## IDENTIFIKASI RESERVOIR KARBONAT BERDASARKAN “PETROPHYSICAL ROCK TYPE”
Hendra Saputra 1
1 Institut Teknologi Sumatera

## Abstract
This  paper  focused  on  the  identification  reservoir  use  petrophysical  rock  typing  approach  with  pore geometry and structure (PGS) method. The identification of the type and composition of rock types, can obtain comprehensive understanding of geological aspects such as diagenesis and reservoir properties. Porosity and permeability data of the 113 core plug, which 13 have mercury injection capillary pressure (MICP)  data,  48  thin  sections  from  3  wells  are  used.  Facies,  facies  association  and  diagenetic  history analyses are performed to understand the influence of facies, depositional environments and diagenesis to the development of petrophysical rock types (PRT). Packstone with larger foram, red algae, mollusks, and corals dominate the wells that have thin section. Diagenesis occur from marine until burial stage. Secondary porosity caused by dissolution on vadose stage.

## Keyword: Pore geometry and structure

## 1. Pendahuluan
Reservoir karbonat memiliki heterogenitas yang cukup kompleks yang merupakan hasil dari sedimentasi dan  diagenesis.  Reservoir  karbonat  umumnya  memiliki  hubungan  porositas  dan  permeabilitas  yang kompleks, sehingga perlu dilakukan karakterisasi reservoir secara khusus yang berbeda dengan reservoir silisikastik.  Karakterisasi  pada  reservoir  silisiklastik  umumnya  mendasarkan  diri  pada  observasi  fasies pengendapan. Akan tetapi, pada batuan karbonat proses diagenesis yang kompleks sering mengaburkan hubungan antara fasies pengendapan dan sifat petrofisikanya.
Archie  (1950)  memperkenalkan  konsep petrophysical  rock  type (PRT)  yang  didefinisikan  sebagai  ”unit batuan yang diendapkan pada kondisi yang sama dan kemudian mengalami proses diagenesis yang sama sehingga  menghasilkan  batuan  yang  memiliki  hubungan  porositas  dan  permeabilitas  tertentu,  profil tekanan kapiler tertentu dan pada suatu titik di atas free water level mem iliki saturasi air tertentu”. Konsep ini  menggabungkan  unsur-unsur  geologi  seperti  lingkungan  pengendapan  dan  diagenesis,  sifat-sifat petrofisika batuan seperti porositas dan permeabilitas serta sifat aliran fluida di dalamnya yang dicerminkan oleh tekanan kapiler dan saturasi air.

## 2. Metodologi Penelitian
Identifikasi  PRT  dilakukan  melalui  analisis  data core .  Analisis  yang  dilakukan  meliputi  analisis  fasies, asosiasi  fasies  dan  diagenesis.  Hal  ini  bertujuan  untuk  mengetahui  lingkungan  pengendapan  dan prosesproses diagenesis serta pengaruh keduanya terhadap rock type yang terbentuk. Data sayatan tipis berupa data sekunder diinterpretasi ulang untuk mendukung analisis fasies, asosiasi fasies dan diagenesis.
Analisis petrografi merupakan kunci utama dalam identifikasi PRT. Tahap pertama  dalam  identifikasi   PRT adalah      melakukan      pengelompokan      sampel  berdasarkan  lingkungan  pengendapan  dan  proses diagenesisnya.  Identifikasi  PRT  selanjutnya  dilakukan  dengan  mengklasifikasikan  jenis,  ukuran,  dan distribusi rongga pori mengikuti metode klasifikasi petrofisika batuan karbonat dari Lonoy (2006). Metode klasifikasi  dari  Lonoy  (2006)  dipilih  karena  mampu  menguantifikasi  parameter-parameter  petrofisika dengan  lebih  baik  sehingga  PRT  yang  dihasilkan  secara  langsung  mengontrol  sifat-sifat  petrofisika reservoir.
Identifikasi PRT yang dilakukan dengan pendekatan PGS adalah dengan mengidentifikasi korelasi antara sayatan tipis, geometri pori ( ) dan  struktur pori ( ) atau C dalam suatu grafik log. Persamaan yang didapat  kemudian  diintegrasikan  dengan  data  saturasi  air,  dikarekan  akan  lebih  dapat  mewakili  proses digenesis  seperti  disolusi  yang  terjadi  pada  batuan  karbonat.  Persamaan  yang  didapat  nantinya  dapat mencerminkan PRT dengan mengintegrasikan data porositas, saturasi air dan sayatan tipis.

## 3. Pembahasan

## 3.1. Geologi Daerah Penelitian
Berbagai litologi yang berumur akhir Aquitanian hingga awal Langhian merupakan formasi Tuban (Ardhana, dkk,  1993).  Interval  ini  tersingkap  cukup  banyak  disepanjang  zona  rembang  dan  muncul  dibanyak singkapan dan permukaan. Formasi Tuban terdiri dari tiga litologi yang dominan (batupasir, batugamping, dan serpih). Serpih formasi Tuban tersingkap diseluruh area Rembang, tetapi batugamping dan batupasir formasi Tuban hanya terlihat disebelah barat area studi.
Di daerah Rembang, dapat teridentifikasi minimal enam siklus pengendapan yang dapat ditelusuri diseluruh wilayah. Siklus menunjukkan tren pendangkalan. Setiap siklus terdiri dari serpih laut dalam pada bagian dasar, pada bagian atasnya terdapat batulempung karbonatan dan batulanau, batugamping laut dangkal dan batupasir karbonatan, dan batupasir yang kaya fragmen fosil.
Pola  stratigrafi  memperlihatkan  model  pengendapan  sedimen  timbal  balik  di  mana  sedimen  siliklastik progradasi  pada  saat suplai  sedimen  tinggi  dan  ruang  akomodasi  yang  rendah,  Batugamping  terbentuk selama rendahnya klastik yang masuk dan terbentuknya ruang akomodasi.

## Gambar 1. Lokasi dan geologi daerah penelitian
Sistem  siklus  Tuban-1  tidak  menunjukkan  adanya  fasies  terumbu.  Progradasi  batuan  klastik  muncul sebagai  yang mendominasi dari ketebalan  siklus  Tuban-2, tetapi  terumbu  terdapat pada siklus Tuban-3 hingga Tuban-6, menunjukkan ruang akomodasi yang relatif meningkatan pada interval Tuban. Formasi Tuban menipis pada daerah yang diendapkannya terumbu berumur Oligosen- Miosen awal dan menebal pada bagian yang tidak terdapat terumbu. Ketebalan formasi Tuban menunjukkan keseimbangan antara ruang akomodasi dengan suplai sedimen.
Lokasi daerah penelitian
Batugamping Formasi Tuban terdiri dari sebagian reef mound dan batupasir karbonatan yang menyebar secara  lateral  dengan  sisipan  serpih  atau  batulempung.  Dua  litologi  yang  umum  yaitu  pelloid  skeletal packstone pada bagian bawah, dan pada bagian atas didominasi skeletal wackestone dan packstone.
Gambar 2. Korelasi sumur daerah penelitian

## 3.2. Karakterisasi Resevoir Karbonat Formasi Tuban

## 3.2.1. Analisis Litofasies
Tujuh litofasies utama telah diidentifikasikan dengan menggunakan klasifikasi Dunham (1962), yaitu; (1) Larger foram-red algal packstone , (2) Red algal packstone , (3) Larger foram packstone , (4) Corallinelarger foram packstone , (5) bioclastic packstone , (6) dolomitized packstone , (7) Bioclastic mudstone . Komponen utama penyusun litofasies pada reservoir karbonat formasi Tuban adalah foram  besar, alga merah, dan koral.

## 3.2.2. Analisis Asosiasi Fasies
Berdasarkan  analisis  fasies  pada  data  sayatan  titpis,  setidaknya  terdapat  dua  asosiasi  fasies  yang menyusun reservoir karbonat formasi Tuban. Kedua asosiasi fasies tersebut adalah: (1) Shelf margin dan (2) Upper slope . Deskripsi dan interpretasi dari setiap asosiasi fasies tersebut dijelaskan seperti dibawah ini.

## (1) Asosiasi fasies Shelf margin
Asosiasi fasies shelf margin terdiri atas litofasies larger foram-red algal packstone , coralline-larger foram packstone , red  algal  packstone , larger  foram  packstone ,  dan bioclastic  packstone .  Umumnya  fasies  ini tersusun oleh batugamping yang masif dan tidak berlapis. Litofasies red algal packstone mencirikan bahwa lingkungan  pengendapan  berada  pada  daerah  berarus  kuat  dan  bergelombang  kecil.  Litofasies  yang didominasi  oleh packstone juga  mengidentifikasikan  lingkungan  pengendapan  pada  tidak  jauh  dari pertumbuhan organisme koloni insitu di asosiasi fasies shelf margin . Asosiasi fasies ini merupakan suatu timbulan karbonat yang dibentuk oleh pertumbuhan organisme koloni yang insitu, mempunyai potensi untuk berdiri tegar membentuk struktur topografi yang tahan gelombang.
Sumur - 01
Sumur - 0 2 S umur - 0 3
Analisis asosiasi fasies ini juga melihat pada data seismik yang menunjukkan indikasi terumbu. Fragmen koral  dapat  digunakan  sebagai  petunjuk  bahwa  lingkungan  pengendapan  asosiasi  fasies  ini  berada  di sekitar  terumbu.  Fragmen  koral  ditransportasikan  oleh  ombak  atau  badai  ke  seluruh  area  di  sekitar terumbu, sebagian besar di reef flat dan lagoon , dan sebagian kecil di upper slope (Tonkin dkk., 1992).
Gambar 3. Fasies dan asosiasi fasies yang dianalisis dari data sayatan tipis pada Sumur-01

## (2) Asosiasi fasies Upper slope
Asosiasi fasies ini didominasi oleh litofasies dolomitized packstone dan bioklastik mudstone . Asosiasi fasies ini terdapat pada sumur-02, yang diendapkan secara menjari  dengan asosiasi fasies shelf margin pada bagian timur. Fasies ini terbentuk pada lingkungan yang mempunyai kedalaman >30 m dan lereng 5-30 o . Semakin  jauh  dari  inti  terumbu,  litologi  berubah  menjadi  packstone,  wackestone,  dan  mudstone.  Pada lingkungan pengendapan ini memiliki gelombang yang cukup kuat karena berhadapan langsung dengan laut terbuka. Pecahan-pecahan dari fragmen pada inti terumbu terbawa dan terendapkan pada fasies ini.

## 3.2.3. Diagenesis
Analisis  proses  diagenesis  yang  terjadi  pada  reservoir  karbonat  formasi  Tuban  dilakukan  atas  dasar analisis  petrografi.  Dari  ketujuh  litofasies  yang  diteliti,  hampir  seluruhnya  menunjukkan  proses-proses diagenesis yang sama. Perbedaan yang paling mencolok adalah terjadinya sementasi rhombic dolomite pada  fasies  dolomitized  packstone  dan  neomorfisme  pada  fasies bioklastik  mudstone .  Porositas  yang terbentuk umumnya merupakan porositas sekunder hasil pelarutan material aragonitik dan moluska serta pelarutan mikrit secara parsial. Hal ini kemungkinan akibat dari proses exposure yang berulang-ulang.
SUMUR - 01
Tabel 1. Proses-proses diagenesis yang terjadi pada reservoir karbonat formasi Tuban sejak dari proses pengendapan hingga migrasi hidrokarbon ke dalam reservoir.

## 3.2.4. Identifikasi Petrophysical Rock Type
Tahap pertama dalam identifikasi PRT adalah melakukan pengelompokan sampel berdasarkan lingkungan pengendapan dan proses diagenesisnya. Telah disebutkan bahwa terdapat dua asosiasi fasies dan satu asosiasi fasies yang hanya dapat diinterpretasi dari data seismik, dikarekan tidak adanya data sumur dan sayatan tipis pada asosiasi fasies tersebut, ketiga asosiasi fasies tersebut yaitu Shelf margin, Upper slope, dan Lagoon .  Asosiasi  fasies  tersebut  menunjukkan  proses-proses  diagenesis  yang  sama,  kecuali  pada Upper slope yang mengalami dolomitisasi dan neomorfisme. Oleh sebab itu, pemodelan PRT dibatasi oleh ketiga  asosiasi  fasies  tersebut.  Tahap  kedua  adalah  melakukan  analisis  mikroskopis  untuk  mencari kandidat-kandidat PRT melalui determinasi geometri pori (jenis, ukuran dan distribusi pori) dan hubungan porositas dan permeabilitasnya pada seluruh sampel yang digunakan dalam penelitian ini.
Pada  sampel yang dianalisis, suatu  jenis  pori umumnya berasosiasi dengan  jenis pori  lain atau dengan jenis pori yang sama tetapi berbeda ukuran. Sedangkan  hampir seluruh sampel menunjukkan distribusi pori yang seragam. Dari seluruh  sampel  yang dianalisis  terdapat tiga kandidat PRT yang teridentifikasi. Ketiga kandidat PRT tersebut dikelompokkan berdasarkan satu atau dua asosiasi jenis dan ukuran pori. Pengelompokan  ini  bertujuan  untuk  mempermudah  identifikasi  hubungan  porositas  dan  permeabilitas dengan jumlah sampel yang terbatas. Tiga PRT telah diidentifikasi pada reservoir karbonat formasi Tuban pada lapangan ini. Ketiga PRT tersebut adalah: (1) PRT 1 – Vuggy porosity dan moldic macropore patchy association , PRT 2 – Packstone micropore dan moldic macropore patchy association , PRT 3 – Packstone micropore uniform .

## (1) PRT 1 (Vuggy porosity dan moldic macropore patchy association)
PRT 1 merupakan rock type dengan sifat petrofisika paling baik. Porositas PRT ini bervariasi antara 1333% dan permeabilitas bervariasi antara 30-1000 mD. Ciri khusus pada PRT ini adalah kehadiran vuggy porosity dan moldic macropore dengan ukuran diameter >100 µm. Vuggy porosity didefinisikan sebagai rongga pori hasil  pelarutan  yang  bersifat  non- fabric  selective sesuai  dengan  definisi  dari  Choquette  &  Pray  (1970). Rongga pori ini dalam beberapa sampel dapat berukuran hingga lebih dari 300 µm sebagai hasil pelarutan dari  fragmen  koral,  moluska  dan  fragmen  aragonitik  lain  bersama-sama  dengan  mikrit  di  sekitarnya. Persentase vuggy porosity berkisar antara 10-50%, sedangkan porositas moldic berkisar antara 50-90%. PRT 1 hanya dijumpai pada asosiasi fasies shelf margin .

## (2) PRT 2 (Interparticle meso-macropore patchy association)
PRT 2 dijumpai pada fasies larger forams-red algal packstone dan coralline-larger foram packstone dari asosiasi  fasies shelf  margin dan upper  slope .  Porositas  interpartikel  merupakan  cirri  khas  dari  PRT  ini dengan dua ukuran diameter pori utama yang mendominasi, yaitu interparticle mesopore (50-100 µm) dan interparticle  macropore (>100  µm).  Porositas  ini  sebagian  merupakan  porositas  primer,  sedangkan porositas interpartikel sekunder dihasilkan dari pelarutan semen marin dari diagenesis awal dan pelarutan mikrit. Kurang dari 10% moldic macropore (>100 µm) muncul sebagai hasil pelarutan cangkang aragonitik
seperti moluska. Porositas PRT 2 bervariasi antara 4-18% dan permeabilitas bervariasi antara 2- 400 mD.

## (3) PRT 3 (Interparticle micropore uniform)
PRT 3  merupakan rock type yang bukan  reservoir  dan  didominasi  oleh  porositas  mikro yang  berukuran kurang dari 10 µm, sehingga PRT ini memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang kecil (Gambar 4.C). Rongga  pori  mikro  pada  PRT  ini  terbentuk  diantara  partikel  mikrit  yang  mengalami  rekristalisasi  atau pelarutan  parsial  pada  fasies bioclastic  packstone selama  diagenesis  meteorik  awal.  Porositas  PRT  3 bervariasi antara 2-5% dengan permeabilitas antara 0,1-10 mD. PRT ini umumnya hanya dijumpai pada fasies bioclastic packstone .
Gambar  4. Fotomikrograf  dari  ketiga  PRT.  (A)  PRT  1  ( vuggy  porosity dan moldic  macropore  patchy association ; Ф = 13-33%, k = 30-1000 mD), (B) PRT 2 ( interparticle meso-macropore patchy association ; Ф = 4-18%, k = 2-400 mD), (C) PRT 3 ( interparticle micropore uniform ; Ф = 2-5%, k = 0.1-10 mD).

## 3.2.5. Penentuan Rock Type Berdasarkan Pore Geometry and Structure (PGS)
Penentuan rock  type akan  dilakukan  dengan  pendekatan pore  geometry  structure (PGS)  yang  telah diperkenalkan  oleh  P.  Permadi,  dkk  (2009).  Pada  pendekatan  ini,  pembagian  PRT  dilakukan  dengan mengintegrasikan data PRT yang telah diidentifikasikan sebelumnya dengan data geometri pori ( ) dan struktur pori ( ) atau C batuan yang didapat dari data SCAL. Data geometri pori dan struktur pori dibuat krosplot yang kemudian dibagi menjadi 3 PRT berdasarkan trend dan identifikasi sayatan tipis.
Berdasarkan  kurva  PGS  yaitu  krosplot  antara  geometri  pori  dengan  struktur  pori,  PRT  pada  daerah penelitian dapat dibagi menjadi 3 PRT. PRT 1 yang berwarna biru, memiliki nilai porositas dan permeabilitas paling  tinggi dibanding 2 PRT lainnya. Dari sayatan tipis  PRT ini merupakan vuggy porosity dan moldic macropore dengan porositas 13-33% dan permeabilitas 30-1000 mD. PRT 2 adalah trend yang berwarna merah, PRT ini memiliki porositas dan permeabilitas rata-rata diantara PRT 1 dengan PRT 3. Dari sayatan tipis  PRT  ini  merupakan interparticle  meso-macropore  patchy  association dengan  porositas  4-18%  dan permeabilitas 2-400 mD. PRT yang terakhir adalah PRT 3, yang memiliki trend berwarna hijau. PRT ini memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang paling kecil dibanding 2 PRT lainnya. Dari sayatan tipis PRT ini merupakan interparticle micropore uniform dengan porositas 2-5% dan permeabilitas 0.1-10 mD.
Gambar 5. Pembagian 3 PRT berdasarkan interpretasi sayatan tipis dan trend dari krosplot antara geometri pori dan struktur pori.

## 3.2.6. Validasi Petrophysical Rock Type
Seluruh  PRT  yang  telah  diidentifikasi  menunjukkan  hubungan  yang  spesifik  antara  geometri  pori  dan struktur pori pada masing-masing PRT. Untuk memvalidasi seluruh PRT tersebut, digunakan data mercury injection  capillary  pressure (MICP).  Tekanan  kapiler  dari  MICP  merupakan  teknik  yang  efektif  untuk menguantifikasi geometri pori khususnya ukuran pori dan ukuran pore throat (Rushing dkk., 2008). Merkuri adalah fluida yang bersifat non-wetting yang nyaris sempurna, namun hanya akan memasuki ruang pori batuan jika diberi tekanan. Jika tekanan yang diberikan cukup, pori yang berukuran besar akan terisi lebih dulu yang kemudian diikuti oleh pori yang lebih kecil hingga seluruh ruang pori terisi oleh merkuri.
Seluruh data tekanan kapiler diplot terhadap saturasi wetting phase (dianggap sebagai saturasi air) dan diberi  warna  yang  berbeda  untuk  masing-masing  PRT.  Dari  profil  tersebut  terlihat  bahwa  keenam  PRT memiliki profil tekanan kapiler yang berbeda-beda. PRT 1 merupakan PRT dengan sifat aliran yang paling baik dan  PRT 3  merupakan PRT dengan  sifat aliran yang paling buruk.  Sifat aliran  ini menggambarkan konektivitas pori dan ukuran pore throat . PRT 1 yang didominasi oleh vuggy porosity dan moldic macropore menunjukkan bahwa rongga pori yang terdapat dalam batuan saling terkoneksi dengan baik. PRT 2 yang didominasi oleh interparticle meso-macropore patchy assosiation , memiliki sifat aliran yang berada diantara PRT 1 dan PRT 3.
Gambar  6. Profil  tekanan  kapiler  dari  MICP  tiga  sampel.  Setiap  sampel  diberi  warna  dan  kode  yang berbeda  sesuai  dengan  jenis  PRT-nya.  Ketiga  PRT  yang  diidentifikasi  membuktikan  adanya perbedaan sifat aliran dari seluruh PRT.

## 4. Kesimpulan
Mengetahui dan memahami tentang karakter, kuantitas dan distribusi rock type dalam suatu reservoir dapat membantu  menjelaskan  berbagai  fenomena-fenomena,  baik  yang  berhubungan  dengan  proses  geologi maupun  dengan  sifat-sifat  petrofisika  suatu  reservoir.  Studi  karakteristik  reservoir  berdasarkan petrophysical rock type (PRT) ini, berhasil mendemonstrasikan bagaimana rock type menentukan sifatsifat petrofisika dan kualitas reservoir serta pengaruhnya terhadap performa produksi sumur.
Lingkungan pengendapan dan proses diagenesis merupakan faktor yang menentukan jenis rock type . Dari ketiga PRT yang diidentifikasi, PRT 1 ( vuggy porosity dan moldic macropore patchy association ) dan PRT 2 ( interparticle meso-macropore patchy association ) dominan terbentuk pada asosiasi fasies shelf margin , sedangkan  PRT  3  ( interparticle  micropore  uniform )  dominan  terbentuk  pada  asosiasi  fasies lagoon dan upper  slope .  Ketiga  PRT  yang  diidentifikasi  memiliki  hubungan  geometri  pori  dan  struktur  pori  tertentu dengan koefisien korelasi  yang cukup  tinggi.  Profil tekanan kapiler dari MICP juga  menunjukkan  bahwa ketiga PRT tersebut memiliki sifat aliran yang berbeda-beda.

## 5. Penghargaan
Ucapan terima kasih disampaikan penulis kepada Formation Evaluation Research Group (FERG).

## 6. Daftar Pustaka
[1]  Archie,  G.E.  (1950):  Introduction  to  petrophysics  of  reservoir  rocks,  AAPG  bulletin,  34,  943 –961.  [2] Ardhana,  W.  (1993),  A  Depositional  Model  for  The  Early  Middle  Miocene  Ngrayong  Formation  and Implication for Exploration in The East Java Basin, 22nd IPA Proceed.
[3] Dunham, R. J. (1962): Classification of carbonate rocks according to depositional texture, dalam W. E. Ham, eds., Classification of carbonate rocks: AAPG Memoir, 1, 108 –121.
[4] Lonoy,  A.  (2006):  Making  sense  of  carbonate  pore  systems,  AAPG  bulletin,  90,  1381 –1405. [5] Lucia, F. J. (1983): Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: A field classification of carbonate pore space, Journal of Petroleum Technology, 216, 221 –224. [6] Permadi, P., dan  Susilo,  A.  (2009):  Permeability  Prediction  and  Characteristics  of  Pore  Structure  and  Geometry  as Inferred from Core Data, SPE 125350-PP, Abu Dhabi.
[7] Permadi,  dkk.  (2011):  Rock  typing  and  permeability  prediction  for  water-wet  and  oil-wet  rocks, Proceedings of Society of Core Analyst, SCA2011-53, Texas.
[8] Tucker, M.E. dan Wright, P., (1990): Carbonate Sedimentology, Blackwell Scientific Publications, Oxford, 482 hal.
[9] van Bemmelen, R. W., 1949, The Geology of Indonesia, Vol. IA: General Geology of Indonesia and Adjacent Archipelagoes, The Hague, Martinus Nijhoff, vol. 1A, Netherlands