## ARTIKEL RISET

## PETROFISIKA UNTUK ORGAN IC SHALE , CEKUNGAN KUTAI BAGIAN ATAS, FORMASI BATU AYAU
Andre Nouval * , Dr.Ir. Jarot Setyowitoto, M.Sc., Dr. Ferian Anggara, S.T. M.Eng. and Yusup Iskandar

## Ringkasan
Menipisnya jumlah cadangan minyak dan gas bumi konvensional menjadi landasan atas studi sumberdaya migas non-konvensional, salah satunya adalah organic shale sebagai alternatif untuk memenuhi kebutuhan energi fosil yang masih sangat tinggi di Indonesia. Cekungan Kutai Bagian Atas merupakan salah satu cekungan yang cukup tua dan satu dekade terakhir dilirik sebagai target organic shale . Formasi Batu Ayau yang berada di Cekungan Kutai Bagian Atas merupakan target utama sebagai potensi sumber daya organic shale dibuktikan dengan hasil analisa geokimia serta perannya sebagai batuan induk dalam sistem petroleum konvensional di Cekungan Kutai Bagian Atas. Interval organic shale dari Formasi Batu Ayau berada pada asosiasi fasies delta plain dan delta front dengan terdapat dua interval prospek didalamnya ( BA 3 & BA 2 ). Analisa dilakukan menggunakan data dua sumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1 di Blok B Cekungan Kutai Bagian Atas. Analisa petrofisika secara umum untuk memperoleh nilai shale volume sebesar 50 − 60 % , porositas 8 − 30% , dan water saturation 60 − 70 % , hal ini kemudian diterapkan untuk identifikasi organic shale dengan mengoptimalkan penggunaan dari standard triple combo log . Pada organic shale petrofisika dilakukan untuk memperoleh hasil akhir besaran nilai TOC dan Brittleness Index (BI). Nilai TOC diperoleh dengan menggunakan metode Passey dengan diperoleh nilai 0 . 7 − 3 . 2 wt % dan nilai BI menggunakan metode Anderson yang diperoleh nilai 51 − 58 % . Dengan analisa tersebut diharapkan agar diperoleh hasil representatif dari kualitas organic shale berdasarkan metode petrofisika di Formasi Batu Ayau.
Kata Kunci : Petrofisika, non-konvensional, organic shale , TOC & BI, Formasi Batu Ayau

## Abstract
As the oil and gas conventional reserves are thinning thus becoming the stand reason for the study of non conventional hydrocarbons, one of them is organic shale as an alternative to fill the needs of fossil energy which still in high demands in Indonesia. Upper Kutai Basin is one of the oldest basin and in the last decade being proposed as organic shale target. Batu Ayau Formation located within this basin is the main target as organic shale resource which proven by geochemical analysis from laboratories and it is role as source rocks in conventional petroleum system in Upper Kutai Basin. Batu Ayau Formation interval of organic shale exist in facies association of delta plain and delta front with two prospect interval within ( BA 3 & BA 2 ). Analysis using wells MAAU-1 and TENGKAWANG-1 in block B of Upper Kutai Basin. Petrophysical analysis normally being used to obtain the value of shale volume which 50 − 60 % , porosity which 8 − 30 % , and water saturation which 60 − 70 % , and then applied to identify the organic shale with optimizing the use of standart triple combo log. In organic shale the petrophysics is used to obtain final results of Total Organic Carbon (TOC) and Brittleness Index (BI). TOC value analyzed using Passey’s with value achieves 0 . 7 − 3 . 2 wt % and BI using Anderson’s with value achieves 51 − 58 % . From the analysis so hopefully can achieves a representative results of organic shale in Batu Ayau Formation from a petrophysics point of view.
Keywords: Petrophysics; non-conventional; organic shale; TOC & BI; Batu Ayau Formation.
* Correspondence: Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia
Full list of author information is available at the end of the article † Equal contributor

## 1. PENDAHULUAN

## 1.1 Latar Belakang
Cekungan Kutai Bagian Atas merupakan salah satu cekungan di Indonesia yang cukup tua dan sudah terbukti prospeknya dalam migas konvensional. Hal ini kemudian menjadikan salah satu alasan dilakukannya studi migas non-konvensional terutama pada Formasi Batu Ayau yang organic shale -nya berperan sebagai batuan induk dari sistem migas konvensional pada Cekungan Kutai Bagian Atas. Cekungan Kutai Bagian Atas terdiri dari 3 blok utama dan salah satunya adalah Blok B. Blok B dari Cekungan Kutai Bagian Atas berada di bagian utara dari cekungan. Pada Blok B terdapat beberapa studi terdahulu yang mencakup organic shale dari Formasi Batu Ayau dari outrcrop dipermukaan. Dari studi-studi terdahulu tersebut diketahui bahwa organic shale dari Formasi Batu Ayau memiliki nilai porositas kurang lebih sebesar 30% dengan TOC dari hasil laboratorium lebih dari 45 wt % dan BI lebih dari 40%. Untuk dapat memperoleh bukti lebih berupa data untuk kualitas organic shale penulis mengajukan salah satu metode penilaian formasi yang cukup umum dilakukan yaitu analisa petrofisika.
Analisa petrofisika menggunakan data well log sebagai dasar pengukuran, dimana fungsi log berdasarkan analisanya dapat dibagi menjadi tiga yaitu log litologi ( gamma ray & spontaneous potential ), log resistivitas ( shallow, medium, deep ) dan log porositas ( density, neutron & sonic ) (Crain, 2000)[ 2 ] yang dikenal dengan triple combo log . secara mendasar triple combo log akan menghasilkan tiga parameter fisik batuan yaitu shale volume , porositas total serta efektif, dan water sarutation . Dari hasil analisa petrofisika dasar kemudian dilakukan penerapan terhadap kualitas organic shale , dimana dengan petrofisika parameter organic shale yang dapat dicapai adalah TOC dengan metode ∆ LogR (Passey et al. , 1990) [ 5 ] dan BI dengan metode elastisitas modulus berdasar kepada Anderson et al ., (1972) didalam Peres dan Marfurt (2013) [ 6 ]. Dengan menggunakan metode petrofisika diharapkan mampu memberikan korelasi yang komprehensif terhadap nilai TOC dan BI untuk organic shale sehingga dimasa mendatang dapat digunakan optimalisasi log yang lebih baik untuk memperoleh kualitas organic shale yang lebih akurat.

## 1.2. Rumusan Masalah
1 Bagaimanakan parameter dasar petrofisika Formasi Batu Ayau?
2 Bagaimanakah TOC dan Brittleness Index dari organic shale Formasi Batu Ayau dengan metode petrofisika?
3 Bagaimanakah kualitas organic shale Formasi Batu Ayau sebagai sumber shale hydrocarbons dari aspek petrofisika?

## 1.3. Tujuan Penelitian
1 Mengetahui parameter dasar petrofisika Formasi Batu Ayau.
2 Mengetahui TOC dan Brittleness Index dari organic shale Formasi Batu Ayau dengan metode petrofisika.
3 Mengetahui kualitas organic shale Formasi Batu Ayau sebagai sumber daya shale hydrocarbons dari aspek petrofisika.

## 2. GEOLOGI REGIONAL
Cekungan Kutai merupakan salah satu dari Cekungan Tersier yang memiliki lokasi di Provinsi Kalimantan Timur dan secara spesifik berada di tepian Sundaland. Menurut Satyana (1999) [ 8 ] dalam ” An Outline the Geology of Indonesia ”, Cekungan Kutai merupakan cekungan terbesar dan terdalam di wilayah timur dari Indonesia, yang mencakup 165 , 000 km 2 dan kedalaman mencapai 14 km . Cekungan ini secara relatif berorientasi Timur ke Barat. Dikarenakan geometri tersebut dan didominasi oleh sedimen fluvial dan deltaic berumur Tersier, Cekungan Kutai memiliki peran penting dalam sumber daya batu bara dan migas (Allen dan Chambers, 1998) [ 1 ], salah satunya sebagai alternatif migas non konvensional. Hasil dari studi dengan gravity memperlihatkan struktur rendahan (subcekungan) di bagian barat sebagai Murung Gravity Low dan di bagian timur sebagai Depocenter Mahakam (gambar 1). Hal tersebut mengindikasikan Depocenter Mahakam dengan ruang akomodasi yang lebih banyak mengarah ke lingkungan deltaic to shallow marine (seaword) berarah NW to SE , sehingga area untuk organic shale terdapat pada lingkungan fluvial deltaic (landward) berarah SE to NW . Penelitian dilakukan melalui sumur CKU-1 di bagian NW dari cekungan. Gambar 1 menunjukkan peta kerangka tektonik Kalimantan dengan cakupan area Cekungan Kutai Bagian Atas.
Terdapat dua target utama dari Formasi Batu Ayau yang berpotensi sebagai organic shale untuk sumber daya non konvensional hidrokarbon, yaitu pada fasies BA (Batu Ayau) 2 pada bagian tengah (batupasir fluvial, batulanau, dan serpih) dan BA 3 pada bagian atas (batupasir tidal bar dan batulempung, serpih dan batulanau laut dangkal) sedangkan BA 1 dibagian bawah tidak termasuk potensi organic shale karena merupakan endapan fluvial-aluvial berbutir kasar-konglomerat (gambar 2).
Berdasarkan penelitian terdahulu, Batu Ayau 2 (BA2) menunjukkan kaya akan kandungan organik
Gambar 1. Peta Kerangka Tektonik Kalimantan yang menunjukkan cakupan area Cekungan Kutai [ 7 ]
dengan kualitas medium-good dan TOC 0 . 67 − 2 . 35 %. Hidrokarbonnya merupakan gas prone . Lapisan batubara di BA2 berpotensi menjadi source rock untuk sistem migas konvensional dengan TOC 15 . 49 − 76 . 02 %. Di bagian kematangan yang lebih rendah, source rock ini berpotensi baik sebagai produser dari minyak dan gas. Tingkat kematangannya berada pada mature to overmature dengan kerogen didominasi oleh vitrinit dan intertinit. VR bernilai antara 1 . 26 − 1 . 38 % Ro dan Tmax 464 o − 484 o C . Berdasarkan penelitian terdahulu, Batau Ayau 3 (BA3) mengandung organik karbon medium-to-good dengan TOC berkisar 0 . 36 − 1 . 00 %. Kerogenya berasal dari daratan (vitrinit & inertinit). Shale ini mengandung medium bitumen (618 ppm ). Perbandingan rasio EOM/TOC sebesar 6.2 dan rasio saturasi/aromatic rendah (0.94).
Gambar 2 menunjukkan stratigrafi dari Cekungan Kutai Bagian Atas menurut Wain dan Berod (1985)dalam Satyana (2010).

## 3. METODOLOGI PENELITIAN
Lokasi penelitian berada pada Blok B dari Cekungan Kutai Bagian Atas, dengan penelitian mencakup pada interval Formasi Batu Ayau. Penelitian dilakukan dengan menggunakan data well log dari dua
Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Kutai Bagian Atas menurut Wain dan Berod (1985) dalam satyana (2010).
buah sumur yang berbeda di area Blok B yaitu sumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1. Penelitian ditunjang dengan data-data laporan dari hasil penelitian terdahulu yang dilakukan oleh PSG Bandung. Gambar 3 menunjukkan diagram alir penelitian.

## 4. HASIL DAN PEMBAHASAN

## 4.1. Hasil
Berdasarkan analisa dengan menggunakan data well log diperoleh hasil kualitatif dan kuantitatif. Secara kualitatif diperoleh litofasies organic shale pada Formasi Batu Ayau dengan asosiasi lingkungan pengendapan delta plain dan delta front . Gambar 5 menunjukkan korelasi kualitatif antara sumur MAAU-1 dengan TENGKAWANG-1 dan posisi sumur dari Blok B Cekungan Kutai Bagian Atas dan gambar 6 hasil kuantitatif dari masing-masing sumur.
Dengan menggunakan hasil kuantitatif tersebut kemudian dikoreksi terhadap interval organic shale dari Formasi Batu Ayau maka dapat dilakukan
Gambar 3. Diagram alir penelitian
lumping untuk parameter petrofisika hanya pada interval organic shale . Lumping dari sumur MAAU-1 diperoleh hasil shale volume pada BA3 sebesar 0.611 dan pada BA2 sebesar 0.597, porositas total pada BA3 sebesar 0.165 dan pada BA2 sebesar 0.095, porositas efektif pada BA3 sebesar 0.125 dan pada BA2 sebesar 0.087, serta water saturation pada BA3 sebesar 0.621 dan pada BA2 sebesar 0.739. Lumping dari sumur TENGKAWANG-1 diperoleh hasil shale volume pada BA3 sebesar 0.572 dan pada BA2 sebesar 0.530, porositas total pada BA3 sebesar 0.369 dan pada BA2 sebesar 0.219, porositas efektif pada BA3 sebesar 0.200 dan pada BA2 sebesar 0.081, serta water saturation pada BA3 sebesar 0.803 dan pada BA2 0.784.
Dengan berdasarkan kepada hasil kuantitatif kemudian menentukan besarnya TOC dan BI dengan petrofisika. Dikarenakan TOC dan BI menggunakan petrofisika memiliki batasan yang terlalu luas dari parameter petrofisika dasarnya maka diperlukan kontrol untuk nilai TOC dari log menggunakan nilai TOC dari laboratorium dan BI log menggunakan nilai BI dari data petrografi. TOC dari log dengan metode ∆ LogR pada sumur MAAU-1 diperoleh nilai sebesar 0 . 969 wt % pada BA3 dan 1 . 134 wt % pada BA2, sedangkan pada sumur TENGKAWANG-1 diperoleh nilai sebesar 3 . 236 wt % pada BA3 dan 2 . 809 wt %
Gambar 5. Korelasi sumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1 pada Formasi Batu Ayau dengan titik lokasi masing-masing sumur pada peta pengajuan Blok B Cekungan Kutai Bagian Atas
pada BA2. BI dari log dengan metode Anderson pada sumur MAAU-1 diperoleh nilai sebesar 58 . 254 % pada BA3 dan 52 . 151 % pada BA2, sedangkan pada sumur TENGKAWANG-1 diperoleh nilai sebesar 53 . 557 % pada BA3 dan 51 . 693 % pada BA2.
Berdasarkan hasil petrofisika dengan nilai TOC dan BI maka dapat diperoleh korelasi antar parameternya Gambar 7 menunjukkan korelasi antara TOC dengan shale volume , porositas, dan water saturation . Pada shale volume dengan TOC memiliki hubungan berbanding terbalik. Hal ini karena menurut model shale dari Passey (1990) [ 5 ] TOC yang tersusun dari material organik akan berada pada matriks batuannya bersamaan dengan kelimpahan mineral clay sehingga semakin banyak kelimpahan ineral clay akan mengurangi ruang untuk material organik dapat hadir pada batuan tersebut. Korelasi antara TOC dengan porositas total dan efektif yang memiliki hubungan berbanding lurus. Hal ini dikarenakan porositas memiliki hubungan yang berbanding terbalik dengan densitas batuan yang pada log dibaca tersusun dari mineral clay dan non-clay sehingga semakin banyak kelimpahannya maka pembacaan terhadap densitas batuan semakin tinggi dan porositasnya
Gambar 6. Hasil analisa log kuantitatif sumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1 pada Formasi Batu Ayau.
akan rendah. Dikarenakan material organik tidak terbaca sebagai mineral penyusun batuan maka log densitas akan menganggap material organik bagian dari porositas atau mengisi ruang pori pada batuan, sehingga semakin tinggi porositas emakin terbaca tinggi juga TOC. Korelasi TOC dengan water saturation memiliki hubungan yang berbanding terbalik dimana semakin besar water saturation maka semakin kecil TOC. Hal ini dikarenakan pada organic shale tidak dapat dibedakannya antara free water dengan claybound water sehingga apabila terdapat mineral clay dengan sifat yang sangat mengikat terhadap air akan mengakibatkan water saturation yang tinggi, dimana semakin banyak free water dan claybound water maka pada batuan tersebut memiliki kelimpahan mineral clay yang tinggi dan berakibat shale volume lebih besar dibandingkan dengan material organiknya dan menyebabkan pembacaan TOC semakin rendah. Pada BI hubungannya dengan parameter petrofisika dapat dilihat pada Gambar 9. Pada shale volume dengan BI memiliki hubungan semakin tinggi nilai shale volume maka batuan akan memiliki BI yang rendah. Hal ini dikarenakan shale volume diperoleh dari kelimpahan
mineral clay didalam batuan yang mana semakin banyak mineral clay tersebut maka akan semakin tinggi shale volume -nya, ini kemudian akan membuat batuan tersebut semakin halus. Batuan yang lebih halus memiliki strain yang lebih tinggi untuk dapat mencapai failure dan dapat menyebabkan batuan berada diatas elastic limit -nya sehingga berakibat berkurangnya brittleness pada batuan tersebut (Heidari et al ., 2013) [ 4 ]. Pada porositas total dan efektif dengan BI memiliki hubungan yang berbandung terbalik dimana semakin tinggi porositas maka nilai BI akan semakin rendah. Hal ini dikarenakan brittleness merupakan fungsi kompleks yang terdiri dari litologi, komposisi, temperature, porositas, dll. Batuan yang bersifat brittle memiliki strain yang lebih rendah untuk mencapai failure atau berada pada elastic limit , sedangkan batuan yang lebih halus memiliki strain yang relatif lebih tinggi untuk mencapai failure atau berada di atas elastic limit . Porositas merupakan salah satu faktor yang mempengaruhi strain pada batuan, dimana semakin tinggi porositas batuan maka akan semakin tinggi strain batuan tersebut untuk mencapai failure yang berarti batuan akan berada diatas elastic limit dan kemampuan untuk brittle akan menurun karena batuan tersebut akan memiliki sifat cenderung untuk ductile/less brittle . Hubungan BI dengan water saturation memiliki kolerasi yang negatif juga dimana semakin tinggi water saturation maka semakin kecil BI. Water saturation pada shale dipengaruhi oleh efek dari free water dan claybound water dimana kembali pada korelasi bittleness index oleh Heidari et al. (2013)[ 4 ] maka free water yang ada didalam shale menandakan adanya ruang pori yang diisi oleh air dan ini berdampak pada kenaikan strain batuan untuk mencapai fracture yang berakibat menurunkan brittleness index , dan pada claybound water mengindikasi banyaknya mineral clay yang mampu mengikat air sehingga akan berdampak pada kelimpahan shale volume dan berakibat batuan menjadi semakin halus dan meningkatkan strain untuk mencapai fracture sehingga terjadi penurunan brittlenes pada batuan tersebut. Hasil dari penelitian dengan menerapkan metode petrofisika pada organic shale menunjukkan bahwa pada interval Formasi Batu Ayau di area penelitian Blok B berdasarkan dua sumur MAAU-1 dan TENGKAWANG-1 memiliki kualitas yang cukup baik dari nilai parameter TOC dan BI sebagai sumberdaya hidrokarbon non-konvensional. Kemudian dari nilai TOC yang diperoleh maka dengan menggunakan klasifikasi oleh Peter & Casa (1994) berada pada kategori sedang sampai dengan cukup baik. Pada nilai BI dari log dengan klasifikasi dari Peres & Marfurt (2013)[ 6 ] dan Ginanjar & Zulkhifly (2014)[ 3 ] berada pada kategori brittle .
Gambar 8. Korelasi antara TOC dari log dengan parameter petrofisika shale volume (a), porositas (b), dan water saturation (c).
Gambar 8. Korelasi antara TOC dari log dengan parameter petrofisika shale volume (a), porositas (b), dan water saturation (c).

## KESIMPULAN
Berdasarkan analisa yang telah dilakukan maka dari penelitian dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut:
1 Pada Formasi Batu Ayau diperoleh litofasies organic shale dengan asosiasi lingkungan pengendapan delta plain dan delta front dengan parameter petrofisika rata-rata dari BA3 shale
volume sebesar 0.569, porositas total 0.267 dengan porositas efektif 0.163, dan water saturation sebesar 0.712. Pada BA2 shale volume sebesar 0.564, porositas total 0.157 dengan porositas efektif 0.084, dan water saturation sebesar 0.762.
2 Kualitas TOC dari log dengan metode petrofisika diperoleh secara rata-rata pada BA3 sebesar
2 . 103 wt % dan pada BA2 sebesar 1 . 972 wt %. Nilai BI log dengan metode petrofisika diperoleh secara rata-rata pada BA3 sebesar 55 . 906 % dan pada BA2 sebesar 51 . 922 %. 3 Kualitas organic shale sebagai sumberdaya hidrokarbon non-konvensional pada Formasi Batu Ayau dari aspek petrofisika nilai TOC menurut Peter & Cassa (1994) masuk dalam kategori sedang sampai dengan cukup baik dan BI menurut Peres & Marfurt (2013)[ 6 ] dan Ginanjar & Zulkhifly (2014)[ 3 ] masuk kedalam kategori brittle .

## Penulis
1 Andre Nouval Dari :
(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta
2 Dr.Ir. Jarot Setyowitoto, M.Sc.
Dari :
(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,
Yogyakarta
3 Dr. Ferian Anggara, S.T. M.Eng.
Dari :
(1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,
Yogyakarta
4 Yusup Iskandar
Dari : (1) Program Studi Pascasarjana Teknik Geologi, Fakultas Teknik Universitas Gadjah Mada,
Yogyakarta
Pustaka 1. Allen, G.P., dan Chambers, J.L.C.. 1998.
”Sedimentation In The Modern And Miocene
Mahakam Delta”. 24 th Indonesian Petroleum Association Proceeding . Jakarta. 225-231pp.
2. Crain, E.R.. 2000. ”Crain’s Petrophysical Handbook:www.spec2000.net”.
3. Ginanjar, H., dan Zulkhifly, S.. 2014. ”Shale Gas Development-Comprehensive Study in Indonesia”.
Indonesian Petroleum Association 38 th Annual Convention Proceddings (I) . 24p.
4. Heidari, M., Khanlari, G.R., Torabi-Kaveh, M., Kargarian, S., Saneie, S.. 2013. ”Effect of Porosity on Rock Brittleness”. Springer-Verlan Wien . 6p.
5. Passey, Q.R., Creaney, S., Kulla, J.B., Morreti, F.J., dan Stroud, J.D.. 1990. ”A Practical Model For Organic Richness Form Porosity And Resistivity Logs”. The American Association of Petroleum Geologist Bulletin December (74) . 1777-1794pp.
6. Peres, R., dan Marfurt, K.. 2013. ”Calibration of Brittleness to Elastic Rock Properties via Mineralogy Logs in Unconventional Reservoirs”. AAPG
International Conference and Exhibition . 32p.
7. PERTAMINA BPPKA. 1997. ”Petroleum Geology of Indonesian Basins: Principles, Methods and Application”. Volume XI, Kutai Basin . 134p.
8. Satyana, A.H.. 1999. ”Tectonic Controls On The Hydrocarbon Habitats OF The Barito, Kutai, And Tarakan Basin, Eastern Kalimantan, Indonesia; Major Dissimilarities”. Journal of Asian Earth Science Special Issue Vol.17, No. 1-2 . Elsevier Science, Oxford . 99-102pp.