Analisis petrofisika dan shale gouge ratio pada formasi Ngrayong untuk menentukan potensi CCS lapangan Gundih, Jawa Tengah
Muhammad Hilmy Shubhi*, Ginanda Salfira, M. Aditya Makki, Rahmat C. Wibowo, Karyanto, dan Ilham Dani Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Teknik, Universitas Lampung Jl. Prof. Dr. Sumantri Brojonegoro No. 1 Bandar Lampung, 35145 *email: hilmy.hilmy50@gmail.com
Abstrak  - CCS  merupakan  upaya  yang  dilakukan  industri  migas  untuk  mengurangi  emisi  karbon  atau  rumah kaca. Penelitian ini dilakukan dengan menganalisis perhitungan petrofisika serta perhitungan Shale Gouge Ratio (SGR). Metode Shale Gouge Ratio (SGR) merupakan salah satu metode dalam menentukan Fault Seal Analysis (FSA)  untuk  menganalisis  patahan  yang  bersifat  sealing  (tersekat)  atau  leaking  (bocor),  sehingga  didapatkan potensi  Carbon  Capture  Storage  (CCS)  daerah  tersebut.  Dari  nilai  yang  didapatkan  dapat  dilihat  analisis  FSA yang  bernilai  <20%  menunjukkan  daerah  dapat  mengalirkan  fluida  (leaking)  sedangkan  nilai  FSA  >20% menunjukkan daerah yang menyekat aliran fluida (sealing). Hasil dari beberapa metode yang dilakukan tersebut kemudian diintegrasikan dan diperoleh hasil perhitungan petrofisika serta nilai dari SGR pada Formasi Ngrayong menunjukkan  bahwa  terdapat  reservoir  yang  memiliki  litologi  batupasir  dan  karbonat  serta  formasi  tersebut memiliki SGR sebesar 24.09% bersifat sealing.
Kata Kunci: carbon capture storage, Formasi Ngrayong, shale gouge ratio
Abstract – CCS is an effort made by the oil and gas industry to reduce carbon or greenhouse emissions. This research  was  carried  out  by  calculating  petrophysical  calculations  and  calculating  the  Shale  Gouge  Ratio (SGR).  The  Shale  Gouge  Ratio  (SGR)  method  is  one  method  for  determining  Fault  Seal  Analysis  (FSA)  to analyze faults that are sealing or leaking, so as to obtain the potential for Carbon Capture Storage (CCS) in the area. From the values obtained, it can be seen from the FSA analysis that a value of <20% indicates an area that can flow fluid (leaking) while an FSA value >20% indicates an area that blocks fluid flow (sealing). The results  of  several  methods  carried  out  were  then  integrated  and  obtained  the  results  of  petrophysical calculations  as  well  as  the  SGR  value  in  the  Ngrayong  Formation  showing  that  there  is  a  reservoir  that  has sandstone and carbonate lithology and the formation has an SGR of 24.09% which is sealing.
Key words: carbon capture storage, Ngrayong Formation, shale gouge ratio

## PENDAHULUAN
Salah  satu  negara  yang  menghasilkan  emisi karbon  terbesar  keempat  di  dunia  adalah Indonesia  setelah  China,  Amerika  Serikat,  dan Uni  Eropa  [1].  Saat  ini  Pemerintah  Indonesia sedang berkomitmen untuk mengatasi peningkatan  gas  karbon  dioksida  (CO2)  dari penggunaan bahan bakar fosil yang mempengaruhi  iklim  [2].  Peningkatan  tinggi muka  laut  dan  perubahan  kenaikan  suhu merupakan  salah  satu  dampak  perubahan  iklim yang  terjadi  di  Indonesia  akibat  peningkatan emisi  karbon  [3].  Dibandingkan  dengan  situasi saat  ini,  kesepakatan  Indonesia  mengarah  pada Perjanjian  Paris  tahun  2016,  yang  akan mengurangi  emisi  karbon  hingga  26%  dengan meningkatkan  bauran  energi,  mengurangi ketergantungan pada bahan bakar batu bara, dan memperkenalkan sumber energi terbarukan pada
tahun  2020  hingga  2050 [4].  Langkah-langkah pemerintah  saat  ini  seperti  perbaikan  bauran energi, peralihan ke bahan bakar rendah karbon, dan  penggunaan  sumber  daya  alam  terbarukan masih dipandang perlu. Oleh karena itu, sejalan dengan  tujuan  pemerintah,  penangkapan  dan penyimpanan  karbon  (CCS)  menawarkan peluang  besar  untuk  mengurangi  emisi  karbon dioksida  dari  sumber  emisi  utama  seperti pembangkit  listrik  tenaga  batu  bara  dan  pabrik pengolahan minyak dan gas. di Indonesia. [5].
Menurut  Syahrial,  Pasarai,  &  Iskandar  [5] sumber  CO2  banyak  berasal  dari  industri  di Indonesia,  seperti  pembangkit  listrik,  pabrik pengolahan  minyak  dan  gas,  pabrik  baja  dan amoniak, serta pabrik semen. Survei menemukan bahwa sebagian besar sumber daya penelitian  industri  ini  berlokasi  di  Jawa  dan Sumatra,  dan  pada  tingkat  lebih  rendah  di
Kalimantan dan Sulawesi. Oleh karena itu, Jawa dan  Sumatera  kemungkinan  besar  akan memperkenalkan  CCS  di  Indonesia.  Salah  satu wilayah potensial penyebaran CCS di Indonesia adalah  ladang  minyak  Gundih  di  Jawa  Tengah, bagian  dari  Cekungan  Jawa  Timur.  Cekungan Jawa  Timur  merupakan  salah  satu  cekungan penghasil  minyak  bumi  yang  kaya di  Indonesia terletak di tepi tenggara Paparan Sunda, dengan koordinat  antara  110°  dan  118°  BT  dan  antara
4°  dan  8°  LS.  [6].  Terdapat  dua  formasi  yang berada  di  Lapangan  Gundih,  yaitu  Formasi Kujung (reservoir dalam) yang memiliki litologi klastik  dan  karbonat  serta  Formasi  Ngrayong (reservoir  dangkal)  yang  memiliki  litologi batupasir  dan  karbonat.  Formasi  Ngrayong sendiri memiliki struktur geologi yang stabil dan sesuai  untuk  studi  percobaan  CCS  (Carbon Capture Storage) [7].
Secara umum CCS (Carbon Capture Storage) memiliki  urutan  aktivitas  yang  dimulai  dari penangkapan 〖 CO 〗 _2 dari sumber, pengangkutan  karbon  ke  lokasi  penyimpanan, dan  penyuntikan  karbon  ke  dalam  formasi geologi  [5].  Aspek  terpenting  dalam  memilih lokasi  penyimpanan  CCS  adalah  stabilitas kondisi formasi geologi (reservoir) dalam jangka panjang.  Oleh  karena  itu,  analisis  geologi  dan geofisika  secara  detail  dengan  menggunakan analisis  petrofisika  dan  analisis  sekatan  sesar dengan  metode  Shale  Gouge  Ratio  (SGR) merupakan salah satu metode yang memungkinkan untuk mengetahui potensi CCS.

## LANDASAN TEORI

## A. Analisis Petrofisika
a. Saturation Water ( 𝑆 ) Saturation  water merupakan  banyaknya  fluida air  yang  memenuhi  volume  batuan.  Analisis saturasi  air  diterapkan  untuk  menganalisis fluida pada batuan karena fluida pengisi batuan tidak hanya berisi hidrokarbon  [8].  Klasifikasi jenis  fluida  pengisi  pori  dapat  dilihat  pada
Tabel 1 .
Tabel  1. Tabel  klasifikasi  jenis  fluida  pengisi  pori berdasarkan nilai saturasi air [9].

## b. Volume Shale
Volume shale terdapat banyak kandungan shale dari  batuan  pada  sebuah  formasi.  Banyaknya kandungan shale pada  batuan  mempengaruhi aliran fluida, karena semakin banyak kandungan shale maka kurang cocok sebagai zona reservoir [10].  Rumus  perhitungan  volume shale dapat dilihat pada persamaan 1 [11].
Vsh = (1)
Dimana,
GR log: GR log pada lapisam zona reservoir GR max : GR log maksimal pada lapisan log GR min : GR log minimal pada lapisan log
c. Porositas
Porositas  merupakan  kemampuan  batuan  untuk menyimpan  fluida.  Semakin  tinggi  porositas maka  akan  semakin  baik  untuk  menyimpan fluida.  Sebaliknya  jika  porositas  pada  batuan semakin kecil maka semakin buruk batuan untuk menyimpan fluida.
Tabel 2 . Parameter Porositas Batuan Pada Reservoir [12].

## B. Shale Gouge Ratio
Fault  Seal  Analysis (FSA)  merupakan  analisis yang  digunakan  untuk  melihat  adanya  sekatan pada  sesar  yang  dapat  bersifat leaking (mengalirkan)  atau sealing (menyekat).  Salah satu  metode  pada  penentuan  sekatan  sesar adalah  dengan  menggunakan  metode Shale Gouge  Ratio (SGR)  yaitu  penentuan  sekatan sesar  menggunakan  parameter  volume shale pada  lapisan  patahan.  Untuk  menentukan sealing dan leaking pada  Batupasir-Serpih  dan Batugamping-Serpih  dapat  dilihat  pada  tabel  di bawah ini.
Tabel  3 .  Penentuan Sealing dan Leaking pada Batupasir-Serpih dan Batugamping-Serpih pada nilai SGR [13].

## METODE PENELITIAN
Penelitian  ini  berada  pada  daerah  Lapangan Gundih,  Jawa  Tengah  dengan  sampel  sumur UNILA-1 menggunakan analisis petrofisika dan perhitungan Shale  Gouge  Rasio (SGR) . Kemudian  dilakukan  analisis petrofisika berupa analisis  secara  kualitatif  dan  analisis  secara kuantitatif.  Analisis  kualitatif  merupakan analisis  yang  berguna  untuk  mengetahui  zona reservoir,  fluida  pada  hidrokarbon,  dan  litologi. Analisis secara kualitatif menggunakan parameter seperti log gamma ray , NPHI, RHOB, dan  resistivitas.  Analisis  kuantitatif  merupakan analisis  yang  berguna  untuk  menentukan  target nilai  zona  reservoir  menggunakan  perhitungan. Analisis  kuantitatif  menggunakan  parameter seperti  saturasi  air  ( 𝑆 ),  volume shale ,  dan porositas.
Gambar  1 .  Analisis  Sekatan  Sesar  dengan Metode SGR [13].
Tahap pertama penelitian ini yaitu melakukan studi literatur pada daerah penelitian mengenai  literatur  pendukung  seperti  peta geologi,  data  geologi  regional,  dan  data stratigrafi  daerah  penelitian.  Tahap  kedua penelitian  berupa  pengolahan  data  sekunder menggunakan software Interactive Petrophysics V3.5 .  Tahap  ketiga  penelitian  merupakan  tahap akhir berupa interpretasi hasil pengolahan. Dari analisis  petrofisika,  kemudian  diintegrasikan dengan  perhitungan shale  gouge  ratio dimana shale  gouge  ratio dilihat  dengan  adanya kandungan  serpih  pada  celah  patahan  sebagai penyekat  patahan  tersebut.  Hasil  dari shale gouge ratio dapat memberikan informasi berupa sifat  dari  patahan  yang  mengunci  fluida  atau mengalirkan  fluida  sebagai  parameter  dari potensi pengijeksian karbon (CCS).

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Dilakukan crossplott pada  lima  zona  target reservoir  yang  diambil  untuk  mengetahui litologi penyusunnya. Zona target 1 diidentifikasi sebagai sandstone dengan rentang nilai  GR  66-90.  Zona  target  2  diidentifikasi sebagai sandstone dengan  rentang  nilai  GR  57- 75.  Zona  target  3  diidentifikasi  sebagai sandstone perselingan dolomite dengan  rentang nilai  GR  41-49.  Zona  target  4  diidentifikasi sebagai sandstone perselingan limestone dengan rentang  nilai  GR  45-73.  Zona  target  5 diidentifikasi  sebagai sandstone perselingan limestone dengan rentang nilai GR 26-58.

## Analisis Kualitatif
Analisis  kualitatif  berguna  untuk  menentukan fluida hidrokarbon, zona prospek reservoir, dan penentuan  litologi  batuan.  Untuk  menganalisis secara  kualitatif  dilakukan  identifikasi  dengan melihat  kurva  log  untuk  membedakan  antara zona hidrokarbon yang memiliki sifat permeable dan impermeable .  Identifikasi  secara  kualitatif dapat diliat dengan adanya separasi antara NPHI dan RHOB. Terdapat lima zona target reservoir yang  diambil  ditunjukkan  dengan  kotak berwarna  merah.  Zona  target  1  berada  pada kedalaman  2981.5  ft  –  2991  ft  dan  memiliki nilai  resistivitas  sebesar  0.995-ohm  m.  Zona  2 berada  pada  kedalaman  3025.5–3032  ft  dan memiliki  nilai  resistivitas  sebesar  0.787–1.17 ohm  m.  Zona  target  3  berada  pada  kedalaman 3376  ft–3380  ft  dan  memiliki  nilai  resistivitas sebesar 2.32–3.13 ohm m. Zona target 4 berada
pada kedalaman 4898 ft – 4905 ft dan memiliki nilai resistivitas sebesar 3.51 ohm m – 7.85 ohm m. Zona target 5 berada pada kedalaman 5142 ft
– 5156 ft dan memiliki nilai resistivitas sebesar 0.73 ohm m–1.45 ohm m.
Gambar 2 . Crossplot zona 1
Gambar 3 . Crossplot zona 2
Gambar 4 . Crossplot zona 3
Gambar 5 . Crossplot zona 4
Gambar 6 . Crossplot zona 5

## Analisis Kuantitatif
a. Saturation Water ( 𝑆 ) Saturation  water adalah  parameter  petrofisika yang  mengacu  sejauh  mana  pori-pori  batuan dapat  diisi  oleh  air.  Semakin  tinggi  tingkat saturasi  air  maka  semakin  sedikit  ruang  untuk fluida lain. Zona 1 memiliki rata-rata saturasi air 59%.  Zona  2  memiliki  rata-rata  saturasi  air 65%. Zona 3 memiliki rata-rata saturasi air 66%. Zona 4 memiliki rata-rata saturasi air 37%. Zona 5 memiliki rata-rata saturasi air 83%.
b. Volume Shale
Perhitungan  volume shale dilihat  dengan parameter log GR karena dapat mendeteksi sinar radioaktif  yang  terdapat  pada shale .  Indikator yang  dapat  dilihat  dari  volume shale adalah makin rendah nilai rata-rata volume shale maka formasi  dikatakan  bersih.  Sedangkan  makin tinggi nilai rata-rata volume shale maka formasi dikatakan  kotor.  Zona  1  memiliki  rentang  nilai GR  63-73  dan  rata-rata  volume shale 23  %. Zona  2  memiliki  rentang  nilai  GR  55-  66  dan rata-rata  volume shale 46%.  Zona  3  memiliki rentang  nilai  GR  41-49  dan  rata-rata  volume shale 49%.  Zona  4  memiliki  rentang  nilai  GR 45-73  dan  rata-rata  volume shale 32%.  Zona  5 memiliki  rentang  nilai  GR  25-58  dan  rata-rata volume shale 12%.
c. Porositas
Porositas  batuan  merupakan  parameter  yang dapat  dilihat  dari  kemampuan  batuan  memiliki pori- pori yang dapat diisi dengan fluida seperti air,  minyak,  dan  gas.  Porositas  yang  memiliki harga yang tinggi biasanya memiliki kemampuan  untuk  menyimpan  hidrokarbon lebih. Zona 1 memiliki rata-rata porositas 39%. Zona 2 memiliki rata- rata porositas 44%. Zona 3  memiliki  rata-rata  porositas  23%.  Zona  4 memiliki  rata-rata  porositas  27%.  Zona  5 memiliki rata-rata porositas 28%. Dari lima zona reservoir  yang  sudah  dihitung  porositasnya, terdapat  empat  zona  yang  memiliki  kualitas istimewa dan satu zona reservoir yang memiliki kualitas sangat baik berdasarkan Tabel 2 [12] . Shale Gouge Ratio Fault  Seal  Analysis (FSA)  merupakan  analisis sekatan  sesar  untuk  menentukan  suatu  patahan
yang  mempunyai  sifat  mengunci  ( sealing )  atau mengalirkan ( leaking ). Dalam menentukan Fault Seal  Analysis terdapat  metode  yang  dapat dilakukan  yaitu  menggunakan  metode Shale Gouge Ratio (SGR).  Shale Gouge  Ratio (SGR) adalah  metode  untuk  menentukan  sekatan  sesar dengan  parameter  shale  sebagai  penentuan lapisan  pada  sesar.  Pada  sumur  “UNILA-1” diambil lima zona target reservoir yang dilewati oleh  sesar  dan  memiliki  patahan  berbentuk vertical dengan kedalaman patahan 50 ft.
Pengambilan  zona  reservoir  memiliki kedalaman  yang  bervariasi  pada  tiap  lapisan. Zona  1  pada  kedalaman  2981.5  ft  –  2991  ft, zona 2 pada kedalaman 3025.5 ft – 3032 ft, zona 3  pada  kedalaman  3376.5  ft  -3380  ft,  zona  4 pada kedalaman 4898.5 ft – 4950 ft, dan zona 5 pada kedalaman 5142 ft – 5156.5 ft. Perhitungan SGR  dapat  dilihat  pada Tabel  4. Dan  rata-rata hasil perhitungan SGR pada Tabel 5.
Tabel 4 . Perhitungan SGR tiap zona reservoir No.  Lapisan Vsh (%  ) z (ft) F (ft) 1 Zona 1 26% 8 50 2 Zona 2 46% 5,5 50 3 Zona 3 49% 3 50 4 Zona 4 32% 6 50 5 Zona 5 12% 14 50 Tabel 5 . Rata-rata hasil perhitungan SGR ∆Vsh (%) ∆z (ft) F (ft) SGR (%)  Patahan 33% 36,5 50 24,09 Sealing
Pada Tabel 4 , terdapat lima zona reservoir yang memiliki nilai volume shale yang berbeda-beda yang  kemudian  akan  dirata-ratakan  untuk penentuan  sifat  patahan  sesar  ( sealing/leaking ). Pada Tabel  5 ,  hasil  perhitungan  rata-rata  dari keseluruhan  zona  reservoir  didapatkan  nilai volume shale sebesar 33%. Nilai interval lapisan sebesar  36.5  ft.  Nilai throw  fault sebesar  50  ft. Dari  keseluruhan  data  yang  dirata-ratakan, kemudian didapatkan hasil SGR sebesar 24,09% dengan sifat mengunci ( sealing ).
Gambar 7. Analisis kualitatif petrofisika
Gambar 8 . (V sh ) pada lima zona target
Gambar 9 . Porositas pada lima zona target
Gambar 10 . Saturasi air pada lima zona target
Gambar 11 . Penampang seismik 2d pada sumur UNILA-1 sebagai parameter penentuan shale gouge ratio

## KESIMPULAN
Dari  penelitian  ini  dapat  disimpulkan  beberapa hal, yaitu:
1. Formasi  Ngrayong  merupakan  formasi  yang memiliki  litologi  batupasir  dengan  selingan batuan limestone dan dolomite berdasarkan hasil crossplot pada lima zona target.
2. Dalam  analisis  petrofisika pada  daerah  zona target  yang  meliputi  parameter-parameter petrofisika  yaitu,  kandungan  ( 𝑉 ),  porositas efektif,  dan  saturasi  air.  Pada  zona  target  1 perhitungan  kandungan 𝑉 didapatkan sebesar  26%,  porositas  efektif  39%,  saturasi air 59%. Zona target 2 didapatkan kandungan
𝑉 46%,  porositas  efektif  44%,  saturasi air  65%.  Kemudian  pada  zona  target  3 didapatkan  kandungan 𝑉 sebesar  49%, porositas efektif 23%, saturasi air 66%. Zona
target  4  didapatkan  kandungan 𝑉 32%, porositas  efektif  27%,  saturasi  air  37%.
Terakhir  pada  zona  target  5  didapatkan kandungan 𝑉
12%,  porositas  efektif 28%,  saturasi  air  83%.  Hasil  analisis petrofisika  yang  didapatkan  dapat  diketahui bahwa  zona  target  reservoir  tersebut  baik dalam menyimpan fluida.
3. Hasil perhitungan metode Shale Gouge Ratio didapatkan  nilai  sebesar  24,09%  pada sekatan  sesar  yang  bersifat  mengunci ( sealing )  dan  memiliki  potensi  untuk penginjeksian karbon untuk proyek CCS.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terima kasih kepada pihak yang  telah  membantu  dalam  proses  penulisan paper penelitian ini.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] B. Jaggi, & M.Freedman, “Global Warming,  Kyoto  Protocol,  and  The  Need for Corporate Pollution Disclosure in India: A  Case  Study”, International  Journal  of Business, Humanities and Technology , vol. 60, 2011.
[2] F.  F. Zaemi,  R.  C.  Rohmana,  “Carbon Capture,  Utilization,  and  Storage  (CCUS) untuk Pembangunan Berkelanjutan: Potensi dan Tantangan di Industri Migas Indonesia”, Prosiding  Seminar  Nasional Teknik Lingkungan Kebumian Ke-III , 2021.
[3] Bappenas,  “Implementasi  Rencana  Aksi Nasional  Penurunan  Emisi  Gas  Rumah Kaca”, 2013. https://www.new.menlh.go.id:https://www. new.go.id/Publikasi/Buku/Lain- lain/Emisi_GRK.pdf
[4] Nasional  Sekretaris,  Indonesia-Energy- Outlook-2019, 2019.
https://  www.  esdm.go.id:  htpps://  www. esdm.go.id/ Assets/ Media/ Content/Content-Outlook-Energi- Indonesia-2019- Bahasa Indonesia.pdf
[5] E. Syahrial,  U. Pasarai,  &  U.  P. Iskandar, “Understanding  Carbon  Capture  And Storage  (Ccs)  Potential  In  Indonesia”, Understanding  Carbon  Capture  And Storage , 129-134, 2010.
[6] Satyana,  Awang,  H.,  &  dkk.  (2004). Rembang-Madura-Kangean-Sakala (RMKS) Fault Zone, East Java Basin: The Origin  and  Nature  of  Geologic  Border. Jakarta: Badan Pelaksana Migas.
[7] B.Sapiie,  H.  Danio,  A. Priyono,  A. R. Asikin,  D.  S.  Widarto,  E.  Widianto,  & T. Tsuji,  “Geological  characteristic  and fault  stability  of  the  Gundih  CCS  pilot project  at  Central  Java,  Indonesia”, Proceedings of the 12th SEGJ International Symposium , 110-113, 2015.
[8] I. Malureanu, T. Boaca, & D. Naegu, “New Relations  of  Water  Saturation's  Calculus from Well Logs”, Acta Geophysica ,  2016. doi: 10.1515/acgeo-2016-0063.
[9] H. Adim,  “Pengetahuan  Dasar  Mekanika Reservoar,  Volume  1”,  Badan  Penelitian dan  Pengembangan  Energi  dan  Sumber Daya  Mineral  Pusat  Penelitian  dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, 1991.
[10] M. Rider, “The Geological Interpretation of Well Logs, Second Editions”, Rider-French Consulting Lt., 2002.
[11] A. Nurhayanto, & B. G. Santosa, “Evaluasi Formasi Menggunakan Data  Log dan Data Core  pada  Lapangan  "X"  Cekungan  Jawa Timur  Bagian  Utara”, Jurnal  Sains  dan Seni  Pomits ,  vol.  3,  no.  2,  B112-B117, 2014.
[12] R. P. Koesoemadinata,  “Geologi  Minyak dan Gas Bumi”, Bandung: ITB, 1978.
[13] G. Yielding,  B.   Freeman,  &  D. Needham, “Quantitative  fault  seal  prediction”, AAPG Bulletin , vol. 81, no. 6, pp. 897–917, 1997.