E-ISSN : 2715-4440

## Vol. 01 No. 01 2019

## ANALISIS PETROFISIKA DETERMINISTIK PADA FORMASI PARIGI DAN BATU RAJA DI CEKUNGAN JAWA TENGAH UTARA
Ahmad Julianto 1 *, Harisma 1 , Erzam S. Hasan 1 Jurusan Teknik Geologi, Universitas Halu Oleo
*Email korespondensi: adiputroahmad@gmail.com Tel: +62-821-8720-1150; Article history: Received 5 September 2019; Received in revised 2 Oktober 2019; Accepted 21 Oktober 2019; Published 30 Oktober 2019

## SARI
Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui properti petrofisika secara deterministik pada zona reservoar karbonat di formasi Parigi dan Batu Raja melalui data bawah permukaan (log sumur dan inti bor batuan) dengan variabel volume serpih (Vsh), porositas ( Ф ), permeabilitas (K), dan saturasi air ( Sw). Penelitian ini membandingkan  beberapa  metode  pada  sebagian  variabel  yakni  volume  serpih  secara  linear  dan  non- linear,  model  porositas  berdasarkan  log  kombinasi  dan  tunggal,  dan  saturasi  air  berdasarkan  metode Archie, Simandoux, dan Indonesia, yang diintegrasikan sesuai informasi geologi yang berlaku di daerah tersebut.  Deskripsi  inti  bor  batuan  menujukkan  litologi  batugamping  bertekstur  kalsilutit  dan batugamping  jenis mudstone,  wackestone,  dan  packestone.  Analisis  elektrofasies  log  gamma  ray memperlihatkan  pola serrated  sebagai  petunjuk  litologi  dominan  karbonat  dengan  suksesi  vertikal aggradasi. Hasil analisis petrofisika untuk variabel volume serpih (Vsh) memperlihatkan nilai cut off rata- rata  32,0  dan  26,0  persen  pada  metode  linear,  kelas  porositas  ( Ф )  yakni  rendah-tinggi  dan  menengah- tinggi, saturasi air (Sw) rata-rata 57,0 dan 55,0 persen. Net pay reservoar adalah 155,23 m pada zona 3 di sumur A-1, 10,92 m pada zona 5 di sumur A-1, 82,26 m dan 31,24 m pada zona 3 di sumur B-1, 53,49 m dan 41,76 pada zona 4 di C-1, dan 15,00 m pada zona 4 di sumur M-1.
Kata kunci: karbonat, petrofisika, net reservoir, net pay

## ABSTRACT
The  study  aims  to  determine  deterministically  petrophysical  properties  in  carbonate  reservoir  zones  in Parigi and Batu Raja formations through subsurface data (well logs and rock drill core) with shale volume (Vsh), porosity ( Ф ), permeability (K), and saturation variables water (Sw). This study compared several methods  on  some  variables,  namely  shale  volume  in  a  linear  and  non-linear  manner,  porosity  models based  on  the  combination  and  single  logs,  and  water  saturation  based  on  the  Archie,  Simandoux,  and Indonesia methods, which were integrated according to the geological information prevailing in the area. Description of rock drill core shows calcilutite textured limestone lithology) and mudstone, wackestone, and packstone type. Electrofacies analysis based on log gamma-ray showed a serrated pattern as a guide to dominant carbonate lithology, with a vertical succession of aggradation. The results of the petrophysical analysis  for  shale  volume  variable  (Vsh)  show  an  average  cut-off  value  of  32.0  and  26.0  percent  in  the linear  method,  the  porosity  class  ( Ф ),  which  is  low-high  and  medium-high,  water  saturation  (Sw)  on average 57.0 and 55.0 percent. Net pay reservoir is 155.23 m in zone 3 in well A-1, 10.92 m in zone 5 in wells A-1, 82.26 m and 31.24 m in zone 3 in wells B-1, 53, 49 m and 41.76 in zone 4 in C-1, and 15.00 m in zone 4 in well M-1.
Keywords: carbonate, petrophysics, net reservoir, net pay
E-ISSN : 2715-4440

## 1 Pendahuluan
Jawa  Tengah  merupakan  salah-satu  provinsi  di  pulau  Jawa,  yang  memiliki  dua  cekungan berpotensi  menghasilkan  hidrokarbon.  Dua  cekungan  tersebut  adalah  cekungan  Jawa  Tengah Utara (North Central Java) dan Cekungan Jawa Tengah Selatan (South Central Java). Pertamina pada  Tahun  1980  hingga  2002  melakukan  pengeboran  di  Jawa  Tengah  Utara  dan  tidak mendapatkan hasil yang  signifikan. Berikut di tahun 2005-2006 pada uji sumur yang dilakukan oleh Pertamina, diperoleh sejumlah kecil gas dan kondensat pada daerah Cipluk dan Klantung di Jawa Tengah Utara. Inisiasi penelitian ini dilakukan untuk mengambil bagian dalam pemecahan masalah yang tengah dihadapi untuk menghasilkan kesimpulan akhir bahwa di cekungan Jawa Tengah Utara dapat menghasilkan hidrokarbon atau tidak. Salah-satu kajiannya adalah persoalan properti batuan penyimpan fluida hidrokarbon (reservoar) dengan melakukan evaluasi dari data- data  sumur  pengeboran  yang  telah  gagal  memproduksi  hidrokarbon  sebelumnya.  Evaluasi dilakukan  dengan  menentukan  karakteristik  reservoar  di  Cekungan  Jawa  Tengah  Utara,  hasil perbandingan  metode  pada  masing-masing  variabel  petrofisika,  dan  hasil  pembungkalan  akhir dari  analisis  petrofisika  dengan  variabel  diantaranya  volume  serpih  ( Vsh),  porositas  ( Ф ),  dan saturasi air ( Sw).
2 Geologi
Jawa Tengah termasuk ke dalam fisiografis Jawa-Madura oleh Van Bemmelen (1949) yang dibagi menjadi 7 zona fisiografis dari Utara-Selatan (Gambar 1), yaitu (1) Gunung api Kuarter, (2) Dataran  Aluvium  Jawa  bagian  Utara,  (3)  Antiklinorium  Madura-Rembang,  (4)  Antiklinorium Bogor-Serayu Utara, dan Kendeng, (5) Pematang dan kubah ( dome) pada pusat depresi, (6) Zona depresi pusat Jawa, dan Randublatung, dan (7) Pegunungan Selatan.

## Gambar 1 Sketsa Fisiografi Sebagian Pulau Jawa dan Madura.
Secara  umum pembentukan  struktur di  Indonesia Barat dapat dibagi menjadi tiga  periode (Gambar 2), yaitu: periode pertama yang dikenal sebagai Paleogene extentional rifting, periode
E-ISSN : 2715-4440

## Vol. 01 No. 01 2019
kedua yang dikenal sebagai Neogene compressional wrenching, dan periode ketiga yang dikenal sebagai Plio-Pleistocene compressional thrust folding. Dua patahan utama yang mengapit Jawa Tengah  dikenal  dengan  sesar  geser  Mengiri  Muria-Kebumen  (Muria  Kebumen Sinistral  Fault) dan Sesar Menganan Pamanukan-Cilapap (Pamanukan-Cilacap Dextral Fault).
Gambar 2 Dua Sesar Utama Pulau Jawa (Patahan Muria-Kebumen dan Pamanukan-Cilacap).
Stratigrafi regional cekungan Jawa Tengah Utara secara umum  tersusun atas batuan dasar berupa  metasedimen,  kuarsit,  dan  batuan  beku  intrusif,  kemudian  dilanjutkan  dengan pengendapan  sedimen  fluvial  dan  lakustrin  dalam  Formasi  Talang  Akar,  batugamping  selama transgresi  Formasi  Batu  Raja,  sedimen  klastik  halus  dan  sedimen  karbonat  Formasi  Parigi  dan Formasi Cisubuh, serta vulkanik Kuarter yang berumur paling muda (Gambar 3):

## 3 Metode Penelitian
Penelitian ini bersifat kuantitatif dan kualitatif berdasarkan data log sumur, inti batuan, dan hasil laboratorium inti batuan (SCAL, CCA, dan SWC). Data yang telah terakumulasi akan diolah berdasarkan  dua  tahapan,  pertama  interpretasi  geologi  secara  langsung  dari  informasi  sampel batuan, dan kedua pengolahan secara petrofisika deterministik dengan batuan aplikasi interactive petrophysics  (IP).  Hasil  akhir  dari  penelitian  ini  adalah  pembungkalan  atau  lumping  yang disajikan secara statistik.

## 4 Hasil Analisis
Data  pengeboran  yang  digunakan  berjumlah  6  sumur  eksplorasi  yang  terletak  di  Jawa Tengah Utara pantai ( coast) dan lepas pantai (offshore) diantaranya sumur A-1, B-1, C-1, M-1, S-1, dan H-1. Berikut ketersediaan data log sumur (Tabel 1) yang digunakan dalam penelitian:

## E-ISSN : 2715-4440
Vol. 01 No. 01 2019
Gambar 3 Kolom Stratigrafi Cekungan Jawa Tengah Utara dan Arjuna.

## 4.1 Analisis Inti Batuan
Secara  umum  litologi  dari  keseruruhan  inti  bor  batuan  merupakan  batugamping,  dengan jenis batugamping pada inti bor batuan adalah mudstone, wackestone dan packestone (Gambar 4). Pada interval 1304,00 – 1305,00 m memperlihatkan warna sampel sedikit abu-abu kecokelatan,
Objektivitas reservoar

## E-ISSN : 2715-4440

## Vol. 01 No. 01 2019
memiliki butiran sangat halus ± <62 μ m (kalsilutit) calcareous, sangat sedikit mengandung fosil ( unfossiliferous), memperlihatkan kenampakan struktur  syn-sedimentasi, dan terdapat konkresi atau  nodul  hasil  dari post-pengendapan.  Didominasi  oleh  mud  dan  sebagian  grain  yang berukuran  sangat  halus  sampai  sedang.  Pada  interval  1305,60-1309,00  memperlihatkan  warna sampel sedikit kecokelatan, memiliki butiran halus sampai sangat halus 2 mm-62 μ m calcareous, terdapat aktivitas burrow horizontal-subhorizontal berbentuk U-tube dengan spreite dan diduga sebagai hasil dari proses organisme Rhizocorallium, memperlihatkan struktur post-pengendapan, dan terdapat sebagian sisa organisme yang terekam dalam batuan ( fossiliferous). Interval 1995,00- 2002,50  m  memperlihatkan  kenampakan  warna  sedikit  cokelat  dan  abu-abu  gelap,  berukuran butir  kalsilutit calcareous,  sedikit  mengandung  fosil,  terdapat  sisipan  serpih  pada  kedalaman  ± 1996,00 m, dan sedikit mengandung mineral aragonit.
Tabel 1 Ketersediaan data Log Sumur. Nama Sumur Data Log Validasi Inti Batuan Analisis Inti Batuan A-1 GR/RES/DT/RHOB/NPHI √ √ B-1 GR/RES/DT/RHOB/NPHI √ ᵡ C-1 GR/RES/DT/RHOB/NPHI √ ᵡ M-1 GR/RES/DT/RHOB/NPHI √ ᵡ S-1 GR/RES/DT/RHOB/NPHI ᵡ ᵡ H-1 GR/RES/DT/RHOB/NPHI ᵡ ᵡ

## 4.2 Analisis Petrofisika
Variabel  petrofisika  yang  dianalisis  dalam  penelitian  ini  adalah  volume  serpih  ( Vsh), porositas ( Ф ), dan satuasi air ( Sw) menggunakan sumber data log pada masing-masing sumur.
Upper Cisubuh Mid Cisubuh Lower Cisubuh Parigi Upper Cibulakan Z-16 Baturaja Talang Akar SSTVD 0.00 150.00 GR -80.00 20.00 SP 6.00 16.00 CALI Upper Ci subuh M i d Ci subuh Lower Ci subuh Pari gi Upper Ci bul akan Z-16 Baturaj a T al ang Akar NCJC-1 [SSTVD] SSTVD 0.00 150.00 GR -80.00 20.00 SP 6.00 16.00 CALI Lower Ci subuh Pari gi Upper Ci bul akan Baturaj a T al ang Akar Vol c. Jati barang NCJB-1 [SSTVD] SSTVD 0.00 150.00 GR 6.00 16.00 CALI -80.00 20.00 SP Upper Ci subuh M i d Ci subuh Pari gi Upper Ci bul akan Baturaj a T al ang Akar Basem ent NCJA-1 [SSTVD] Upper Cisubuh Mid Cisubuh Parigi Upper Cibulakan Baturaja Talang Akar Basement C-1 B-1 A-1 Cisubuh Parigi Upper Cibulakan Baturaja Talang Akar Basement SSTVD 0.00 150.00 GR -80.00 20.00 SP 6.00 16.00 CALI Ci subuh Pari gi Upper Ci bul akan Baturaj a T al ang Akar Basem ent HEBRAS-1 [SSTVD] SSTVD 0.00 150.00 GR -80.00 20.00 SP 6.00 16.00 CALI Ci subuh Pari gi Upper Ci bul akan Baturaj a T al ang Akar Basem ent MAWAR-1 [SSTVD] SSTVD 0.00 150.00 GR -80.00 20.00 SP 6.00 16.00 CALI Ci subuh Pari gi Upper Ci bul akan Baturaj a T al ang Akar Basem ent SERUNI-1 [SSTVD] Cisubuh Parigi Upper Cibulakan Baturaja Talang Akar Basement H-1 M-1 S-1
Gambar 4 Data Log Sumur (Biru Muda Formasi Parigi, Biru Tua Formasi Batu Raja).
E-ISSN : 2715-4440
Vol. 01 No. 01 2019
Gambar 5 Inti Batuan Sumur A-1 (Interval 1304,00 – 2000,22 m).

## 4.2.1 Perhitungan Volume Serpih ( Vsh)
Metode yang digunakan adalah linear (Pers. 1) sebagaimana umum digunakan terhadap log gamma  ray.  Metode  kedua  adalah  non-linear  yang  diperoleh  dari  hasil  konversi  nilai  indeks gamma ray atau dari hasil kalkulasi berdasarkan persamaan dari Larionov (1969) dalam Asquith dan Krygowski (2004) untuk batuan berumur tersier (Pers. 2), dan Steiber (1967) (Pers. 3) dalam Crain (2019) . Metode ini digunakan untuk membandingkan hasil nilai gamma ray, dan sebagai koreksi terhadap estimasi berlebihan ( overestimates) khususnya pada reservoar karbonat.
I GR = (GR log - GR min ) / (GR max - GR min ) (1)
Vsh = 0,083 ( 2 3,7−𝐼𝐺𝑅 − 1 ) (2)
Vsh = 𝐼𝐺𝑅 3−2 × 𝐼𝐺𝑅 (3)

## hasil petrofisika pada variabel volume serpih ( Vsh) yang diperoleh adalah sebagai berikut:
Tabel 2 Hasil Perhitungan Volume Serpih ( Vsh). Nama Sumur Zona GRlog GRmin IGR Volume Serpih (Dalam %) Linear Larionov Steiber A-1 1 57.413 24.856 127.97 0.32 0.32 0.05 2 67.7333 34.371 90.341 0.60 0.60 0.03 3 45.162 20.251 94.63 0.33 0.33 0.05 4 51.423 15.761 103.97 0.40 0.40 0.05 5 54.678 11.261 104 0.47 0.47 0.04 6 68.001 25.42 118.28 0.46 0.46 0.04 7 90.657 26.3 119.2 0.69 0.69 0.02
E-ISSN : 2715-4440

## Vol. 01 No. 01 2019
Nama Sumur Zona GRlog GRmin IGR Volume Serpih (Dalam %) Linear Larionov Steiber B-1 1 37.74 13.065 89.809 0.32 0.32 0.05 2 81.44 44.769 112.52 0.54 0.54 0.03 3 55.84 22.384 133.48 0.30 0.30 0.05 4 62.63 19.61 114.61 0.45 0.45 0.04 5 48.94 26.865 93.174 0.33 0.33 0.05 6 68.85 31.492 138.95 0.35 0.35 0.05 7 46.065 18.273 87.023 0.40 0.40 0.05 C-1 1 48.978 26.897 69.019 0.52 0.52 0.04 2 56.043 20.319 95.021 0.48 0.48 0.04 3 49.238 23.177 70.341 0.55 0.55 0.03 4 39.373 9.536 100.14 0.33 0.33 0.05 5 41.896 9.925 80.72 0.45 0.45 0.04 6 22.772 5.774 137.45 0.13 0.13 0.07 7 33.892 6.0646 63.36 0.49 0.49 0.04 S-1 1 57.171 23.06 97.667 0.46 0.46 0.04 2 36.644 21.005 56.959 0.43 0.43 0.04 3 57.664 16.687 82.834 0.62 0.62 0.03 4 24.266 9.545 69.294 0.25 0.25 0.06 5 74.154 27.243 138.08 0.42 0.42 0.04 M-1 1 59.081 27.823 83.408 0.56 0.56 0.03 2 44.133 20.431 139.83 0.20 0.20 0.06 3 56.796 22.105 84.853 0.55 0.55 0.03 4 27.439 7.878 86.222 0.25 0.25 0.06 5 54.307 7.84 107.64 0.47 0.47 0.04 H-1 1 53.841 23.59 81.422 0.52 0.52 0.04 2 36.952 16.085 84.549 0.30 0.30 0.05 3 55.477 16.73 90.323 0.53 0.53 0.03 4 29.878 15.927 111.65 0.15 0.15 0.07 5 59.119 12.422 100.09 0.53 0.53 0.03
: Formasi Parigi : Formasi Batu Raja

## 4.2.2 Perhitungan Porositas
Nilai porositas diperoleh dari hasil interpretasi log sumur diantaranya log densitas (Pers. 4) dengan  parameter  masukkan  densitas  matriks  (yang  digunakan  adalah  densitas  matriks batugamping = 2,71 g/cm 3 ), dan densitas fluida (yang digunakan adalah densitas fluida saltwater =  1,1  g/cm 3 ).  Kemudian  log  sonik  dengan  metode  Wyllie  dkk.,  (1958)  dalam  (Pers.  5), parameternya adalah interval transit time untuk batugamping = 47,6 μ sec/ft, dan interval transit time untuk fluida = 156.0 μ sec/ft. Log berikutnya adalah log neutron (Pers. 6) dengan parameter litologi yang dimasukkan dan luaran adalah batugamping.
𝜑 𝐷 = (𝜌 𝑚𝑎 − 𝜌 𝑏 ) − (𝜌 𝑚𝑎 − 𝜌 𝑓𝑙 ) (4)
𝜑 𝑆 = (∆𝑡 𝑙𝑜𝑔 − ∆𝑡 𝑚𝑎 ) − (∆𝑡 𝑓 − ∆𝑡 𝑚𝑎 ) (5)

## E-ISSN : 2715-4440

## Vol. 01 No. 01 2019
𝜑 𝑁𝑐𝑜𝑟𝑟 = 𝜑 𝑁 − [ 𝜑 𝑁𝑐𝑙𝑎𝑦×0,3×𝑉𝑠ℎ 0,45 ] (6)
Nilai porositas ( Ф ) . yang diperoleh dapat dilihat pada Tabel 3 berikut:
Tabel 3 Hasil Perhitungan Nilai Porositas ( Ф ).
Nama Sumur Zona Av PHIE (Dalam %) Neu-Den Neu-Son Densitas Neutron Sonik A-1 1 - - - - - 2 - - - - - 3 0.27 0.24 0.28 0.24 0.25 4 0.26 0.27 0.26 0.26 0.28 5 0.26 0.26 0.26 0.25 0.25 6 - - 0.24 - - 7 - - 0.18 - - B-1 1 - - - - - 2 0.28 0.29 0.29 0.29 0.29 3 0.07 0.05 0.13 0.05 0.08 4 0.13 0.08 0.17 0.09 0.08 5 0.12 0.05 0.18 0.07 0.08 6 0.20 0.09 0.22 0.2 0.1 7 0.85 0.04 0.11 0.15 0.02 C-1 1 - - - - 2 - - - - 0.31 3 0.21 0.24 0.20 0.22 0.24 4 0.16 - 0.17 0.16 - 5 0.20 - 0.20 0.2 - 6 0.14 - 0.16 0.12 0.27 7 - - - - 0.13 S-1 1 - - - - 0.27 2 0.37 0.38 0.359 0.37 0.37 3 0.31 0.32 0.306 0.31 0.32 4 0.26 0.24 0.261 0.25 0.26 5 0.23 0.26 0.247 0.28 0.27 M-1 1 - - - - - 2 - - - - - 3 0.23 0.23 0.22 0.23 0.24 4 0.19 0.19 0.21 0.17 0.21 5 0.22 0.23 0.21 0.23 0.22 : Formasi Parigi : Formasi Batu Raja
4.2.3 Perhitungan Saturasi Air ( Sw)
Metode untuk menghitung saturasi air ( Sw) bermacam-macam tergantung kondisi geologi setempat,  namun  dalam  penelitian  ini  akan  digunakan  3  metode  yang  dikomparasikan  dan disesuaikan berdasarkan teori dengan kondisi geologinya, 3 metode tersebut yaitu Archie (1941) (Pers. 7), Simandoux (Pers. 8), dan Indonesia (Pers. 9) dalam Kurdi (2001) .

## E-ISSN : 2715-4440
Vol. 01 No. 01 2019
Sw = ( 1 𝑅𝐼 ) 1 𝑛 = ( 𝐹 .  𝑅𝑤 𝑅𝑡 ) 1 𝑛 (7)
Sw = 0,4 .  𝑅𝑤 Ф𝑒 2 (√ 5 . Ф 2 𝑅𝑤 .  𝑅𝑡 +   ( 𝑉𝑠ℎ 𝑅𝑠ℎ ) − 𝑉𝑠ℎ 𝑅𝑠ℎ ) (8)
1 √𝑅𝑡 = [ 𝑉𝑠ℎ 𝑑 √𝑅𝑠ℎ + Ф𝑒 𝑚/2 √𝑎 .  𝑅𝑤 ] . 𝑆𝑤 𝑛/2 (9)
Berdasarkan persamaan tersebut, maka nilai saturasi air ( Sw) yang diperoleh disajikan pada Tabel 4 berikut:
Tabel 4 Hasil Perhitungan Saturasi Air ( Sw). Nama Sumur Zona Av Sw (Dalam %) Archie Simandoux Indonesia A-1 1 - - - 2 - - - 3 0.93 0.88 0.81 4 0.51 0.47 0.43 5 0.46 0.32 0.32 6 - - - 7 - - - B-1 1 - - - 2 0.52 0.45 0.41 3 0.92 0.52 0.67 4 0.60 0.46 0.45 5 0.84 0.53 0.60 6 0.32 0.23 0.25 7 0.18 0.04 0.10 C-1 1 - - - 2 - - - 3 0.72 0.57 0.53 4 0.71 0.58 0.57 5 0.87 0.71 0.61 6 0.69 0.67 0.64 7 - - - S-1 1 - - - 2 0.69 0.58 0.56 3 0.90 0.75 0.67 4 0.97 0.83 0.78 5 0.49 0.32 0.36 M-1 1 - - - 2 - - - 3 0.66 0.62 0.60 4 0.99 0.92 0.88 5 0.75 0.66 0.63
: Formasi Parigi
: Formasi Batu Raja

## E-ISSN : 2715-4440

## Vol. 01 No. 01 2019
Berdasarkan hasil analisis petrofisika secara deterministik pada variabel volume serpih ( Vsh), porositas ( Ф ), dan saturasi air ( Sw), maka dilakukan rekapitulasi akhir dalam analisis petrofisika menggunakan  nilai  penggal  ( cutoff)  dan  summation  (Tabel  5),  sehingga  diperoleh  hasil pembungkalan ( lumping).

## Tabel 5 Rekapitulasi Analisis Petrofisika (Pembungkalan)
Nama Sumur Zona Reservoir Summary Top Bottom Gross (m) Net (m) N/G Av Phi  Av Sw  Av Vcl A-1 3 1195,00 1447,00 252,00 155,23 0,616 0,270 0,580 41,96 A-1 5 1985,00 2415,00 430,00 10,92 0,025 0,026 0,242 0,388 B-1 3 1396,00 1569,00 173,00 94,61 0,547 0,127 0,513 0,240 B-1 3 1396,00 1569,00 173,00 47,24 0,273 0,052 0,679 0,192 C-1 4 2436,00 2586,00 150,00 60,20 0,401 0,169 0,427 0,238 C-1 4 2436,00 2586,00 150,00 50,90 0,339 0,168 0,444 0,208 M-1 4 3479,00 4194,00 715,00 486,75 0,681 0,206 0,840 0,215 Nama Sumur Zona Pay Summary Top Bottom Gross (m) Net (m) N/G Av Phi  Av Sw  Av Vcl A-1 3 1195,00 1447,00 252,00 155,23 0,616 0,270 0,580 0,252 A-1 5 1985,00 2415,00 430,00 10,92 0,025 0,026 0,242 0,388 B-1 3 1396,00 1569,00 173,00 82,26 0,476 0,140 0,490 0,242 B-1 3 1396,00 1569,00 173,00 31,24 0,181 0,066 0,623 0,179 C-1 4 2436,00 2586,00 150,00 53,49 0,357 0,171 0,408 0,213 C-1 4 2436,00 2586,00 150,00 41,76 0,278 0,170 0,415 0,168 M-1 4 3479,00 4194,00 715,00 15,00 0,021 0,175 0,456 0,304

## 5 Diskusi
Akhir  dari  penelitian  ini  membuktikan  secara  petrofisika  bahwa  Formasi  Parigi  dan  Batu Raja memiliki potensi menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan data mud log dijumpai kehadiran gas pada Formasi Parigi, sedangkan dalam sejumlah penelitian dinyatakan bahwa Formasi Batu Raja  telah  terbukti  mengandung  minyak  dengan  estimasi  kadar  950  MMBOE.  Dari  hasil pengeboran aktual  pada  sumur M-1 zona 4 tidak  memperoleh  hasil sebagaimana yang terlihat pada hasil petrofisika, sehingga perlu dilakukan koreksi dalam prosedur pengeboran.

## 6 Kesimpulan
Jenis  litologi  reservoar  adalah  batugamping  jenis  mudstone,  wackestone,  dan  packestone. Nilai variabel petrofisika dari masing-masing reservoar (Parigi dan Batu Raja) antara lain, volume serpih  rata-rata  0,32%  dan  0,26%  sesuai  metode  linear,  kelas  porositas  rendah – tinggi  dan menengah – tinggi, saturasi air rata-rata 0,57% dan 0,55% sesuai metode Indonesia. Metode  yang  tepat  digunakan  untuk  menghitung  volume  serpih  adalah  metode  umum linear, interpretasi dan kalkulasi porositas menggunakan log kombinasi neutron-densitas dan log tunggal  densitas,  karena  metode  ini  mereduksi  nilai  ambiguitas  pada  zona  reservoir  yang kompleks  (tersusun  dari  beberapa  jenis  litologi;  dominan  batugamping),  sedangkan  untuk
E-ISSN : 2715-4440
Vol. 01 No. 01 2019
saturasi air menggunakan metode Indonesia atau Poupen dan Leveaux (1971) karena kandungan serpih berada antara 30 – 70%, air formasi pada lapisan reservoir adalah fresh water rata-rata 1.0 berdasarkan analisis air formasi.
Penelitian  ini  diharapkan  dapat  dilanjutkan  ke  tahapan  pemodelan  statis  untuk  hasil  yang lebih  maksimal,  sehingga  koreksi  aktual  pengeboran  terhadap  analisis  petrofisika  berada  pada angka yang rendah.

## Referensi
Archie,  G.E.,  1941.  The  Electrical  Resistivity  Log  as  an  Aid  in  Determining  Some  Reservoir Characteristics, Trans., AIME, 146: 54 – 62. Asquith, G. dan Krygowski, D., 2004. Basic Well Log Analysis, 2 nd ed. Oklahoma: AAPG Bemmelen,  1949.  The  Geology  of  Indonesia ,  Vol.  IA – General  Geology  of  Indonesia  and Adjacent Archipelagoes, Government Printing Office: The Hague, 766 hal.
Crain, E.R., Crain’s Petrophysical Pocket Pal, URL http://www.spec200.net (4.01.2019). Crain, E.R., Saturation Methods , URL http://www.spec2000.net (12.01.2019).
Kurdi,  Z.  Musyafar,  2001.  Analisa  Log  Petrofisika  dan  Evaluasi  Formasi  Reservoar  Pada Lapangan Boonsville , (Skripsi), Universitas Indonesia.