristik reservoir hidrokarbon meliputi volume shale, porositas, permeabilitas, dan saturasi air. Penelitian ini menggunakan data well logging yang didukung oleh data mudlog dan sampel core.  Data  tersebut  digunakan  dalam  analisis  petrofisika  pada  sumur  PTRG,  Formasi  Hugin untuk  mengetahui  karakteristik  reservoir.  Data  mudlog  dan  sampel  core  digunakan  untuk memvalidasi  serta  mengoptimalkan  hasil  interpretasi  data  log  sumur.  Berdasarkan  hasil interpretasi,  ditemukan  3  zona  potensial  hidrokarbon.  Analisis  petrofisika  pada  setiap  zona potensial didapatkan nilai volume shale rata – rata berkisar antara 0.49% - 2.67%, nilai porositas efektif rata – rata sebesar antara 21.29% - 23.83%, nilai permeabilitas rata - rata berkisar antara 782.05 mD – 6967.15 mD. Klasifikasi nilai porositas efektif dan permeabilitas yang didapatkan adalah sangat baik. Perhitungan nilai saturasi air dilakukan untuk melihat kejenuhan fluida pada zona  potensial,  hasilnya  nilai  saturasi  air  rata  –  rata  berkisar  antara  7.39%  -  18.96%. Berdasarkan hasil penelitian, Formasi Hugin memiliki kandungan hidrokarbon yang potensial dan didukung oleh properti batuan reservoir yang sangat baik, sehingga kita dapat mengetahui karakter reservoir hidrokarbon silisiklastik yang ideal.
Kata Kunci : Formasi Hugin, Petrofisika, Well Log

## Abstract
This study is located in Volve Field, North Sea, specifically in the Hugin Formation which is one of the formations with sandstone lithology from the Vestland Group that has hydrocarbon prospects.  The  purpose  of  this  study  is  to  find  potential  hydrocarbon  zones  and  determine hydrocarbon  reservoir  characteristics  including  shale  volume,  porosity,  permeability,  and water saturation. This research uses well logging data and is supported by mud log data and core samples. The data is used to conduct petrophysical analysis on the PTRG well, Hugin Formation to determine the characteristics of the reservoir. Mudlog and sample core data were used  to  validate  and  optimize  the  results  of  well  log  data  interpretation.  The  results  of  the interpretation showed 3 potential hydrocarbon zones. Petrophysical analysis in each potential zone  obtained  average  clay  volume  values  ranging  from  0.49%  -  2.67%,  average  effective porosity values between 21.29% - 23.83%, average permeability values ranging from 782.05 mD – 6967.15 mD. The classification of effective porosity and permeability values obtained is very good. Calculation of water saturation value is carried out to see the saturation of fluid in the  potential  zone,  the  results  showed  that  the  average  water  saturation  value  ranged  from 7.39%  -  18.96%.  Based  on  the  results  of  the  study,  the  Hugin  Formation  has  potential hydrocarbon deposits and is supported by excellent reservoir rock properties, so that we can identify the ideal siliciclastic hydrocarbon reservoir character.
Keywords : Hugin Formation, Petrophysics, Well Log

## Article History:
Received 09 Feb 2023 Revised 01 Mar 2023 Accepted 26 Mei 2023 Available online 26 Mei 2023

## 1. Pendahuluan
Pesatnya  perkembangan  teknologi  seiring  dengan  meningkatnya  kebutuhan  akan  cadangan hidrokarbon (minyak dan gas) menuntut untuk terus melakukan eksplorasi dan eksploitasi di berbagai wilayah di dunia. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan karakteristik parameter petrofisika pada reservoir silisiklastik  sehingga  dapat  menghasilkan  zona  potensial  pada  formasi  penelitian  dengan menggunakan metode analisis deterministik petrofisika.
Lapangan Volve (Gambar 1) sebagai lokasi penelitian, terletak di blok 15/9 selatan Laut Utara Norwegia,  lapangan  ini  berfokus  pada  Formasi  Hugin  sebagai  interval  objek reservoir penelitian dimana  hidrokarbon  diproduksi  (Vollset  &  Dore,  1984;  Otoo  &  Hodgetts,  2021).  Lapangan  Volve pada  Sumur  15/9-19,  pada  struktur Theta  Vest ( Vestland  Group )  terbukti  mengandung  minyak  di Formasi  Hugin  pada  lingkungan  pengendapan shallow  marine dengan  ciri  khas  litologi reservoir batupasir ( sandstone ) (Statoil, 1998). Struktur Theta Vest berbentuk kubah untuk menjebak minyak. Struktur tersebut memiliki titik tumpahan yang terdefinisi dengan baik di sebelah timur dan merupakan kasus dasar yang diyakini terisi hingga ke titik ini. Namun, beberapa patahan yang memotong puncak struktur dapat menutup akumulasi hidrokarbon agar tidak tumpah ke arah timur (Hardanto et al, 2021). Lapangan Volve adalah lapangan minyak kecil dengan struktur berbentuk kubah ( dome-shaped ) yang dibentuk oleh runtuhnya salt ridges selama periode Jurassic (Szydlik et al, 2007).
Gambar 1. Lokasi map lapangan Volve yang menunjukkan lapangan minyak dan gas 15/9, Norwegian North Sea (Ravasi et.al, 2015)
Lapangan  Volve  berada  di  lingkungan shallow  marine (kedalaman  air  sekitar  80  m)  dengan struktur geologi yang sangat kompleks dan memiliki potensi cadangan reservoir berupa hidrokarbon (minyak dan gas) yang ditemukan pada tahun 1993. Lapangan Volve terletak dibagian tengah North Sea ( Norwegian continental shelf ) pertama kali melakukan pengeboran pada tahun 2007 dan mulai berproduksi pada Februari 2008 selama 3-5 tahun, namun pada September 2016 Lapangan Volve telah ditutup setelah beroperasi selama 8 tahun (Sen & Ganguli, 2019).
Norwegian  North  Sea memiliki  aktivitas  tektonik  yang  kompleks  baik  dari  kompresional maupun ekstensional sehingga dapat mempengaruhi cekungan (Ziegler, 1990). Kerangka struktural dasar North Sea sebagian besar merupakan hasil dari retakan ( rifting ) pada skala umur geologi Upper Jurassic / Lower Cretaceous dan sebagian dikendalikan oleh elemen struktural yang lebih tua. Formasi Hugin ditemukan di Southern Viking Graben di bagian barat laut Dataran Tinggi Sørvestlandet, di mana ia menutupi formasi Sleipner yang mengandung batu bara delta. Distribusi ketebalan Formasi Hugin sebagian dikendalikan oleh salt tectonics , umumnya ketebalannya mengecil ke arah timur dan utara. Rata – rata porositas dan permeabilitas yang dilaporkan berkisar antara 16 – 20% dan 0.1 – 4000 mD (Halland et al, 2014).
Berdasarkan litostratigrafi area Norwegian North Sea memiliki beberapa cekungan dan struktur diantaranya Central North Sea , Norwegian Danish Basin , Southern Viking Graben , Tampen Spur , dan Horda  Platform .  Berdasarkan  data  litostratigrafinya  terdapat  beberapa  grup  penyusun  antara  lain Nordland Group , Hordaland Group , Rogaland Group , Shetland Group , Kromer Knoll Group , Viking Group , Vestland Group , dan Hegre Group (Statoil, 1998) (Gambar 2).
Gambar 2. Stratigrafi regional lapangan volve (Folkested & Satur, 2008 ).
Formasi Hugin pada periode Middle Jurassic telah menjadi subyek upaya eksplorasi di South Viking  Graben , North  Sea bagian  utara,  sejak  tahun  1960-an  (Kieft  et  al.,  2010).  Formasi  Hugin merupakan bagian dari Vestland Group , dan terdiri dari endapan laut-dangkal ( shallow marine ) dan laut-marginal  ( marginal  marine )  yang  bersinggungan  dengan  endapan  kontinental  dari  Formasi Sleipner di bawahnya dan serpih laut lepas pantai dari Formasi Heather di atasnya (Vollset & Dore 1984; Partington et al, 1993).
Pada  bagian Vestland  Group baik  Formasi  Hugin  maupun  Formasi  Sleipner  hadir  dengan ketebalan total sekitar 153 m, dimana Formasi Hugin menjadi formasi yang sangat signifikan dengan membentuk ketebalan sekitar 111 m. Formasi Hugin mengandung hidrokarbon dan terbukti sekitar 4 kali lebih tebal dari yang diperkirakan daripada Formasi Sleipner. Formasi Hugin yang menjadi objek penelitian memiliki interval kedalaman yakni pada 3796.5 – 3919.6 meter dibawah permukaan tanah (Statoil, 1998).
Pada area North Sea terdapat beberapa formasi di South Viking Graben yang dengan potensi batuan  induk. Secara  umum,  batuan  induk  dapat  didefinisikan  sebagai  sedimen  yang  mampu menghasilkan minyak atau gas secara signifikan (Cornford, 1998), berikut diantaranya yaitu:
• Formasi  Sleipner  dan  Formasi  Hugin  Jurasik  Tengah  ( Middle  Jurassic ):  batubara  lokal, formasi ini memiliki TOC sangat tinggi dan rentan terhadap gas dan minyak volatile .
• Formasi Heather ( middle - upper jurassic ): facies organik yang memiliki kerogen tipe II, III dan IV dan memiliki TOC rata - rata 2 - 4 % (Thomas et al, 1985).
• Formasi Draupne Jurasik atas - Crustaceous atas dan bawah: dianggap batuan induk terbaik di North Sea yang memiliki TOC sebesar 5 - 12%, dan memiliki campuran kerogen tipe II dan III.
Batuan reservoir ( reservoir  rock )  yang  menjadi  formasi  utama  di  wilayah North  Sea yaitu Formasi Sandnes dan Bryne yang telah menjadi target eksplorasi utama dibagian timur, sedangkan di bagian barat terdapat Fornasi Hugin dan Sleipner yang menjadi target. Lingkungan pengendapannya adalah endapan fluvial , deltaic , dan shallow marine . Pada batuan penutup ( cap rock ) Kimmeridge clay Formasi Draupne dan Formasi Tau merupakan cap rock umum di sebagian besar Central North Sea (Hansen et al, 2020). Shale pada Formasi Draupne juga diyakini memiliki sifat capillary sealing yang kuat karena memiliki pori yang kecil. Cap rock lain adalah termasuk Formasi Asgard yang berlokasi di Utsira High , dan Claystones Formasi Smith Bank di Cekungan Norwegian - Danish dan shales cenozoic di Central Graben . Selain itu migrasi minyak bumi terjadi pada bagian tengah North Sea yang  dikaitkan  dengan  penurunan  Formasi  Draupne  setelah  sistem  retakan  ( rift )  yang  gagal. Hidrokarbon  dari Viking  Graben bermigrasi  sepanjang  jalur  ke  tepi  ( Utsira  High ).  Proses  migrasi hidrokarbon bergerak dari Formasi Draupne di Graben ke Formasi middle jurassic Hugin dan Sleipner (Isaksen et al, 2002; Kaspersen, 2016).

## 2. Bahan dan Metode
Penelitian  ini  melakukan  pengolahan  analisis  petrofisika  berbasis  ( Interactive  Petrophysics Software )  metode  kuantitatif  dan  kualitatif  dalam  menentukan  zona  prospek reservoir hidrokarbon dengan  karakterisasi  sifat  fisik  batuan  pada  formasi.  Metode  analisis  kuantitatif  dan  kualitatif digunakan untuk mengetahui zona potensial reservoir dan karakterisasi sifat fisik batuan pada formasi. Metode kualitatif digunakan untuk melakukan observasi dalam menginterpretasikan data petrofisika berdasarkan respon log yang didapatkan oleh formasi reservoir dengan validasi data pendukung yaitu data core dan mud log yang digunakan sebagai referensi untuk memvalidasi dan atau mengoptimalkan data  batuan.  Hasil  interpretasi  analisis  kualitatif  pada  data  log  sumur  atau  petrofisika  merupakan sebagai  dasar  untuk  menentukan  litologi  formasi,  akumulasi  atau  estimasi  hidrokarbon  pada  zona potensi reservoir dan sebagai penentuan jenis fluida pengisi yang terdapat pada reservoir tersebut. Sedangkan  untuk  metode  kuantitatif  digunakan  untuk  mengetahui  kapasitas  hidrokarbon  dalam melakukan  estimasi  atau  perhitungan  parameter  petrofisika.  Analisis  parameter  petrofisika  yang diperhitungkan antara lain yaitu volume shale , porositas, permeabilitas, dan saturasi air. Metode perhitungan petrofisika yang digunakan dalam menentukan volume shale pada batuan reservoir menggunakan  log  gamma  ray  sebagai  indikator  utama  dalam  analisis  data well  log , sedangkan untuk melakukan perhitungan porositas dan saturasi air digunakan model porositas Neutron –  Density dengan  persamaan  Archie,  serta  dalam  metode  analisis  perhitungan  permeabilitas  pada penelitian ini digunakan persamaan Morris Biggs Oil.
Penelitian  ini  menggunakan  metode  analisis  petrofisika  ( deterministic ),  kemudian  data  yang digunakan adalah data log sumur, mudlog dan data core . Kelengkapan data – data dapat dilihat pada tabel 1.
Tabel 1. Kelengkapan data atau bahan penelitian
No Data Availability UNIT 1 Caliper √ INCH 2 Gamma Ray √ API 3 Shallow Depth Resistivity √ Ohm.m 4 Medium Depth Resistivity √ Ohm.m 5 Deep Depth Resistivity √ Ohm.m 6 Density (ZDEN) √ G/C3 7 Neutron (CNC) √ dec 8 Sonic (DT) √ US/F 9 PEF √ BARN 10 Mud Log √ - 11 Core Analysis √ -
Berdasarkan  jenis  dan  kegunaannya  alat  log  dapat  dikategorikan  menjadi  beberapa  macam seperti  log  akustik  (log  sonik),  log  listrik  (log  resisvitas  dan  log spontaneous  potential ),  dan  log radioaktif (log gamma ray, log densitas dan log neutron). Log akustik merupakan log yang digunakan untuk menentukan porositas, litologi, serta rekahan, log ini sangat efektif untuk mendeteksi adanya zona gas. Kemudian adapula log listrik yang digunakan untuk mengidentifikasi lapisan permeable atau impermeable , keunggulan log ini dapat menentukan zona yang berisi minyak (fluida). Selanjutnya ada log radioaktif yaitu log yang digunakan untuk mengetahui litologi dan atau mineral – mineral yang terkandung  dalam  formasi  batuan  (George  &  Charles,  1982).  Diagram  alir  pada  penelitian  ini ditunjukkan pada gambar 3.
Gambar 3. Diagram alir penelitian

## 3. Hasil dan Pembahasan

## 3.1. Analisis Petrofisika
Analisis  petrofisika  merupakan  salah  satu  bagian  dari  proses  yang  penting  dilakukan  guna mengetahui  karakteristik  sifat  fisik  batuan  dan  fluida  untuk  menentukan  zona  potensi  formasi hidrokarbon. Hasil analisis petrofisika berguna untuk mendapatkan atau mengetahui jenis litologi, nilai porositas, permeabilitas, volume shale , saturasi air dan zona potensi reservoir hidrokarbon.
1. Volume Shale (Vsh)
Perhitungan volume shale pada penelitian ini ditentukan dari nilai rata – rata ketiga zona pada setiap  kedalaman  pada  formasi  yang  diteliti.  Hal  pertama  yang  dilakukan  untuk  menentukan  nilai volume  shale adalah  mengatur  nilai  gamma  ray  maksimum  sebesar  33  API  dan  nilai  gamma  ray minimum yaitu 130 API pada Formasi Hugin yang diteliti. Hasil dari keseluruhan volume shale pada masing – masing zona potensial dapat dilihat pada gambar 4. Secara rinci dari keseluruhan Formasi Hugin pada Sumur PTRG dengan ke-3 zona potensial formasi memiliki nilai rata – rata volume shale yang bervariatif diantaranya pada zona MS-1 memiliki nilai volume shale rata – rata sebesar 0.86% dengan ketebalan sekitar 32.31 m, sedangkan pada zona MS-2 memiliki nilai rata – rata volume shale yang  sangat  rendah  dibandingkan  dengan  zona  potensi  lainnya  yaitu  hanya  sekitar  0.49%  dengan ketebalan zona sebesar 19.20 m, dan pada zona MS-3 yaitu memiliki nilai rata – rata volume shale sebanyak 2.67% dengan ketebalan zona potensi sebesar 41.30 meter (m) (Tabel 2).
Gambar 4. Hasil Perhitungan volume shale zona potensial dalam bentuk grafik pada Formasi Hugin, Sumur PTRG: (a) zona MS-1, (b) zona MS-2, (c) zona MS-3
Tabel 2. Hasil perhitungan volume shale (Vsh) pada masing-masing zona potensial pada sumur PTRG Formasi
Hugin, Lapangan Volve

## FORMASI HUGIN
Sumur Zona Ketebalan (Meter) Rata – rata Vsh (%) PTRG MS-1 32.31 0.86 MS-2 19.2 0.49 MS-3 41.3 2.67

## 2. Porositas (Φ)
Penentuan dalam melakukan perhitungan porositas pada penelitian ini menggunakan data log yang divalidasi dengan data core sebagai acuan untuk mengoptimalkan hasil perhitungan porositas. Perbandingan antara data log dengan data core diambil pada beberapa titik sampel kedalaman dari zona potensi hidrokarbon. Hasil dari kecocokan antara data log dengan data core di beberapa titik kedalaman menunjukkan adanya kemiripan diantara data tersebut (Tabel. 3).
Tabel 3. Validasi nilai porositas antara data core dengan data log pada beberapa titik kedalaman formasi
FORMASI HUGIN Depth (M) Por., Core (%) Por., Log (%) 3837 0.17 0.169 3844 0.243 0.244 3858.9 0.203 0.204 3869.3 0.25 0.252 3917 0.24 0.241
Pada perhitungan ini porositas efektif digunakan untuk menentukan nilai rata – rata dari setiap zona  potensi  formasi.  Perhitungan  porositas  pada  ketiga  zona  potensial  secara  sederhana  disajikan dalam bentuk grafik atau gambar 5. Pada sumur PTRG dengan zona MS-1 memiliki nilai rata – rata porositas efektif sebesar 21.44%, zona MS-2 memiliki nilai rata – rata porositas yang paling besar diantara ketiga zona potensi yaitu sebesar 23.83% dengan kategori sangat baik, dan pada zona MS-3 memiliki  nilai  rata  –  rata  porositas  sebesar  21.29%  dengan  klasifikasi  sangat  baik  (Tabel.  4) (Koesoemadinata, 1980).
Gambar 5. Hasil perhitungan porositas zona potensial dalam bentuk grafik Formasi Hugin, sumur PTRG: (a) zona MS-1, (b) zona MS-2, (c) zona MS-3
Tabel 4. Klasifikasi porositas pada masing-masing zona potensial pada sumur PTRG Formasi Hugin,
Lapangan Volve

## FORMASI HUGIN
Sumur Zona Ketebalan (Meter) Rata-rata PHIT (%) Rata-rata PHIE (%) Klasifikasi Koesoemadinata (1980) PTRG MS-1 32.31 21.61 21.44 Sangat Baik MS-2 19.2 23.93 23.83 Sangat Baik MS-3 41.3 21.85 21.29 Sangat Baik 3. Permeabilitas
Hasil perhitungan permeabilitas pada penelitian ini menggunakan data core sebagai bahan acuan untuk  memvalidasi  atau  mengoptimalkan  data  log  sumur  yang  divalidasi  dengan  data core .  Hasil Perbandingan antara data log dengan data core pada beberapa titik sampel kedalaman menunjukkan adanya kecocokan pada data tersebut (Tabel. 5).
Tabel 5. Validasi nilai permeabilitas antara data core dengan data log pada beberapa titik kedalaman formasi
FORMASI HUGIN Depth (M) Perm., Core (mD) Perm., Log (mD) 3840 152 147 3862 3660 3896 3873.2 3480 3400 3886.5 402 398 3887.3 199 193
Perhitungan permeabilitas penelitian ini menggunakan persamaan Morris Biggs Oil, sehingga didapatkan permeabilitas rata - rata dari masing – masing zona potensi reservoir di Formasi Hugin tersebut. Satuan permeabilitas disimbolkan dengan milidarcy (md). Hasil perhitungan permeabilitas dari setiap zona potensial formasi dilampirkan pada gambar 6. Sumur PTRG pada zona potensi MS-1 memiliki nilai rata – rata permeabilitas yaitu sebesar 1874.99 mD, sedangkan zona MS-2 memiliki nilai rata – rata yang sangat baik diantara ketiga zona potensi tersebut yaitu sebesar 6967.15 mD, dan zona MS-3 memiliki nilai rata – rata permeabilitas sebesar 782.05 mD (Tabel. 6).
Gambar 6. Hasil perhitungan permeabilitas zona potensial dalam bentuk grafik Formasi Hugin, sumur PTRG:
(a) zona MS-1, (b) zona MS-2, (c) zona MS-3
Tabel 6. Klasifikasi permeabilitas pada masing-masing zona potensial pada sumur PTRG Formasi Hugin,
Lapangan Volve FORMASI HUGIN Sumur Zona Ketebalan (Meter) Permeabilitas rata-rata (Milidarcy) Klasifikasi Koesoemadinata (1980) PTRG MS-1 32.31 1874.99 Sangat Baik MS-2 19.2 6967.15 Sangat Baik MS-3 41.3 782.05 Sangat Baik

## 4. Saturasi Air
Demikian dalam menentukan hasil nilai saturasi air pada penelitian ini yang menggunakan data core sebagai  bukti  dalam  menghasilkan  nilai  perhitungan  saturasi  air  yang  optimal  dan  relevan terhadap sifat petrofisika batuan. Hasil dari data log yang di validasi dengan data core pada beberapa titik sampel kedalaman menunjukkan adanya kecocokan diantara kedua data tersebut (Tabel. 7).
Tabel 7. Validasi nilai saturasi air antara data core dengan data log pada beberapa titik kedalaman formasi
FORMASI HUGIN Depth (M) SW., Core (%) SW., Log (%) 3844 0.233 0.246 3857.9 0.17 0.167 3871.9 0.045 0.0465 3901 0.15 0.152 3904.9 0.206 0.21
Metode analisis perhitungan saturasi air pada penelitian ini menggunakan model Archie karena dapat  diketahui  dari  nilai  gamma  ray  log  dan  data  core  yang  membuktikan  bahwa  Formasi  Hugin merupakan formasi dengan litologi batupasir ( sandstone ). Beberapa parameter yang digunakan untuk menentukan nilai saturasi air diantaranya volume shale (Vsh), porositas efektif (Φeff), resistivitas air (rw), dan true resistivity (Rt) yang telah dihitung sebelumnya. Perhitungan saturasi air pada ketiga zona potensi reservoir hidrokarbon secara sederhana disajikan dalam bentuk grafik pada gambar 7. Pada Sumur PTRG zona MS-1 diketahui memiliki nilai rata – rata saturasi air (sw) sebesar 17.62%, zona MS-2 memiliki nilai rata – rata saturasi air terendah yaitu sebesar 7.39% dan zona MS-3 dengan nilai  rata  –  rata  saturasi  tertinggi  yaitu  18.96%.  Hasil  perhitungan  saturasi  air  pada  sumur  PTRG, Formasi Hugin dilampirkan dalam bentuk tabel (Tabel. 8).
Gambar 7. Hasil perhitungan saturasi air zona potensial dalam bentuk grafik Formasi Hugin, sumur PTRG: (a) zona MS-1, (b) zona MS-2, (c) zona MS-3
Tabel 8. Hasil perhitungan saturasi air pada masing-masing zona potensial pada sumur PTRG Formasi Hugin,
Lapangan Volve FORMASI HUGIN Sumur Zona Ketebalan (Meter) Rata-rata SW (%) PTRG MS-1 32.31 17.62 MS-2 19.2 7.39 MS-3 41.3 18.96

## 3.2. Penentuan Zona Potensial
Penentuan  zona  potensial  hidrokarbon  pada  sumur  PTRG,  Formasi  Hugin  ditentukan berdasarkan data well log dan data pendukung lain seperti data mud log (gas kromatografi) dan sampel core. Berdasarkan respon log yang diterima oleh formasi dapat diketahui beberapa parameter sifat fisik dan fluida batuan (petrofisika) pada formasi yang akan diteliti. Adapun data core dan mud log yang
digunakan  untuk  mengetahui  atau  membuktikan  zona  potensial  dengan  melihat  litologi,  jejak hidrokarbon (trace oil) dan keberadaan gas C1 – C5 pada data gas kromatografi (mud log).
Pada sumur PTRG diketahui memiliki 3 zona potensi reservoir yang disusun oleh litologi umum batupasir dengan sedikit batulanau dan batulempung. Beberapa Zona potensi reservoir yang terdapat pada sumur PTRG, Formasi Hugin, dapat dibuktikan dengan melihat pada data resistivitas (Tabel 9) yang memiliki nilai rata – rata bervariatif pada ketiga zona potensi reservoir yaitu berkisar antara 326.4 –  955.5  ohm.m.  Ketebalan  total  dari  ketiga  lapisan  zona  potensial reservoir pada  sumur  PTRG, Formasi Hugin adalah 92.81 meter. Secara sederhana keseluruhan zona potensi reservoir hidrokarbon dilampirkan dalam bentuk grafik pada gambar 8.
Tabel 9. Zona potensi reservoir hidrokarbon berdasarkan data kedalaman, log resistivitas dan deskripsi batuan (mud log) MS-1, MS-2, MS-3 pada Formasi Hugin, sumur PTRG Zona Kedalaman, ft Resistivitas, ohm.m Deskripsi MS - 1 3821.4 - 3853.7 448.6 Sandstone, Siltstone, serta kehadiran gas C1 - C5 MS - 2 3856.6 - 3875.8 955.5 Sandstone, berkisar sangat halus - kasar, serta kehadiran gas C1 - C5 MS - 3 3877.2 - 3918.5 326.4 Sandstone, Siltstone, berkisar sangat halus - kasar, serta kehadiran gas C1 - C5
Gambar 8. Zona potensial dalam bentuk grafik Formasi Hugin, sumur PTRG: (a) zona MS-1, (b) zona MS-2, (c) zona MS-3

## 4. Kesimpulan
Berdasarkan hasil analisis kualitatif dan kuantitatif, ditemukan 3 zona potensial hidrokarbon pada Lapangan Volve, Formasi Hugin, Sumur PTRG. Zona potensial reservoir tersebut adalah zona MS-1, MS-2, dan MS-3.
Analisis petrofisika pada setiap zona potensial menghasilkan nilai volume shale rata – rata pada setiap  zona  potensi reservoir yaitu  pada  zona  MS-1  0.86%,  MS-2  0.49%,  dan  MS-3  2.67%,  nilai porositas  efektif  rata  –  rata  pada  zona  MS-1  21.44%,  MS-2  23.83%  dan  MS-3  21.29%,  nilai permeabilitas rata - rata pada zona MS-1 1874.99 mD, MS-2 6967.15 mD dan MS-3 782.05 mD, nilai saturasi  air  rata  –  rata  pada  zona  MS-1  17.62%,  MS-2  7.39%  dan  MS-3  18.96%.  Klasifikasi  nilai porositas efektif dan klasifikasi nilai permeabilitas yang didapatkan adalah sangat baik.
Berdasarkan hasil penelitian, Formasi Hugin memiliki kandungan hidrokarbon yang potensial dengan ketebalan yang cukup besar yaitu sebesar 92.81 meter dan didukung dengan properti batuan reservoir yang sangat baik.

## Daftar Pustaka
Cornford, C. (1998). Source Rocks and Hydrocarbons of the North Sea. Norway: Petroleum Geology of the North Sea, Blackwell Science Ltd, 376–462. doi:10.1002/9781444313413.ch11
Final Report. (1998). PL 046 Well 15/9-19A. Norway: Statoil.
Folkestad, A. & Satur, N. (2008). Depositional model and sedimentary portioning of the Middle Jurassic Hugin Formation, Southern Viking Graben, North Sea. Norway: Sedimentary Geology, Elsevier, 207, 1–21. DOI:10.1016/j.sedgeo.2008.03.006
George, A., & Charles, G. (1982). Basic Well Log Analysis For Geologist. Tulsa, Oklahoma, USA: The America Associoation of petroleum Geologist.
Hardanto L.T, Mirzam, A., Dwiharso, N. (2021). Exploring Reservoir within Hugin Formation in Theta Vest  Structure  using  4-D  Seismic  and  Machine  Learning  Approach.  Bandung:  Institute  of Physics. doi:10.1088/1755-1315/873/1/012042.
Hansen, J.A., Nazmul, H.M., Jens J., & Filippos, T. (2020). Reservoir Assesment of Middle Jurassic Sandstone-Dominated Formations in The Egersund Basin and Ling Depression, Eastern Central North  Sea.  Oslo,  Norway:  Elsevier,  Marine  and  Petroleum  Geology  529-543. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2019.08.044.
Halland  K.  Eva,  J.  Mujezinovic,  F.  Riis.  (2014).  CO2  Storage  Atlas  Norwegian  Continental  Shelf. Norway: Norwegian Petroleum Directorate 29-73.
Isaksen, G.H., R. Patience, G. van Graas, & A. I. Jenssen. (2002). Hydrocarbon system analysis in a rift basin with mixed marine and nonmarine source rocks: The South Viking Graben, North Sea. Norway: AAPG Bulletin, v. 86, no. 4, pp. 557–591.
Kieft, R. L., C. A.-L. Jackson, G. J. Hampson, And E. Larsen. (2015). Sedimentology and sequence stratigraphy  of  the  Hugin  Formation,  Quadrant  15,  Norwegian  sector,  South  Viking  Graben. London: Geological Society of London. DOI: 10.1144/0070157.
Kaspersen,  H.  M.  (2016).  Reservoir  Characterization  of  Jurassic  Sandstones  of  the  Johan  Sverdrup Field, Central North Sea. Norway: Department of Geosciences, University of Oslo.
Koesomadinata, R. P. (1980). Geologi Minyak Dan Gas Bumi (Edisi Kedua Jilid 1). Bandung: Institut Teknologi Bandung.
Otoo,  D.,  &  David,  H.  (2021).  Porosity  and  permeability  prediction  through  forward  stratigraphic simulations  using  GPM™  and  Petrel™:  application  in  shallow  marine  depositional  settings. Manchester: Geoscientific Model Development. https://doi.org/10.5194/gmd-14-2075-2021.
Partington,  M.  A.,  Copestake,  P.,  Mitchener,  B.  C.  &  Underhill,  J.  R.  (1993).  Biostratigraphic calibration of genetic stratigraphic sequences of the Jurassic-lowermost Cretaceous (Hettangian to Ryazanian) of the North Sea and adjacent areas. In: Parker, J. R. (ed.) Petroleum Geology of Northwest Europe: Proceedings of the 4th Conference. Geological Society, London, 347–370; doi: 10.1144/0040347.
Ravasi, M., Ivan, V., Andrew, C., & Alexander, K. (2015). Vector-acoustic reverse time migration of Volve ocean-bottom cable data set without up/down decomposed wavefields, UK, University of Edinburg: Society of Exploration Geophysics, VOL. 80, NO. 4. P. S137–S150.
Sen, Souvik & Shib, S.G. (2019). Estimation of Pore Pressure and Fracture Gradient in Volve Field, Norwegian North Sea. Norway: Society of Petroleum Engineers. https://doi.org/10.2118/194578- MS.
Szydlik,  T.,  Smith,  P.,  Way,  S.,  Aamodt,  L.  and  Friedrich,  C.,  (2007).  3D  PP/PS  prestack  depth migration on the Volve field. First Break 25:43–47.
Thomas, B. M., Moeller, P. P., Whitaker, M. F. and Shaw, N. D. (1985) Organic facies and hydrocarbon distribution in the Norwegian North Sea (Eds B. M. Thomas et al.). q. v, 3-26.
Vollset, J., & A.G. Dore. (1984). A Revised Trianssic and Jurassic Lithostratigraphic Nomenclature for the Norwegian North Sea. Norway. NPD – BULLETIN NO 3, Oljedirektoratet, 3, 53. Norwegian Petroleum Directorate.
Ziegler, P.A. (1990). Geological Atlas of Western and central Europe. Amsterdam: Shell International Petroleum Maatschappij, Elsevier, Den Haag, Netherlands.

## Ucapan Terima Kasih
Ucapan terima kasih kepada pihak Universitas Tanri Abeng dan Petrophysics TAU Research Group (PTRG) yang telah membantu serta membimbing hingga terselesaikannya penelitian ini .