## ANALISIS PETROFISIKA DAN PERHITUNGAN CADANGAN GAS ALAM LAPANGAN “KAPRASIDA” FORMASI BATURAJA CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

## M. Iqbal Maulana, Widya Utama, Anik Hilyah
Jurusan Teknik Geofisika, FTSP Institut Teknologi Sepuluh Nopember e-mail : widya@geofisika.its.ac.id
Abstrak. Analisis  petrofisika  dilakukan  untuk  evaluasi  parameter  petrofisika  pada  Formasi  Baturaja. Identifikasi  porositas,  kandungan  serpih,  saturasi  air  dan  permeabilitas  dilakukan  pada  empat  sumur. Estimasi kandungan serpih dilakukan dengan menggunakan log Gamma  Ray , estimasi porositas efektif dilakukan  dengan  menggunakan  gabungan  log  densitas  dan  log  neutron,  Saturasi  air  dihitung  dengan menggunakan  persamaan  Indonesia,  dan  permeabilitas  dihitung  dengan  menggunakan  persamaan Timur. Rata-rata nilai kandungan serpih tiap sumur adalah 18,2 %, 12,55 %, 20 %, dan 40 %. Nilai rata- rata nilai  porositas pada tiap sumur adalah  16,4  %, 14,6 %, 15,3 %, 12,7 %. Rata-rata nilai saturasi air pada  tiap  sumur  adalah  40  %,  62  %,  67  %,  dan  64  %.  Rata-rata  nilai  permeabilitas  pada  tiap  sumur adalah  34,65mD,  61,15mD,  157,3mD.  Selanjutnya  dilakukan  lumping  dengan  mengggunakan  nilai penggal ( cut-off ) sebagai berikut VShale ≤ 0,7, PHIE ≥ 8 %, SW≤ 70 %, Permeabilitas  ≥ 1mD. Cadangan gas alam pada 2 kompartemen reefal diestimasi. Batas atas Volume untuk perhitungan cadangan adalah Peta Top  Surface formasi  Baturaja.  Sedangkan  batas  bawahnya  adalah  data  kedalaman Gas  Water Contact (GWC). Data kedalaman GWC merupakan data perusahaan yang didapatkan dari pressure test dan  uji  kandung  lapisan.  Kompartemen  utara  dilewati  oleh  sumur  MI-1,  sedangkan  kompartemen selatan  dilewati  oleh  sumur  MI-2,  MI-3,  dan  MI-6.  Perhitungan  cadangan  pada  kompartemen  utara menggunakan  parameter  petrofisika  hasil  analisis  pada  sumur  MI-1.  Hasil  perhitungan  cadangan  pada kompartemen Utara adalah sebesar 5 BSCF dan kompartemen Selatan sebesar 6 BSCF.
Kata kunci: analisis petrofisika; formasi Baturaja; perhitungan cadangan
Abstract. This petrophysical analysis is carried out to evaluate petrophysicalparametres of the Baturaja Formation. Porosity, shale volume, water saturation, and permeability were identified from well logs in four  wells.  Shale  volume  estimation  is  done  using  Gamma  Ray  log,  porosity  estimation  is  done  using density  log  and  neutron  log.  Water  saturation  is  estimated  using  Indonesian  method.  Permeability  is estimated using Timur Equation. The average of shale volume in four wells are 18,2 %, 12,55 %,  20 %, dan  40  %.  The  average porosity  in  each  wells  are  16,4  %,  14,6  %,  15,3  %,  12,7  %.  The  average  water saturation in each wells are 40 %, 62 %, 67 %, 64 %. The average permeability in each wells are 34,65mD, 61,15 mD, 157,3 mD, 16,32 mD. After that, lumping is done using  cut-off values. The cut-off values are VShale  ≤  0,7,  PHIE  ≥  8  %,  SW≤  70  %,  Permeability  ≥  1  mD.  Reserve  gas  in  two  reefal  compartment  is estimated. The Volume top boundary is Top Surface Baturaja Formation Map in Grid 3D. And the bottom boundary  is  the  depth  data  of  Gas  Water  Contact  (GWC).  GWC  depth  data  is  a  decision  from  the company. GWC is estimated by pressure test and drill stem test. North reefal compartment is passed by well MI-1, and south reefal compartment is passed by well MI-2, MI-3, and MI-6. The result of reserve estimation in North compartment is 5 BSCF and South compartment is 6 BSCF.
Keyword: petrophysical analysis; Baturaja formation; reserve estimation

## PENDAHULUAN
Peran  dari  metode logging sangatlah  penting karena  memberikan  gambaran  detail  mengenai sifat  fisis  dari  batuan  sekitar  lubang  pengeboran. Dengan melakukan analisis petrofisika menggunakan  data  log  akan  diketahui  ketebalan tiap  lapisan  batuan  atau  memberikan  informasi secara vertikal. Data luar seperti data core (sampel batuan  inti  dari  sumur  bor)  atau  data  dari  lumpur
yang  digunakan  untuk  pengeboran  ( mudlog )  juga dibutuhkan  untuk  memperkuat  analisis.  Dengan adanya  analisis  petrofisika,  maka  deskripsi mengenai  batuan  reservoar  yang  mengandung hidrokarbon serta perhitungan cadangan hidrokarbon  yang  terkandung  di  dalamnya  akan lebih mudah dilakukan.
Analisis  petrofisika  sangat  berguna  untuk karakterisasi  reservoar.  Karakterisasi  reservoar pada  analisis  petrofisika  dilakukan  dengan mempelajari  litologi,  porositas,  saturasi  air,  dan permeabilitas lapisan batuan di bawah permukaan. Penentuan  litologi  melalui  identifikasi  log Gamma Ray bertujuan  untuk  membedakan  lapisan permeabel  atau  bukan.  Log  densitas  dan  log neutron    dapat  digunakan  untuk  menghitung porositas  lapisan  batuan,  dan  log  resistivitas digunakan  untuk  mencari  saturasi  air  lapisan batuan.
Dengan  melakukan  analisis  petrofisika  pada formasi  geologi,  dapat  diketahui  struktur  bawah permukaan  serta  zona  potensi  hidrokarbon  dari lapangan  produksi.  Namun,  dalam  pengembangan sebuah  lapangan,  perlu  juga  diketahui  seberapa besar  cadangan  hidrokarbon  yang  dapat  diperoleh dari lapangan tersebut.

## DASAR TEORI

## A. Analisis Petrofisika
Analisis  petrofisika  merupakan  salah  satu proses  yang  penting  dalam  usaha  untuk mengetahui  karakteristik  suatu  reservoar.  Analisis petrofisika  diawali  oleh  perolehan  data  bawah permukaan  melalui  proses well  logging pada lubang pengeboran.
Untuk melakukan analisis petrofisika diperlukan  beberapa  parameter  penting  batuan dalam suatu formasi, di antaranya adalah porositas, satrasi air, shale volume dan permeabilitas.

## B. Porositas
Porositas  didefinisikan  sebagai  perbandingan antara  volume  batuan  yang  tidak  terisi  oleh padatan terhadap volume batuan secara keseluruhan.  Log  untuk  mengukur  porositas terutama  adalah  log  densitas,  neutron,  sonik  dan Rxo  (Heysse,  1991).  Log-log  tersebut  dapat mengukur  parameter  tertentu  yang  kemudian dapat  digunakan  untuk  menghitung  porositas. Persamaan  untuk  menghitung  nilai  porositas batuan adalah sebagai berikut:
PHIT = PHIE + Vsh.  Tsh (1)

## C. Permeabilitas
Permeabilitas merupakan besaran yang digunakan  untuk  menunjukkan  seberapa  besar kemampuan suatu batuan untuk mengalirkan fluida yang  terkandung  di  dalamnya.  Permeabilitas batuan  penting  untuk  dicari  guna  mengetahui seberapa efektif batuan tersebut untuk diproduksi. Permeabilitas dapat dihitung menggunakan persamaan Timur sebagai berikut :
K = 0.136 x [(Øe^4.4) / (Swirr^2)] (2)

## D. Saturasi Air
Saturasi  air  atau  kejenuhan  air  adalah perbandingan  kuantitas  (volume)  suatu  fluida dengan  pori-pori  batuan  tempat  fluida  tersebut berada. Saturasi merupakan persentase bagian dari suatu pori yang terisi fluida.  Karena tidak mungkin ada  pori-pori  yang  kosong  oleh  fluida  (vakum), maka Sw+So+Sg=1. Secara umum,  ada 2 cara untuk menentukan  saturasi,  yaitu  dengan  analisis laboratorium  atas  sampel core dari  reservoar,  dan dengan  log.  Dalam  penelitian  ini,  saturasi  air dihitung  menggunakan  persamaan  Indonesia sebagai berikut :
Sw =  (3)
E. Kandungan Serpih ( Shale Volume ) Perhitungan Shale  Volume adalah  menghitung kandungan serpih dalam batuan reservoar dengan memanfaatkan  log Gamma  Ray .  Oleh  karena  itu, perhitungan  volume  serpih  dilakukan  sebagai koreksi  pada  porositas  total  sehingga  dapat diperoleh  porositas  efektif  batuan  reservoar. Perhitungan  volume  serpih  ( V sh )  dapat  dilakukan secara  linear  berdasarkan  Log Gamma  Ray , berdasarkan persamaan Index Gamma Ray ( I GR ):
VSHgr = (GRlog – GRmatrix) / (GRshale – GRmatrix) (4)

## F. PerhitunganCadangan
Metode  perhitungan  volumetrik  berdasar kepada  persamaan  volume,  data-data  yang menunjang pada perhitungan cadangan
hidrokarbon  adalah  porositas  dan  saturasi hidrokarbon.  Persamaan  yang  digunakan  dalam metode volumetrik adalah sebagai berikut:
G = (5)

## METODOLOGI PENELITIAN
Secara  garis  besar,  penelitian  ini  mencakup  3 pokok  bahasan  penting,  yaitu  analisis  petrofisika, analisis mudlog/core ,  dan  perhitungan  cadangan. Berikut adalah diagram alir penelitian :
Gambar 1. Diagram Alir Penelitian.

## HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Porositas Keempat Sumur
Gambar 2.  Tampilan Porositas Keempat Sumur.

## B. Saturasi Air Keempat Sumur
Gambar 3.  Saturasi Air Keempat Sumur.

## C. Permeabilitas Keempat Sumur
Gambar 4. Permeabilitas  Keempat Sumur.

## D. Lumping
Reservoar yang merupakan zona interest harus memiliki  nilai  porositas  tinggi  dan  lapisan batuannya  permeabel.  Zona  tersebut  harus memiliki  kandungan  serpih  yang  sedikit,  karena kandungan serpih yang banyak dapat menyebabkan  reservoar  menjadi  kurang  produktif. Dalam  melakukan lumping ,  perlu  ditetapkan  nilai penggal    ( cut-off )  yang  berfungsi  sebagai    filter untuk mendapatkan zona reservoar bersih.
Gambar 5.  Hasil Pembungkalan Sumur MI-1.
Gambar 6.  Hasil Pembungkalan Sumur MI-2.
Gambar 7.  Hasil Pembungkalan Sumur MI-3.
Gambar 8. Hasil Pembungkalan Sumur MI-6.

## E. Perhitungan Cadangan
Perhitungan cadangan hidrokarbon menggunakan metode volumetrik, yaitu memperkirakan OGIP ( Original  Gas  In  Place ). Berdasarkan  model  geologi  yang  secara  geometrik menggambarkan volume hidrokarbon  dalam reservoar.  Dalam  perhitungan  cadangan  gas  alam, terdapat  beberapa  parameter  yang    harus diketahui,  di  antaranya  adalah  porositas,  saturasi air,  Volume bulk ,  dan  Bgi factor .  Nilai  Bgi diasumsikan  pada  formasi  Baturaja  dan  wilayah
Prabimulih  sebesar  0.0076.  NTG  ditentukan berdasarkan cut-off porositas,  permeabilitas  dan saturasi  air. Cut-off permeabilitas  diasumsikan  gas mengalir  di  atas  satu  Milidarcy. Nilai  penggal  ( Cut- off ) dari saturasi air diasumsikan 0.5 untuk gas.
Gambar 9. Peta Surface Kompartemen Selatan.
Gambar 10. Peta Surface Kompartemen Utara.
Gambar 11. Basemap Sumur dan Peta Top Surface .
Gambar 12.  Hasil Perhitungan Cadangan.

## KESIMPULAN
Dari  penelitian  yang  dilakukan,  dapat  ditarik beberapa buah kesimpulan sebagai berikut : 1. Formasi  Baturaja  Cekungan  Sumatera  Selatan telah  terbukti  melalui  analisis  petrofisika  dan perhitungan  cadangan  memiliki  hidrokarbon dengan  jenis  gas  alam  dalam  jumlah  yang melimpah.
2. Penentuan  zona  hidrokarbon  dilakukan  melalui analisis  data mud  log ( gas  reading,  oil  show, litologi), wireline  log , sidewall  core ,  dan  data batuan inti ( core ). 3. Berdasarkan analisis petrofisika dan pembungkalan  ( lumping ),  diketahui  bahwa sumur  yang  memiliki  potensi  keterdapatan hidrokarbon  yang  paling  baik  adalah  sumur  MI- 1.
4. Wilayah Kompartemen Utara yang dilewati oleh sumur  MI-1  memiliki Original  Gas  in  Place (OGIP)  sebesar  5  BSCF,  wilayah  Kompartemen Selatan  yang  dilewati  oleh  sumur  MI-2,  MI-3, dan  MI-6  juga  memiliki Original  Gas  in  Place (OGIP) yang sama, yaitus ebesar 6 BSCF.

## Ucapan Terima Kasih
Penulis  mengucapkan  terima  kasih  kepada  PT Pertamina  Upstream  Technology  Center  atas  izin yang  diberikan  untuk  mempublikasikan  tulisan  ini. Serta  Ibu  Anik,  Pak  Widya,  dan  Pak  Fahyani  selaku pembimbing dalam menyusun tulisan ini.

## DAFTAR PUSTAKA
Bateman, Richard M., 1985. Open-Hole Log Analysis and Formation Evaluation. International Human Resources Development Corporation. Boston.
Bishop, Michele G., 2000. South Sumatra Basin Province, Indonesia:  The  Lahat/TalangAkar-Cenozoic  Total Petroleum System . USGS.
Darling,  Toby,  2005. Well  Logging  and  Formation Evaluation. Oxford: Elsevier Publishing Company.
Koesumadinata  R.P.,    1980. Geologi  Minyak  dan  Gas Bumi . Edisi-2. Jilid 1 dan 2. Bandung: ITB.
Rider,  Malcolm.,  1996, The  Geological  Interpertation  of Well Logs . Caithness, Scotland.
-------------------