p–ISSN: 2723 - 6609  e-ISSN : 2745-5254 Vol. 3, No. 7 Juli 2022 http://jist.publikasiindonesia.id

## UJI  LABORATORIUM  SAMPEL  CORE  PLUG  UNTUK  MENENTUKAN POROSITAS, PERMEABILITAS, DAN SATURASI MINYAK  PADA RESERVOIR BATUGAMPING
Arief Rahman 1* , Rani Rahmawati 2
Akamigas Balongan Indramayu, Jawa Barat, Indonesia 1, 2
Email:  arief11rahman@gmail.com 1* , raaniraahmawati2@gmail.com 2

## *Correspondence : Arief Rahman
INFO ARTIKEL ABSTRAK Diterima  : 07-07-2022 Direvisi : 20-07-2022 Disetujui  : 25-07-2022
Porosita s,  permea bilita s,  da n  sa tura si fluida  (ga s, minya k, a ir)  a da la h tiga   sifa t  fisik  penting  pa da   ba tua n  khususnya   pa da   reservoir  miga s (minya k  da n  ga s)  ya ng  dila kuka n  pa da   a na lisis  ba tua n  inti  ( core ). Tujua n  da ri  penelitia n  ini  ya itu  mengeta hui  hubunga n  porosita s, permea bilita s, da n sa tura si minya k pa da  ba tuga mping ( limestone ) da ri sampel core plug horizontal terha da p sampel core plug vertika l, untuk dihubungka n  denga n  seba ra nnya   seca ra   vertika l  da n  horizonta l (la tera l).  Metode  penelitia n  ya ng  diguna ka n  a da la h  Uji  La b  ya ng dila kuka n  di Laborarotium  Routine  Core  Analysis (RCAL)  di PPPTMBG  “Lemigas”  Jakarta,  dan  analisis  grafik  dari  hasil pengukura n  tersebut.  Sa mpel  core  plug  ya ng diguna ka n sejumla h 21 (dua puluh sa tu) ya ng dia mbil seca ra  horizonta l da n 10 dia mbil seca ra vertika l, ya ng suda h dila kuka n deskripsi, da ri sa mpel conventional core da ri  reservoir  ba tuga mping.  Ha sil  penelitia nnya   ya itu  nila i  porosita s sa mpel vertika l da n horizonta l da ri ba tuga mping ini memiliki tren ya n g tida k bisa  dibeda ka n, seda ngka n ba tuga mping ta npa chalky memiliki tren  sema kin  da la m,  ma ka   porosita s  sema kin  besa r,  seda ngka n porosita s  denga n chalky memiliki tren  scatter (menyeba r),  ha l  ini menunjukka n  porosita s  ba tuga mping  lebih  dipenga ruhi  kondisi litologinya  a ta u terga ntung fa sies da n sa a t dia genesa , buka n terga ntun g denga n keda la mannya (seperti ha lnya  ba tupasir). Nila i  sa tura si miny a k pa da   sa mpel  vertika l  da n  horizonta l  memiliki  seba ra n  ya ng  da pa t dika ta ka n  tida k  menunjukka n  tren  tertentu  a ta u scatter .  Hubunga n porosita s  da n  permea bilita s  a da la h  berba nding  lurus  seca ra eksponensia l,  tida k  terpenga ruh  keda la ma n  da n  penga mbila n  posisi sa mpel core vertika l a ta u horizonta l. Nila i porosita s da n permea bilita s ba tuga mping  denga n  keha dira n chalky lebih  domina n  signifika n meningka tka n nila i porosita s da n permea bilita s diba nding denga n ta npa keha dira n chalky .

## ABSTRACT
Porosity, permeability, and fluid saturation (gas, oil, water) are three important  physical  properties  of  rocks,  especially  in  oil  and  gas reservoirs  (oil  and  gas)  which  are  carried  out in core rock analysis. The  purpose  of  this  study  is  to  determine  the  relationship  between porosity, permeability, and oil saturation in limestone (limestone) f ro m a  horizontal  plug  core  sample  to  a  vertical  core  plug  sample,  to be associated with its distribution vertically and horizontally (laterally). The research method used is a Lab Test conducted at the Routine Core Analysis  (RCAL)  Laboratory  at  PPTMBG  "Lemigas"  Jakarta,  and graphical analysis of the measurement results. The core plug samples used were 21 (twenty one) which were taken horizontally and 10 were taken  vertically,  which  has  been  described,  from  conventional  core samples from limestone reservoirs. The results of his research are that
Kata  kunci : chalky ;  porosita s; permea bilita s; sa tura si
Keywords: chalky; porosity; permeability; saturation the porosity values of the vertical and horizontal samples of limestone have an indistinguishable trend, while limestones without chalky have a deeper trend, the porosity is greater, while porosity with chalky has a scatter  trend,  this  indicates  that  the porosity of limestones is higher. influenced by lithological conditions or depending on the facies and the time  of  diagenesis,  not  depending  on  the  depth  (as  in  the  case  of sandstone).  The value of oil saturation in the vertical and horizontal samples has a distribution that can be said to not show a certain trend or  scatter.  The  relationship  between  porosity  and  permeability  is exponentially  proportional,  regardless  of  depth  and  vertical  or horizontal  core  sampling  position.  The  value  of  porosity  and permeability of limestone with the presence of chalky is more dominant, significantly  increasing  the  value  of  porosity  and  permeability compared to that without the presence of chalky.
Artikel  denga n a kses terbuka  diba wa h lisensi CC BY SA  2022

## Pendahuluan
Porositas,  permeabilitas,  dan  saturasi  fluida  (gas,  minyak,  air)  adalah  tiga  sifat fisik  penting  pada  batuan  khususnya  pada  reservoir  migas  (minyak  dan  gas)  yang dilakukan  pada  analisis  batuan  inti  ( core ).  Porositas  dan  saturasi  fluida  adalah  dua paramater  penting  untuk  menentukan  jumlah  volume  cadangan  ( reserves )  migas ( Harisun ,  2016).  Semakin  besar  nilai  porositas  batuan  dan  saturasi  fluida  minyak  atau gasnya,  maka  semakin  besar  pula  cadangan  migasnya.  Sedangkan  permeabilitas menentukan  jumlah  cadangan  migas  yang  dapat  diambil.  Semakin  besar  nilai permeabilitas  maka  jumlah  cadangan  migas  yang  dapat  diambil  dari  suatu  batuan reservoir  tersebut juga semakin besar.
Berdasarkan  ( Panennungi  &  Pertiwi ,  2018)  porositas  (ø)  yaitu  perbandingan volume  rongga  pori  (PV)  terhadap  volume  total seluruh batuan (BV). Satuan porositas dinyatakan  dalam  desimal  0-1  (tanpa  satuan)  atau  persen  (%).  Porositas  suatu  batuan dapat diperoleh dari analisis batuan inti atau core (uji laboratorium), logging sumur atau well logging , dan uji sumur atau well testing ( Yu & Menouar , 2015).
Berdasarkan  uji  laboratorium menggunakan sampel batuan inti ( core ), PV ( Pore Volume )  tidak  langsung  diketahui,  namun  diperoleh  dari  BV  ( Bulk  Volume ) dikurangi GV  ( Grain  Volume )  yang  diukur  terlebih  dahulu.  Sehingga  rumus  untuk  porositas dituliskan berikut ini:
Porositas (ø) = ((BV – GV)/BV) * 100%, dimana BV – GV = PV, maka Porositas (ø) = (PV / BV) * 100%
Klasifikasi nilai porositas dalam persen (%) berdasarkan Koesoemadinata (1980: 81),  yaitu  0-5% (dapat diabaikan/ negligible ), 5-10% (buruk/ poor ), 10-15% (cukup/ fair ), 15-20% (baik/ good ), 20-25% (sangat baik/ very good ), dan diatas 25%
(istimewa/ excellent ).
Dirangkum  dari  ( Rukmana,  Kristanto,  &  Cahyoko  Aji ,  2012)  permeabilitas batuan  (k)  adalah  kemampuan  suatu  batuan  porous  untuk  mengalirkan  fluida,  dengan satuan Darcy (D)  atau milidarcy (mD).  Definisi  batuan  mempunyai  permeabilitas  1 Darcy menurut  hasil  berdasarkan  percobaan  ( Darcy ,  1856)  yaitu  apabila  suatu  batuan mampu  mengalirkan/melewatkan  fluida  dengan  laju  1  cm 3 /s,  berviskositas  1  cp, sepanjang 1 cm dan mempunyai penampang 1 cm 2 , dengan perbedaan tekanan sebesar 1 atm.  Pembagian  atau  klasifikasi  nilai  permeabilitas  dalam  persen  milli  darcy  atau  mD berdasarkan  Koesoemadinata  yaitu  kurang  dari  5  mD  (ketat/ tight ),  5-10  mD (cukup/ fair ),  10-100  mD  (baik/ good ),  dan  100-1000nD  (sangat  baik/ very  good )
( Rahman & Rahmawati , 2021).
Saturasi  (kejenuhan)  cairan  yang  berada  dalam  pori adalah perbandingan antara volume  cairan  dengan  volume  ruang  pori.  Sebagai  contoh,  kejenuhan  air  suatu  batuan adalah  10%,  hal  ini  berarti  1/10  dari  ruang  pori  terisi  dengan  air,  sedangkan  sisanya terisi  oleh  sesuatu  yang  lain  (misalnya  minyak,  gas,  dan  lain-lain).  Pori  batuan ( reservoir )  ini  tidak  bisa  kosong  (selalu  terisi  fluida).  Saturasi  padaumunya  ditulis dalam  persen  (atau  dalam  desimal 0-1). Jika suatu batuan reservoir hanya terisi air dan minyak,  maka  rumusnya  adalah  So  +  Sw  =  1,  dimana  So  saturasi  minyak,  dan  Sw adalah saturasi air ( Dwiyono & Winardi , 2014).
Pengambilan core  plug dapat  dilakukan  dengan  berbagai  arah  (orientasi) sesuai keperluan,  seperti  contoh  gambar  di  bawah  ini,  ditampilkan  pengambilan  sampel core plug vertikal dan horizontal.
Gambar 1. Orientasi  pengembilan data sampel
Analisis core (batuan  inti)  rutin  atau Routine  Core  Analysis  (RCAL), dilakukan pada  sampel  core  (hasil  pengeboran  sumur),  mencakup  4  hal,  menurut  ( Prilla ,  2022) yaitu  porositas  (kapasitas  penyimpanan/ storage  capacity ),  permeabilitas  (kapasitas aliran/ flow capacity ),  saturasi  (hidrokarbon  yang  bergerak/ mobile  hyrocarbon (zona produktis  dan  kontak  (fluida),]  dan  jenis  hidrokarbon)  dan  litologi  (tipe  karakteristik batuan).
Pada  suatu  sampel core ,  parameter  yang  diukur  terlebih  dahulu  yaitu  ukuran panjang (L) dan diameter (D), yang digunakan untuk mengetahui BV, sedangkan untuk mengetahui  nilai  PV,  dan  juga  permeabilitas,  harus  dilakukan  pengukuran  skala laboratorium  menggunakan  alat  porosimeter-permeameter.  Menurut  ( Jaka ,  2014)  satu metode  yang paling banyak digunakan adalah teknik  dengan menggunakan helium dan menerapkan hukum Boyle. Beberapa sebab digunakan helium dibanding gas lain yaitu:
1. Molekul kecilnya bisa menembus  pori-pori  kecil secara cepat.
2. Bersifat Inert (tidak reaktif) serta tidak terserap pada permukaan batuan.
3. Gas Helium dianggap sebagai gas ideal untuk tekanan dan suhu.
4. memiliki  difusivitas  tinggi,  sehingga  penggunaan  helium  dapat  digunakan  untuk menentukan nilai  porositas batuan permeabilitas  rendah
Tipe  rongga  pori  (penentu  porositas)  menurut  waktu  pembentukannya  dibagi dalam  dua  jenis,  yaitu  porositas  primer  (dibentuk  saat  pengendapan),  dan  porositas sekunder  (setelah  pengendapan).  Porositas  sekunder  adalah  hasil  proses  geologi (diagenesis  dan  katagenesis)  setelah  pengendapan  sedimen  ( Tiab  & Donaldson , 2015). Besaran,  bentuk,  ukuran,  dan  interkoneksi  tidak  mempunyai  hubungan  dengan bentuk partikel  awal  saat  pengendapan.  Dalam  batuan  karbonat  reservoir,  porositas  sekunder lebih  utama  dibanding  porositas  sekunder;  dolomit  mencakup  80%  reservoir hidrokarbon  di  Amerika  Utara,  sedangkan porositas primer lebih dominan pada batuan klastik  (batuan  sedimen  detrital  atau  fragmental)  seperti;  batupasir,  konglomerat,  dan batugamping oolitic tertentu.
Batuan  Karbonat  dapat  termasuk  batuan  sedimen  kelompok  klastik  dan  juga non-klastik.  Batuan  karbonat  non-klastik  tumbuh  di  lingkungan  laut  dangkal  . Batugamping  ( limestone )  memiliki  komposisi  kalsit  (CaCO 3 ),  dan dolostone memiliki komposisi dolomit (CaMg(CO 3 ) 2 ), keduanya adalah batuan karbonat karena sama-sama mengandung  radikal  karbonat  (CO 3 ) -2 .  Batugamping  (non  klastik)  terbentuk  karena faktor  kimia  antar  unsur,  dan  biokimia  yaitu  reaksi  kimia  antar  unsur  yang melibatkan cangkang  makhluk  hidup  disekitarnya,  contohnya  yaitu coral  fragment ( Mubarak , 2018).
Secara  umum,  nilai porositas suatu batuan reservoir (pada studi kasus batupasir) semakin  berkurang  seiring  bertambahnya  kedalaman  ( Muhazzib,  Bahri,  &  Widodo , 2017).  Untuk  porositas  pada  batuan  karbonat  sangat  dipengaruhi  oleh  fasies  atau lingkungan pengendapannya dan proses saat diagenesis ( Sugiharto & Jusfarida , 2021).
Bentuk  rongga  pori  batuan  karbonat  akan  menentukan  nilai  porositas.  Menurut pernyataan ( Matters, Matters, & Sights , 2016) menyampaikan 15 jenis porositas (rongga pori)  karbonat  yang  terbagi  dalam  dalam  tiga  (3)  kelompok  tipe  yang  sejauh  ini digunakan  secara  luas  di  industri  migas,  yaitu Fabric  Selective  Pores , Non-Fabric Selective  Pores , dan Fabric / Non Fabric Selective . Lihat Gambar 2.
Gambar 2. Tipe porositas dalam batuan karbonat
Porositas  karena vug s/ vuggy (berlubang)  merupakan  jenis  porositas pada batuan karbonat  ( Asgarinezhad,  Asgarinezhad,  Tokhmechi,  Kamkar-Rouhani,  &  Sherkati , 2016). Lihat Gambar 3.
Gambar 3. Contoh rongga pori interparticle  dan vug (tanda panah) pada batuan karbonat
Sumber: ( Al-Sudani & Hussein , 2020)
Tujuan  dari  penelitian  ini  yaitu  mengetahui  hubungan  porositas  dan permeabilitas  dari core  plug horizontal  terhadap  sampel core  plug vertikal,  yang memberi  kemungkinan  sebaran  rongga  pori  lebih  kearah  lateral  atau  horizontal dibanding  vertikal,  kemudian untuk melihat pengaruh keberadaan chalky terhadap nilai
porositas,  permeabilitas,  dan  saturasi  minyak  dibanding  dengan  keberadaan coral fragment dan vuggy  porosity .  Penelitian  ini  merupakan  pembaharuan  dari  penelitian sebelumnya  yang  mana  hanya  menggunakan  sampel core  plug horizontal  saja  untuk analisis.

## Metode Penelitian
Uji  Lab  dilakukan  di  Laborarotium Routine  Core Analysis (RCAL)  di PPPTMBG  “Lemigas”  Jakarta,  meliputi pengukuran terhadap sampel  batuan inti ( core ) menggunakan  beberapa  peralatan.  Hasil  pengukuran  dari  uji  lab  diplot  dalam  grafik menggunakan perangkat lunak Microsoft Excel, untuk dilakukan analisis.
Sampel yang digunakan adalah core plug yang diambil dari sampel conventional core secara horizontal dan vertikal, yang merupakan batuan reservoir jenis batugamping atau limestone yang  mengandung  minyak  bumi  ( oil  reservoir ),  dari  suatu  lapangan tertentu yang tidak ada keterangan nama daerah atau formasinya . Jumlah sampel terdiri dari  21 core  plug horizontal  dan  10 core  plug vertikal.  Semua  sampel  tersebut  sudah siap  uji  karena sudah dilakukan preparasi dan deskripsi litologi sebelumnya. Berikut ini tabel  sampel  berikut  nomor,  kedalaman, dan hasil deskripsi litologi-nya. Sampel nomor 1  hingga  21  merupakan  sampel core horizontal sedangkan nomor 22 s.d 31 merupakan sampel core vertikal.

## Tabel 1. Data Kedalaman dan deskripsi sampel core plug
No. Kedalaman Litologi Meter 1 1088.35 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 2 1088.75 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, qz, coral fragment 3 1089.40 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 4 1089.60 LM, lg brwn, firm - hd, vuggy porosity, qz 5 1090.35 LM, lg brwn, firm - hd, vuggy porosity, qz 6 1090.70 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 7 1091.25 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, coral fragment 8 1091.55 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 9 1092.35 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, coral fragment, qz 10 1092.75 LM, lg brwn, firm - hd, vuggy porosity, coral fragment, qz 11 1093.30 LM, lg brwn, firm - hd, chalky , vuggy porosity 12 1093.75 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, coral fragment 13 1094.15 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity, coral fragment, qz 14 1094.85 LM, lg brwn, firm - hd, vuggy porosity, coral fragment, qz 15 1095.10 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity
No. Kedalaman Litologi Meter 16 1095.40 LM, lg brwn, firm - hd, chalky , vuggy porosity, qz 17 1095.85 LM, lg brwn, firm - hd, chalky , vuggy porosity, coral fragment 18 1096.10 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity, coral fragment 19 1096.50 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, coral fragment 20 1097.05 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 21 1097.60 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, coral fragment 22 1088.40 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity, qz, coral fragment 23 1089.56 LM, lg brwn, firm-hd, chalky , vuggy porosity, qz 24 1090.66 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 25 1091.29 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, qz 26 1092.31 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity 27 1093.26 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity, qz, coral fragment 28 1094.11 LM, lg brwn, firm-hd, chalky , vuggy porosity, qz, coral fragment 29 1095.44 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity 30 1096.14 LM, lg brwn, firm, chalky , vuggy porosity, coral fragment 31 1097.56 LM, lg brwn, hd, vuggy porosity, qz, coral fragment
Ket: warna latar belakang jingga adalah tanda sampel yang mengandung chalk ( chalky )
Peralatan  yang  digunakan  untuk  mengukur  porositas  dan  permebilitas menggunakan  porosimeter-permeameter  merk  Coveral  700.  Peralatan  tersebut menggunakan  menggunakan  gas  Helium  dapat  dilihat  di  Gambar  4.  Selain  itu, digunakan  peralatan  penunjang  lainnya  untuk  mengukur  dimensi core  plug yaitu penggaris dan pengukur berat sampel.
Beberapa  tahapan  uji  lab  dan  pengolahan  data  adalah  sebagai  berikut, yaitu uji lab  mengukur  nilai  porositas,  uji  lab  mengukur  nilai  permeabilitas,  uji  saturasi  minyak (So), dan air (Sw), plot grafik, kemudian Interpretasi/analisis  hasil  grafik.
1. Uji Lab mengukur nilai  Porositas (ø)
Sampel core plug diukur dimensinya untuk diketahui nilai Bulk Volume (BV) dan  volume  rongga  pori/ Pore  Volume (PV).  Untuk  mengukur  nilai  Nilai  BV  setiap core  plug yang  berbentuk  tabung  pipih  seperti  tablet  dapat  dihitung  dengan  rumus luas  alas  *  tebal core =  (22/7)  *  (0,5*D) 2 *  L,  yang  mana.  Panjang  dan  diameter diukur menggunakan penggaris.
Selanjutnya  nilai  PV  pada  sampel core  plug ,  dilakukan  dengan  injeksi  gas Helium  (setelah  sampel  tersebut  dilakukan  preparasi  hingga  diasumsikan  tidak merubah  sifat  fisiknya).  Injeksi  gas  Helium  dengan  tekanan  100  psi,  hingga menempati semua rongga pori yang merupakan nilai  PV.
2. Uji Lab mengukur nilai  Permeabilitas  (k)
Untuk  uji  lab  mengukur  nilai permeabilitas, sampel core plug diukur panjang
(L) ,  diameter  (D),  dan  berat  (W)  setiap  sampel core yang  sebelumnya  telah  dicuci dan  dikeringkan  (preparasi).  Kemudian,  sampel  tersebut  dimasukkan  dalam  yang terhubung  dengan  alat  Helium Permeameter  di  dalam  core  holder ,  dengan tersambung software Coreval  700  lalu  ditekan start dan  data  permeabilitas  muncul  pada  Coreval  700 secara otomatis.
3. Uji Lab mengukur saturasi minyak dan air.
Data  hasil  pengukuran  saturasi didapat dari lab RCAL, tanpa diketahui jenis pengukurannya  secara  spesifik,  sehingga  hasilnya  tinggal  diplot  selanjutnya  dalam grafik.
4. Plot Grafik
Nilai-nilai  porositas  (ø),  Permeabilitas  (k),  dan  saturasi  (Sw  dan  So)  hasil pengukuran  sebelumnya  dilakukan  plot  dalam  grafik menggunakan  Microsoft Excel untuk  dilakukan  analisis/interpretasi.  Grafik  yang  dibuat  yaitu:  Porositas  (%) terhadap  Kedalaman,  Permeabilitas  (k)  terhadap  Kedalaman,  Saturasi  Minyak  (So) terhadap kedalaman, dan Porositas terhadap Permeabilitas  (k).
5. Analisis
Analisis  yang  dilakukan pada tabel dan grafik  yaitu klasifikasi nilai porositas dan  permeabilitas  terhadap  sampel  yang  berdasarkan  hasil  deskripsi  sampel core plug batugamping yang mengandung chalky , vug , dan coral fragment .

## Hasil  dan Pembahasan
Berikut  ini  tabel  hasil  pengukuran  diameter  (D),  Panjang  (L),  berat (W) hingga hasil  pengukuran  porositas  (ø),  permeabilitas  (k)  dan  saturasi  (So).  Lihat  Tabel  2. Sampel  nomor  1  hingga  21  merupakan  sampel  core  horizontal  sedangkan  nomor  22 hingga 31 merupakan sampel core vertikal.
Tabel 2. Data Kedalaman dan deskripsi sampel core plug No. Depth D L W GD GV BV PV φ BV PV φ K He So Meter mm mm gr gr/cc cc cc cc % cc cc % mD % 1 1088.35 37.61 38.11 73.10 2.70 27.12 42.34 15.22 35.95 41.85 14.73 35.20 96.04  44.96 2 1088.75 38.11 37.79 102.84 2.70 38.12 43.11 4.99 11.58 42.72 4.61 10.79 1.41 0.12 3 1089.40 37.85 40.44 79.43 2.69 29.50 45.50 16.00 35.17 44.41 14.91 33.58 68.86  63.21 4 1089.60 37.83 41.49 107.50 2.68 40.12 46.63 6.51 14.63 46.75 6.62 14.17 0.50 48.88 5 1090.35 37.91 38.15 95.74 2.69 35.58 43.06 7.48 17.37 42.62 7.03 16.50 4.39 67.42 6 1090.70 37.55 40.97 76.00 2.70 28.11 45.37 17.26 38.04 44.39 16.28 36.67  109.78  74.36 7 1091.25 37.78 40.13 99.63 2.70 36.91 44.99 8.08 17.95 44.67 7.76 17.37 4.19 60.68 8 1091.55 37.51 39.90 68.61 2.69 25.52 44.09 18.57 42.12 43.56 18.04 41.42  193.90  65.37 9 1092.35 37.93 41.35 103.18 2.71 38.12 46.72 8.61 18.42 46.52 8.40 18.06 2.04 56.33 10 1092.75 37.81 37.75 94.67 2.71 34.94 42.39 7.44 17.55 42.18 7.24 17.15 2.50 23.45 11 1093.30 37.73 35.19 72.78 2.70 26.94 39.19 12.28 31.32 38.55 11.61 30.13 61.74  59.00 12 1093.75 37.83 39.02 99.08 2.71 36.62 43.84 7.22 16.46 43.71 7.09 16.22 2.55 56.07 13 1094.15 37.73 39.75 79.57 2.70 29.48 44.66 15.18 33.99 44.25 14.77 33.38 86.38  69.95 14 1094.85 37.87 41.60 96.54 2.70 35.75 46.91 11.16 23.79 46.77 11.02 23.56 10.90  62.29 15 1095.10 37.79 41.20 96.59 2.70 35.78 46.39 10.61 22.86 46.14 10.35 22.44 9.79 51.68 16 1095.40 37.73 38.87 83.56 2.70 30.92 43.68 12.76 29.20 43.32 12.40 28.62 38.40  42.47 17 1095.85 37.75 40.30 81.31 2.70 30.07 45.32 15.24 33.64 44.86 14.78 32.96 66.42  62.89 18 1096.10 37.71 42.35 87.55 2.70 32.38 47.41 15.03 31.71 47.07 14.69 31.22 64.06  42.26 19 1096.50 37.88 41.92 102.75 2.70 38.05 47.30 9.25 19.56 47.20 9.15 19.39 4.34 58.92 20 1097.05 37.73 39.92 84.33 2.71 31.08 45.00 13.92 30.92 44.01 12.92 29.36  101.29  94.52 21 1097.60 37.85 41.73 99.18 2.71 36.65 47.01 10.36 22.03 46.64 9.98 21.41 10.53  59.25 22 1088.40 37.59 40.04 79.21 2.70 29.30 44.73 15.44 34.51 43.73 14.43 33.00 77.31  43.81
No. Depth D L W GD GV BV PV φ BV PV φ K He So Meter mm mm gr gr/cc cc cc cc % cc cc % mD % 23 1089.56 37.88 39.95 97.00 2.69 36.07 44.99 8.91 19.81 44.32 8.25 18.61 48.97  60.79 24 1090.66 37.58 39.04 72.10 2.70 26.68 43.72 17.04 38.97 42.34 15.66 36.98 97.08  65.45 25 1091.29 37.87 28.88 72.55 2.69 26.93 32.63 5.70 17.47 32.22 5.29 16.42 2.91 45.64 26 1092.31 37.94 41.56 104.57 2.69 38.89 47.09 8.20 17.41 46.57 7.68 16.50 2.30 40.76 27 1093.26 37.77 33.71 68.43 2.71 25.26 38.04 12.78 33.59 36.79 11.53 31.33 72.28  50.94 28 1094.11 37.85 40.42 86.95 2.70 32.17 45.70 13.54 29.62 44.52 12.36 27.76 55.04  44.00 29 1095.44 37.71 40.39 77.46 2.71 28.59 45.37 16.78 36.98 43.72 15.13 34.60  123.12  31.31 30 1096.14 37.74 40.76 81.63 2.70 30.25 45.92 15.67 34.12 44.60 14.35 32.17 83.66  41.52 31 1097.56 37.88 39.67 92.49 2.69 34.38 46.26 11.88 25.68 43.08 8.70 20.19 12.46  45.45
Berdasarkan  tabel  1  tersebut,  kemudian  dibuat  grafik  porositas  (%)  terhadap kedalaman,  permeabilitas  (k)  terhadap  kedalaman,  saturasi  minyak  (so)  terhadap kedalaman,  dan  porositas  terhadap  permeabilitas  (k).  Hasil  plot  grafik  ditunjukkan dalam Gambar 5 sampai dengan Gambar 8.
Pada Gambar 5, nilai porositas limestone tanpa chalky terendah yaitu 11,58% s.d tertinggi  yaitu  25,68%,  atau termasuk dalam klasifikasi cukup ( fair ) hingga sangat baik ( very  good ),  sedangkan  nilai  porositas limestone dengan chalky terendah yaitu 20,19% hingga  tertinggi  yaitu  42,12%,  berarti  termasuk  dalam  kelompok  baik  ( good )  hingga istimewa ( excellent ).
Porositas  Lst  tanpa chalky berbanding  lurus  terhadap  kedalaman,  sedangkan Porositas  Lst  dengan chalky tidak  menunjukkan  tren  tertentu  atau scatter .  Sedangkan perbedaan  nilai  porositas  sampel  vertikal  dan  horizontal  tidak  begitu  signifikan  atau sebarannya  dapat  dikatakan  mirip,  kecuali  pada  sampel  vertikal  nomor  paling  bawah (nomor  31)  dengan  nilai porositas 20,19%, merupakan suatu anomali, yaitu secara hasil deskripsi menunjukkan adanya chalky , namun berada dalam kelompok plot sampel core tanpa chalky .
Gambar 5. Grafik kedalaman vs porositas
Grafik  kedalaman  (m)  vs  porositas  Lst/ limestone dengan chalky (biru),  dan grafik  kedalaman (m) vs porositas Lst/ limestone tanpa chalky (jingga), dari sampel core plug vertikal  dan  horizontal.  Porositas  Lst  tanpa chalky berbanding  lurus  terhadap kedalaman.  Porositas  Lst  dengan chalky tidak  menunjukkan  tren  tertentu  atau scatter . Pada Gambar 6, nilai permeabilitas Lst tanpa chalky terendah yaitu 0,5 mD s.d tertinggi yaitu  10,90  mD,  atau  termasuk  kategori  ketat  ( tight )  hingga  cukup  ( fair ),  sedangkan nilai permeabilitas Lst dengan chalky terendah yaitu 38,4 mD s.d tertinggi yaitu 193,90 mD, atau termasuk baik ( good ) hingga sangat baik ( very good ). Permeabilitas Lst tanpa chalky seperti membentuk tren seperti garis lurus yang  terpusat dalam rentang nilai 0-25 mD. Permeabilitas Lst dengan chalky tidak menunjukkan tren tertentu atau scatter pada rentang  nilai  25-200  mD.  Nilai  permeabilitas  sampel  vertikal  dan  horizontal  memiliki sebaran yang dapat dikatakan mirip.

## Gambar 6. Grafik kedalaman vs permeabilitas
Grafik kedalaman (m) vs permeabilitas Lst / limestone dengan chalky (biru), dan grafik kedalaman (m) vs permeabilitas Lst / limestone tanpa chalky (jingga), dari sampel core  plug vertikal  dan  horizontal,  tidak  menunjukkan  tren  tertentu  atau scatter . Permeabilitas  Lst  tanpa chalky terpusat dalam rentang nilai 0-25 mD. Permeabilitas Lst dengan chalky tidak menunjukkan tren tertentu atau scatter dengan rentang nilai 25-200 mD.
Pada  Gambar  7,  nilai  saturasi  minyak  pada  sampel  vertikal  dan  horizontal memiliki  sebaran  yang  dapat  dikatakan  tidak  menunjukkan  tren  tertentu  atau scatter . Begitu  juga  pada  Lst  tanpa chalky dan  dengan chalky juga  tidak  menunjukkan  tren tertentu atau scatter.

## Gambar 7. Grafik kedalaman (m) vs saturai minyak (So), tidak menunjukkan tren tertentu atau scatter
Berdasarkan  Gambar  8,  sumbu  Y  (permeabilitas)  digunakan  skala  logaritmik, sebagaimana  sesuai  ( Rukmana  et  al .,  2012)  dan  sejalan  hasilnya  bahwa  hubungan porositas  dan  permeabilitas  adalah  berbanding lurus secara eksponensial, yaitu semakin besar  porositas  berarti  semakin  besar  permeabilitas.  Pada  sampel  nomor  31  (kelompok sampel core  plug vertikal)  dengan  nilai  porositas  20,19% dan permeabilitas 12,46 mD,
merupakan  suatu  anomali,  yaitu  secara  hasil  deskripsi  menunjukkan  adanya chalky , namun berada dalam kelompok plot sampel core tanpa chalky .
Gambar 8. Grafik permeabilitas  (md) vs porositas (%) dengan dan tanpa chalky, berbanding lurus
Berdasarkan  Gambar  5,  6,  7,  dan  8,  dapat  disimpulkan  bahwa  porositas  dan permeabilitas limestone dengan chalky lebih  baik  dibanding limestone tanpa chalky, namun hal ini tidak berlaku untuk saturasi minyak.

## Kesimpulan
Berdasarkan  semua  penjelasan  diatas,  dapat  disimpulkan  nilai  porositas  sampel vertikal  dan  horizontal  dari  batuan  karbonat  memiliki  tren  yang  tidak  bisa  dibedakan, namun  dari  kedua  kelompok  sampel  tersebut,  batugamping  tanpa  chalky memiliki tren semakin  dalam,  maka  porositas  semakin  besar,  sedangkan  porositas  dengan  chalky memiliki  tren  scatter  (menyebar). Hal ini menunjukkan bahwa batugamping (limestone) lebih  dipengaruhi  kondisi  litologinya  atau  tergantung  fasies  dan  saat diagenesa, bukan tergantung  dengan  kedalamannya,  yang  mana  berbeda  dengan  batuan  umumnya misalkan  batupasir  semakin  dalam,  maka  porositas semakin kecil. Nilai saturasi minyak pada  sampel  vertikal  dan  horizontal  memiliki  sebaran  yang  dapat  dikatakan  tidak menunjukkan  tren  tertentu  atau  scatter.  Meskipun  tidak  terpengaruh  kedalaman  dan pengambilan  posisi  sampel  core  vertikal  atau  horizontal,  hubungan  porositas  dan permeabilitas adalah berbanding lurus secara eksponensial, atau semakin besar porositas maka  semakin  besar  permeabilitas.  Nilai  porositas  dan  permeabilitas  limestone  dengan kehadiran  chalky  lebih  dominan  signifikan  meningkatkan  nilai  porositas  dan permeabilitas  dibanding  dengan  kemunculan  fragmen  coral,  vug porosity, dan lain-lain (tanpa kehadiran chalky).

## Bibliografi
Al-Sudani, & Hussein. (2020). Vuggy Pores in Limestone. Retrieved from
Asgarinezhad,  Yousef,  Asgarinezhad,  Masoud,  Tokhmechi, Behzad, Kamkar-Rouhani, Abolghasem, & Sherkati, Shahram. (2016). Detecting vuggy porosity in carbonate reservoirs  by  well  logs. Journal  of  Petroleum  Exploration  and  Production Technology , 6 (1), 25–31. https://doi.org/10.1007/s13202-015-0169-7
Darcy,  Henry.  (1856). Les  fontaines  publiques  de  la  ville  de  Dijon:  Exposition  et application  des  principes  à  suivre  et  des  formules  à  employer  dans  les  questions de  distribution  d’eau:  Ouvrage  terminé  par  un  appendice  relatif  aux  fournitures d’eau  de  plusieurs  villes,  au  filtrage  des  eaux  et  à  la  fabrication  des  tuyaux  de fonte, de plomb, de tôle et de bitume (Vol. 2). V. Dalmont.
Dwiyono,  I.  F.,  &  Winardi,  S.  (2014).  Kompilasi  Metode  Water  Saturation  Dalam Evaluasi  Formasi. Prosiding  Seminar  Nasional  Kebumian  Ke-7, Yogyakarta , 30– 31.
Harisun,  Dian  Pratiwi.  (2016).  Interpretasi  Data  Log  Sumur  X-15  Lapangan  Y Untuk Penentuan  Awal  Isi  Hidrokarbon  Di  Tempat. Jurnal  Teknik  Patra  Akademika , 7 (01), 11–15.
Jaka,  Lesmana.  (2014). Penerapan  Media  Animasi  Berbasis  Komputer  Menggunakan 3D  Studio  Max  Dan  Macromedia  Flash  Pada Pokok Bahasan Teori Kinetik Gas Kelas XI Semester II Di SMAN-2 Palangka Raya Tahun Ajaran 2013/2014 . IAIN Palangka Raya.
Matters,  Salty,  Matters,  Blog  Salty,  &  Sights,  Salty.  (2016). Skill  target:  Quantifying multiple porosity  types in a carbonate reservoir  (Lucia, 1983, 1995, 2007) .
Mubarak,  Arfah.  (2018). Analisis  Kadar  Merkuri  (Hg)  pada  Rumput  Laut  (Eucheuma cottonii)  dan  Sedimen  di  Perairan  Laut  Bulukumba .  Universitas  Islam  Negeri Alauddin Makassar.
Muhazzib,  F.,  Bahri,  Ayi  Syaeful,  &  Widodo,  Amien.  (2017).  Prediksi  Tekanan  Pori Menggunakan  Metode  Kompresibilitas  di  Reservoir  Karbonat,  Studi  Kasus:
Lapangan MZ. Jurnal Teknik ITS , 6 (2), B209–B214.
https://doi.org/10.12962/j23373539.v6i2.24019
Panennungi,  Panennungi,  &  Pertiwi,  Nurlita.  (2018). Ilmu  Bahan  Bangunan .  Badan Penerbit Universitas Negeri Makassar.
Prilla,  Putri.  (2022). Skenario  Peningkatan  Recovery  Factor  pada Reservoir Bertenaga Dorong  Solution  Gas  dengan  Injeksi  Kombinasi  Polimer-Air .  UPN’Veteran" Yogyakarta.
Rahman,  Arief,  &  Rahmawati,  Rani.  (2021).  Pengaruh Chalky pada  Porositas  dan
Permeabilitas  Reservoir  Batugamping  Berdasarkan  Uji  Laboratorium  Sampel Core,  dari  Lapangan  “AR.” Jurnal  Indonesia  Sosial  Teknologi , 2 (6),  916–928. https://doi.org/10.36418/jist.v2i6.175
Rukmana,  Dadang,  Kristanto,  Dedy,  &  Cahyoko  Aji,  V.  Dedi  C.  (2012). Teknik Reservoir: Teori dan Aplikasi . Sadan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BPMIGAS) dengan ….
Sugiharto,  Rio  Pidi,  &  Jusfarida,  Jusfarida.  (2021).  Pemetaan  Geologi  dan  Analisis Petrografi  untuk  Menentukan  Diagenesa  Batugamping  pada  Formasi  Pasean Daerah  Guluk-Guluk  dan  Sekitarnya  Kabupaten  Sumenep  Provinsi  Jawa  Timur. Prosiding Seminar Nasional Sains Dan Teknologi Terapan , 9 (1), 598–613.
Tiab,  Djebbar,  &  Donaldson,  Erle  C.  (2015). Petrophysics:  theory  and  practice  of measuring  reservoir  rock  and  fluid  transport  properties .  Gulf  professional publishing.
Yu, Yang, & Menouar, Habib. (2015). An experimental method to measure the porosity from  cuttings:  Evaluation  and  error  analysis. SPE  Production  and  Operations Symposium . OnePetro.