## POTENSI GAS SERPIH FORMASI PULOBALANG, CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR
AHMAD HAMDANI 1 , DARDJI NOERADI 1 , YUSUP ISKANDAR 2
1. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, Email: ahmad.hamdani.h@gmail.com 2. Pusat Survey Geologi, Badan Geologi, ESDM, Jl. Diponegoro No. 57, Bandung, Jawa Barat, Indonesia.
Sari – Cekungan kutai telah terbukti sebagai cekungan migas yang produktif dan memiliki potensi yang besar, hal tersebut  mengindikasikan  bahwa  sistem  petroleum  yang  ada  telah  berjalan  dengan  baik.  Namun,  seiring  dengan kebutuhan  akan  energi  fosil,  perlu  dilakukan  penyelidikan  yang  lebih  khusus,  terutama  dalam  pengembangan cadangan hidrokarbon non-konvensional. Selain itu penyelidikan ini juga ditujukan untuk  mengetahui  secara rinci karakteristik batuan yang berpotensi sebagai pembawa potensi gas serpih di Cekungan Kutai. Data yang digunakan dalam penelitian ini meliputi 5 (lima) sumur pengeboran, yaitu Ramin-1, Rasamala-1, Buat-1, Busang-1, dan Murung- 1  yang  berisi  data  log  tali  kawat,  log  lumpur  pengeboran,  analisis  biostratigrafi,  dan  geokimia beserta  81  lintasan seismik  2  dimensi.  Penafsiran  lebih  lanjut  menggunakan  data  geokimia  dan  pemodelan  dengan  Metode  Passey. Sedangkan dalam pemodelan data geomekanika digunakan log tali kawat yang menghasilkan nilai modulus young , rasio poisson, dan indeks kegetasan batuan.  Hasil analisis dan pemodelan menunjukan bahwa unit batuan Formasi Pulobalang  di  daerah  penelitian  terendapkan  pada  lingkungan  deltaik  hingga  lereng  paparan  ( slope ),  dengan  jenis kerogen tipe III, tingkat kekayaan buruk-istimewa dengan nilai TOC antara 0.12-7%, dan nilai kegetasan 0.05-0.971. Dengan total potensi gas serpih mencapai 2,78 TCF.
Kata  kunci :  Cekungan  Kutai,  gas  serpih,  geokimia,  geomekanika,  Passey,  Miosen  Awal,  nonkonvensional,  Fm. Pulobalang.
Abstract - Kutai Basin has proven to be a productive basin and has great potential, this fact indicating the existing petroleum system has been running well. Therefore, more  specific investigations need to be carried out, especially for development of non-conventional hydrocarbon reserves, and find out in detail the characteristics of rocks that have potential to be carriers of potential shale gas in the Kutai Basin. The used data  in this study included 5 (five) drilling wells, Ramin-1, Rasamala-1, Buat-1, Busang-1, and Murung-1 which contained wireline log data, mud logs, biostratigraphic analysis, geochemical analysis, and 81 line 2-D seismik trajectories. Further interpretation using geochemical data and modelling with Passey Method. In geomechanical data analysis, modeling used wireline logs, produce  Young  modulus  values,  Poisson  ratios,  and  rock  brittleness.  Petrophysical  analysis  was  used  to  be  a parameter of rock quality. These data are depicted vertically and horizontally with seismic data benchmark, resulting in  facies  distribution  and  rock  quality  parameters  as  shale  gas  reservoirs. The  research  showed  that  Pulobalang Formation in the study area, deposited in the deltaic to slope environment, with type III kerogen, TOC content level poor  until  excellent  with  0.12  -  7%  value  and  brittleness  value  0.05-0.971.  The  calculation  was  conducted  based standard criteria as shale gas reservoir. Total potential of shale gas resources in the Pulobalang Formation reaches 2.78 TCF.
Key words: Early Miocene, geochemistry, geomechanics, Kutai Basin, shale gas, Passey Method, unconventional.

## 1.  Pendahuluan
Ekplorasi migas yang dilakukan di Kalimantan  Timur  dan  Selat  Makasar  telah dilakukan sejak akhir abad ke-19, dengan cara memetakan rembesan-rembesan minyak yang terdapat  di  permukaan.    Kegiatan  tersebut menghasilkan  penemuan  bahwa  persebaran rembesan  minyak  terjadi  di  sepanjang  jalur Balikpapan sampai dengan Utara Samarinda, yang  dikenal  sebagai  wilayah  Antiklinorium
Samarinda.
Pengeboran  eksplorasi  pertama  dilakukan  di sumur Louise-1 (1897) dan Mathilde-1 (1898), yang keduanya terbukti menghasilkan minyak dan dengan cepat berkembang menghasilkan lapangan-lapangan  yang  baru  di  sekitarnya. Pada  awal  abad  ke-20  penurunan  produksi minyak  dan  gas  bumi  diikuti  dengan

## BULLETIN OF
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)
peningkatan kebutuhan manusia akan energi. Untuk mengatasi semua permasalahan tersebut,  dilakukanlah  berbagai  kegiatan  dan penggunaan berbagai macam metode eksplorasi  hidrokarbon  di  Indonesia.  Selain itu,  pencarian  sumber  energi  hidrokarbon non-konvensional juga
semakin dikembangkan,  salah  satunya  adalah  gas serpih.  Berdasarkan  pengertian,  gas  serpih merupakan  gas  yang  dihasilkan  dari  batuan induk  berupa  serpih  kemudian  matang  dan terperangkap  di  dalam  batuan  tersebut (Sosrowidjojo,  2011).  Gas  yang  dihasilkan akan  terperangkap  dan  tersimpan  didalam pori-pori mikro dalam lapisan serpih.
Perekahan hidraulik kemudian dikembangkan sebagai metode untuk membuka porositas dan permeabilitas  yang sangat  kecil pada lapisan serpih. Perekahan hidraulik dilakukan dengan cara  injeksi  fluida  yang  memiliki  tekanan tinggi  kedalam  lubang bor,  proses tersebut akan  menghasilkan  ketidakstabilan  pada lapisan batuan yang menjadi target, sehingga akan    membuka  rekahan-rekahan  baru  di sekitarnya,  rekahan  ini  yang  membuat peningkatan porositas dan permeabilitas pada batuan, sehingga gas yang berada pada lapisan serpih dapat mengalir (Michael, 2016).
Objek dan lokasi penelitian berada pada fasies serpih berumur Miosen pada Cekungan Kutai ( Gambar  1 ).  Data  yang  digunakan  berupa data  log  sumur,  data  seismik,  geokimia, petrologi,  dan  laporan  sumur.  Penelitian dilakukan  bersama  Pusat  Survey  Geologi dengan lokasi penelitian terletak di Kabupaten Kutai dan Kota Samarinda.
Gambar  1. Lokasi daerah penelitian.

## 2.  Data dan Metodologi
Data tersedia yang digunakan dalam penelitian ini yaitu:
1. Data sumur berupa log lumpur, deskripsi serbuk bor, log talikawat, dan analisa lab dari 5 sumur.
2. Data  seismik  terproses  sebanyak  81 lintasan,  dengan  total  panjang  1.493  km (Gambar 2).
3. Analisa  laboratorium  geokimia  berupa kandungan  total  karbon  organic  (TOC), pirolisis rock eval , dan reflektansi vitrinit (Ro).
Gambar  2. Ketersediaan  data  seismik  di daerah penelitian.
Penelitian dimulai dengan melakukan pengujian serpih sebagai batuan induk secara umum  baik  dari  sisi  petrologi  maupun  dari aspek geokimia, dilanjutkan korelasi stratigrafi untuk membatasi batas formasi dan geometri  dari  serpih  di  daerah  penelitian dengan  dibantu  oleh  penarikan  horizon seismik  untuk  menggambarkan  kondisi geologi secara  menyeluruh  di bawah permukaan,  dengan  keluaran  berbentuk  peta struktur  kedalaman  dan  peta  ketebalan. Penafsiran lingkungan pengendapan dilakukan  dengan  menggunakan  laporan sumur,  biostratigrafi,  pengamatan  inti  bor, serta analisis bawah permukaan.
Analisis selanjutnya yaitu pemodelan petrofisika  yaitu  analisis  kegetasan  batuan, bertujuan untuk mendapatkan properti batuan dan  geomekanika  di  daerah  penelitian, analisis dilakukan dengan menghitung indeks kegetasan  pada  interval  Formasi  Pulobalang mengunakan metode Wang dan Gale (2007), berdasarkan nilai Modulus Young dan nisbah Poisson dari serpih. Analisis geokimia batuan induk  mencakup  analisis  material  organik (TOC), Rock  Eval ,  dan  Ro  yang  kemudian digunakan  untuk  mengetahui  kualitas  dan kuantitas  batuan  induk.    Dalam  melakukan pemodelan  TOC,  digunakan  Metode  Passey, yakni dengan menggunakan hubungan antara respon nilai log sonik, log resistivitas, dan log sinar gamma ( Gambar 3 ), dengan divalidasi oleh  data  geokimia  yang  didapatkan  dalam laporan sumur.
Gambar 3. Panduan skematis untuk interpretasi  berbagai  fitur  yang  diamati  pada overlay ΔlogR (Passey dkk., 1990).
Tahapan integrasi data yang telah didapatkan, hasil  analisis  dan  pengolahan  data  tersebut kemudian  ditarik  kesimpulan  secara  induksi sehingga  diperoleh  hasil  yang  konklusif mengenai  hubungan  antara  fasies  serpih, lingkungan  pengendapan  yang  mengontrol kekayaan  dan  kegetasan,  serta  potensi  dari serpih sebagai  reservoir  gas serpih di  daerah penelitian.

## 3. Hasil Penelitian
Korelasi dilakukan pada sumur yang tersedia, bertujuan  untuk  membatasi  batas-batas formasi  di  daerah  penelitian.  Dasar  yang dilakukan  dalam  korelasi  adalah  dengan menarik berdasarkan umur dengan
menggunakan panduan data elektrofasies dan biostratigrafi  yang  didapat  dari  laporan. Secara  umum  sumur-sumur  di  daerah penelitian  memiliki  kedalaman  pengeboran yang  dangkal,  sehingga  tidak  menembus lapisan-lapisan  yang  berumur  sangat  tua. Ketebalan sedimen akibat pengendapan yang sangat cepat juga memiliki andil keterbatasan variasi lapisan yang ditembus oleh
pengeboran  sumur  di  daerah  penelitian. Berdasarkan  analisis  biostratigrafi  yang dilakukan,  interval  terdalam  yang  berhasil ditembus  pada  penelitian  ini  berada  pada Miosen  Awal  (N4-N8).  Kemudian  umur termuda adalah N12 pada sumur Buat-1.
Korelasi  sumur  dilakukan  berdasarkan  umur Miosen  pada  sumur-sumur  di daerah penelitian  dengan  tujuan  mencari  hubungan stratigrafi  diantara  sumur-sumur.  Korelasi dilakukan  dengan  penampang  berarah  utara- selatan  melewati sumur Buat-1, Ramin-1, dan Busang-1  ( Gambar  4 )  dan  barat-timur
melewati  sumur  Murung-1,  Ramin-1,  dan Rasamala-1  ( Gambar  5 ),  hasil  korelasi menunjukan pola pengendapan mengasar dan menebal  ke  atas  mencirikan  pengendapan pada  lingkungan  transisi-laut  dangkal.  Hal tersebut menunjukan perkembangan cekungan di daerah penelitian dengan proses progradasi  sedimen  dalam  pengendapan sedimen post-rift.
Gambar.4 Korelasi dilakukan dengan penampang berarah utara-selatan  melewati sumur Buat- 1, Ramin-1, dan Busang-1
Gambar.5 Korelasi dilakukan dengan penampang berarah barat-timur melewati sumur Murung- 1, Ramin-1, dan Rasamala-1.
Interpretasi seismik berupa penarikan horizon dan  sesar  pada  81  lintasan  seismik  2D, kemudian dilanjutkan pembuatan peta struktur  waktu  dan  peta  struktur  kedalaman, bertujuan untuk memberikan gambaran secara utuh  kondisi  bawah  permukaan  di  daerah penelitian.  Peta  struktur  kedalaman  secara umum pada semua interval umur  menunjukan terjadi  pendalaman  kearah  tenggara  (SE) ( Gambar  6 ).  Fenomena  ini  menunjukan pergerakan rifting dari  selat  makasar  yang semakin  bergerak  ke  timur,  menghasilkan ruang  akomodasi  di  sebelah  timur  daerah penelitian. Struktur geologi yang terbentuk di daerah  penelitian  berupa  sesar  naik  dan lipatan.  Pola  struktur  yang  terlihat  memiliki sumbu  berarah  timurlaut  (NE)-baratdaya (SW), dan di tengah daerah penelitian terlihat struktur  antiklin  yang  dikenal  sebagai Antiklinorium
Samarinda membentuk
tinggian lokal di daerah penelitian.
Gambar 6. Peta Struktur kedalaman Formasi Pamaluan.
Hasil analisis menunjukan  terjadi penebalan sedimen  dari  bagian  barat  daerah  penelitian hingga  ke  bagian  tengah,  kemudian  menipis pada bagian tenggara ( Gambar 7 ). Perubahan ini diinterpretasikan karena terjadi perubahan ruang  akomodasi  pada  cekungan  karena pengangkatan pada bagian barat daerah
penelitian  diiringi  terjadinya  susut  laut sehingga  sedimentasi  semakin  bergerak kearah  cekungan  (progradasi).  Penipisan sedimen  disebabkan  terjadinya  perubahan sudut pada lingkungan lereng.
Gambar  7. Peta  Struktur  ketebalan  Formasi Pamaluan ditumpang-tindih dengan lingkungan pengendapan.

## Pemodelan TOC Passey
Dalam  melakukan  analisis  geokimia  dengan Metode  Passey,  data  log  sinar  gamma,  log sonik  dan  log  resistivitas  digunakan  sebagai acuan. Pada interval serpih, plot data log sonik dan log resistivitas akan menunjukan separasi yang diterjemahkan menjadi estimasi kandungan  material  organik.  Pada  sumur Ramin-1 nilai TOC berkisar antara 0,19-5,2% WT.  menunjukan  batuan  berkualitas  buruk hingga istimewa ( Gambar 8 ).
Gambar 8. Hasil pemodelan Metode Passey pada sumur Ramin-1.

## Pemodelan Geomekanika
Sifat  kegetasan  adalah  suatu  parameter mekanika  dalam  keteknikan  batuan  yang menunjukan  hubungan  antara compressive strength dan tensile strength , atau kecenderungan  suatu  batuan  untuk  patah ( failure ) ketika  diberikan  gaya.  Hubungan antara  sifat  keteknikan  batuan  dengan pengembangan reservoir gas serpih menunjukan bahwa semakin getas sifat suatu batuan  maka  akan  memudahkan  untuk dilakukan  perengkahan.  Hal  ini  berkaitan dengan proses produksi. Aspek geomekanika yang digunakan diantaranya Modulus Young dan Nisbah Poisson.
Pada sumur Rasamala-1 nilai kegetasan yang didapat  berkisar  antara  0,42  –  0,96  dengan nilai  rata-rata  0,57.  Analisis  dari  pola kegetasan yang ditunjukan melalui perhitungan menunjukan bahwa secara umum nilai  kegetasan  akan  meningkat.  Seiring dengan  pengendapan  ke  arah  umur  lebih muda  ( Gambar  9 ).  Peningkatan  BI  sejalan dengan bertambahnya proporsi fasies
batupasir,  hal  ini  disebabkan  kandungan kuarsa  yang  meningkat  akan  meningkatkan nilai modulus young. Pola perubahan ini juga tercermin di dalam sejarah tektonik di daerah penelitian  yakni  pada  kala  Miosen  Awal terjadi penurunan muka air laut, yang diiringi progradasi  pengendapan  sedimen-sedimen post  rift  menutupi  cekungan  (van  de  Weerd dan Armin, 1992).
Gambar  9. Hasil  pemodelan  Geomekanika pada sumur Rasamala-1.
Hasil  pemodelan  menunjukan  bahwa  nilai kegetasan batuan di daerah penelitian masuk kedalam katagori less brittle sampai brittle. Penyebaran Properti Dalam melakukan pemodelan fasies di daerah penelitian dilakukan pembagian fasies berdasarkan  shaliness  (V shale )  dengan cut  off V shale >0,5, perhitungan  V shale telah dilakukan sebelumnya  pada  analisis  petrofisika.  Nilai V shale lebih dari 0,5 akan menghasilkan fasies shale,  dan  V shale <  0,5  diinterpretasikan sebagai fasies batupasir. Penyebaran fasies di daerah  penelitian  juga  menggambarkan kondisi lingkungan pengendapan dan cerminan  dari  paleogeografi  tempat  batuan tersebut  diendapkan.  Fasies  batupasir  di sebelah  barat  laut  di  daerah  penelitian kemudian  secara  berangsur  berubah  menjadi fasies dengan dominan serpih semakin ke arah tenggara ( Gambar 10 ).
Gambar  10. Penyebaran  Fasies  di  daerah penelitian.
Terlihat  penyebaran  V shale akan  mengikuti pola lingkungan pengendapan dengan ukuran butir semakin halus ke arah tenggara sebagai akibat  perubahan  lingkungan  pengendapan dari delta ke lereng-laut terbuka ( Gambar 11 ). Perubahan  porositas  menunjukan  kecilnya nilai porositas yang menyusun batuan, dengan penyebaran mengikuti tren fasies serpih, yaitu di  bagian  tengah  penelitian  hingga  kearah tenggara ( Gambar 12 ). Pola penyebaran yang terlihat memiliki kecenderungan yang hampir sama,  penyebaran  nilai  saturasi  air  akan mengikuti  fasies  batuan  yang  ada,  dengan kondisi yang jenuh dengan air ( Gambar 12 ).
Gambar  11. Penyebaran  volume  serpih  di daerah penelitian.
Gambar 12. Penyebaran porositas (atas) dan SWE (bawah) pada Formasi Pulobalang.
Secara  umum  nilai  BI  yang  didapatkan memiliki  tren  yang  tinggi  semakin  dekat kearah  daratan  nilai  BI  diantara  0.6-0.91, dikarenakan kandungan kuarsa yang melimpah.  Di  daerah  penelitian  kandungan TOC  termasuk  buruk-istimewa  dengan rentang 0,2-4,27 % pada Formasi Pulobalang ( Gambar 13 ).
Gambar  13. Penyebaran  BI  (atas)  dan  TOC (bawah) pada Formasi Pulobalang.
Analisis  kematangan  yang  dilakukan  di daerah penelitian dilakukan dengan melakukan  pemodelan  sejarah  pemendaman, dengan  validasi  data  Ro  yang  tersedia  pada laporan sumur. Kondisi kematangan di daerah penelitian memiliki level yang berbeda di tiap sumur, hasil pemodelan menunjukkan kematangan  berada  pada  1100-2000  meter dengan batasan pantulan vitrinit > 0,6.

## Perhitungan Cadangan
Penentuan  daerah  menarik  dalam  penelitian ini  mengacu  pada  Chinn,  1991.  Dengan memperhitungkan kandungan TOC lebih dari 1%, berada dalam perioda generasi  gas (Gas Window), memiliki kandungan mineral getas lebih dari 48%, dan ketebalan efektif  30-50 m (ketika lapisan serpih tersebut menerus , dan >50 m ketika tidak menerus).
Dengan  prasyarat  tersebut  maka  dilakukan analisis daerah menarik dengan mengintegrasikan  parameter-parameter  yang sebelumnya  telah  dibuat  dalam  bentuk  peta persebaran menjadi peta sweet spot /potensi
Dalam peta persebaran zona yang memenuhi kriteria  pemanfaatan  gas  serpih  berada  pada daerah  berwarna  kuning  yang  memiliki  pola semakin banyak ke arah cekungan /basin atau semakin menjauh dari darat.
Gambar 14. Zona menarik potensi gas serpih di daerah penelitian.
Gas  in  place merupakan  hasil  penjumlahan nilai  gas  teradsorpsi  dan  gas  bebas,  hal  ini dikarenakan dalam batuan serpih hidrokarbon akan  tersimpan  di  dalam  pori  batuan  atau rekahan, dan sebagian besar akan teradsorpsi pada permukaan bahan organik. Sumberdaya
gas  serpih  di  daerah  penelitian  dihitung dengan  menjumlahkan  total  kandungan  gas bebas  dan  gas  terabsorpsi.  Perhitungan  gas bebas dilakukan menggunakan rumus Ambrose  dkk.  (2010).  Sedangkan  Metode Jarvie  (2007),  digunakan  untuk  menghitung kapasitas  gas  teradsorpsi    (Ga).  Metode  ini dilakukan  karena  pada  penelitian  ini  tidak dilakukan analisis Langmuir Isoterm , perhitungan  Ga  menggunakan  pendekatan grafik perbandingan TOC dan kandungan gas.
Gambar  15. Grafik  perbandingan  TOC  dan Ga.
Perhitungan  dengan  menggunakan  formula tersebut  untuk Adsorb gas  dikombinasikan dengan  perhitungan free gas.  Menghasilkan total  sumberdaya  gas  serpih  di  daerah penelitian mencapai 28,15 TCF.

## 4. Kesimpulan
Berdasarkan hasil penelitian dan analisis yang telah dilakukan, maka dapat ditarik beberapa kesimpulan yaitu sebagai berikut:
1. Formasi  Pulobalang  di  Cekungan Kutai  memiliki  tingkat  kekayaan material organik yang bervariasi mulai
dari  buruk-istimewa,  dengan  nilai TOC 0,2-4,27 %.
2. Tipe kerogen di  cekungan kutai pada formasi berumur Miosen Awal merupakan  tipe  III  yang  cenderung mengasilkan gas, dengan zona kematangan  berada  pada  kedalaman dangkal diantara 1100-2000 meter.
3. Nilai kegetasan pada lapisan batuan di Formasi Pulobalang  memiliki nilai BI diantara  0,6-0,91.
4. Total  potensi  sumberdaya  gas  serpih pada  Formasi  Pulobalang  mencapai 2,78 TCF.

## REFERENCES
Chinn,  E.W.  (1991):  The  role  of  organic geochemistry in petroleum exploration, Basin Research Institute  Bulletin ,  Louisiana  State University. Jarvie,  D.  M.,  Hill,  R.  J.,  Ruble,  T.  E.,  dan Pollastro, R. M. (2007):
Unconvential  shale-gas  systems  : The  Mississipian  Barnett  shale  of North-Central  Texas  as  one  for thermogenic  shale-gas  assessment: AAPG Bulletin , 91 , pp. 475- 499. Michael,  A.  (2016):  Hydraulic  fracturing optimation: experimental investigation  of  multiple  fracture growth homogeneity via perforation cluster distribution, The University of Texas Austin. Passey,  Q.  R.,  Creaney,  S.,  Kulla,  J.  B., Moretti F. J., Stroud J. D. (1990): A practical model for orogenic richness from porosity and resistivity logs, The American Association of Petroleum Geologist
Bulletin, 74 .
Perez, R. dan Marfurt, K. (2013): Calibration of  brittleness  to  elastic  rock properties  via  mineralogy  logs  in unconventional  reservoirs, AAPG International Conference and
Exhibition , Cartagena, Colombia.
Sosrowidjojo, I. B. (2011): Organic geochemistry: Geographic location of  crude  oils  based  on  biomarker
compositions  of  the  Sunda-Asri Basins, International Journal of the Physical  Sciences ,  Indonesia, 6 (31) , 7291 – 7301.
Tim  Rekomendasi  WK  MNK  Kutai  PSG,
(2017): Laporan akhir rekomendasi wilayah kerja migas non- konvensional  Cekungan  Kutai, Provinsi Kalimantan Timur, Bandung, Indonesia. van de Weerd, A. A. dan Armin, R.A., (1992): Origin and evolution of the tertiary hydrocarbon-bearing basins in Kalimantan  (Borneo),  Indonesia, AAPG bulletin, 76 (11) , 1778-1803. Wang,  F.  P.  dan  Gale,  J.  (2009):  Screening criteria for shale-gas systems. Gulf Coast  Association  of  Geological
Societies  58th  Annual  Convention,
27-29 September, Shreveport, LA. Waples,  D.  W.  (1985):  Geochemistry  in
petroleum exploration, International HumanResources Development Corporation , Boston, p. 232.