Analisis Persebaran
Total Organic Carbon
(TOC) pada Lapangan X
Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan menggunakan
Atribut Impedansi Akustik
PRIMAERFIDOMANAF1), SUPRIYANTO2,*), ALFIANUSMAN2)
1)Jurusan Fisika FMIPA Universitas Indonesia, Depok, Jawa Barat, 16424, Indonesia E-mail: erfidomanaf@yahoo.com
2)New Energy & Green Technology UTC, PT Pertamina, Jl. Medan Merdeka Timur No. 6, Jakarta 10110, Indonesia
*)PENULISKORESPONDEN
TEL: 08152085804
ABSTRAK: Lapisan shale yang menjadi target penelitian terletak pada Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan yang diendapkan pada fase sagging. Energi pengendapan yang rendah pada periode transgresi menghasilkan endapan shale yang melimpah. Berdasarkan ekspektasi bahwa endapan shale yang melimpah tersebut memiliki tingkat kekayaan organik yang tinggi sehingga berpotensi untuk dikembangkan sebagai hidrokarbon non-konvensional, maka telah dilakukan penelitian yang menganalisis parameter Total Organic Carbon (TOC), memodelkan, dan menyebarkannya di sekitar area penelitian. Pada penelitian ini, digunakan analisis Petrofisika untuk memisahkan litologi shale sebagai lapisan target dengan litologi lainnya; analisis Geokimia berperan dalam menentukan tingkat kekayaan organik; dan melalui analisis Geofisika, dilakukan karakterisasi reservoar untuk menganalisis litologi hingga persebaranshalehidrokarbon pada formasi target. Berdasarkan hasil interpretasi atribut inversi impedansi akustik (AI) yang dikorelasikan dengan parameter TOC, dapat dilihat sebaran batuan yang memiliki nilai impedansi yang relatif rendah dan memiliki nilai TOC yang relatif tinggi yaitu pada range interval kedalaman 2030-2182m (zona A) dan 2204-2396m (zona B) yang diprediksi sebagai lapisan shale yang memiliki kandungan organik tinggi. Berdasarkan hasil analisa tersebut, kedua zona ini diprediksi memiliki potensi untuk dieksplorasi sebagai sumber daya hidrokarbon non-konvensional.
Kata Kunci: TOC, Inversi AI, hidrokarbon non-konvensional.
PENDAHULUAN
Berdasarkan informasi yang diperoleh dari Badan Geologi Departemen ESDM (2011), sumberdaya spekulatif shale hidrokarbon berupa gas sebagai hidrokarbon non-konvensional di Sumatera Selatan termasuk salah satu yang terbesar di Indonesia, yaitu memiliki nilai volume of gas in place sebesar 56,11 (Tcf). Informasi ini menjadi salah satu latar belakang dari dilakukannya penelitian ini. Selain itu, lapisan batuan shale yang menjadi target penelitian terletak pada Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan. Formasi ini (terutama Talang Akar bagian Atas) terbentuk akibat dari proses tektonik yang terjadi saat batuan shale diendapkan pada basin sag. Energi pengendapan yang rendah menyebabkan dihasilkannya endapan shale yang melimpah sehingga memiliki lapisan sand yang lebih sedikit dibandingkan formasi di sekitarnya (Perbawa, 2012).
bergerak ke arah Utara hingga Timur Laut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif diam. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang (Bishop, 2001). Stratigrafi daerah cekungan Sumatera Selatan secara umum dapat dikenal dalam satumegacycle(daur besar) yang terdiri dari suatu transgresi dan diikuti regresi. Formasi yang terbentuk selama fase transgresi dikelompokkan menjadi Kelompok Telisa (Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, dan Formasi Gumai). Kelompok Palembang diendapkan selama fase regresi (Formasi Air Benakat, Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai), sedangkan Formasi Lemat dan Older Lemat diendapkan sebelum fase transgresi utama. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan menurut (De Coster, 1974) ditunjukkan oleh Gambar 2.
Gambar 1. Peta Cekungan di daerah Sumatera. Gambar sebelah kiri merupakan Cekungan Sumatera Selatan yang menjadi lokasi penelitian yang ditunjukkan pada kotak merah, gambar sebelah kanan menunjukkan peta fisiografi Cekungan Sumatera
Selatan (Bishop, 2001).
Gambar 2. Kolom stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan. Formasi target merupakan Formasi Talang Akar yang terbentuk pada umur Oligosen Akhir-Miosen Awal pada
periode pengendapan transgresi sehingga terdapat endapanshaleyang melimpah
FORMASI TALANG AKAR
(De Coster, 1974).
METODE PENELITIAN
Metode yang akan dilakukan dalam penelitian ditunjukkan melalui diagram alir pada Gambar 3, yang secara garis besar meliputi analisis Petrofisika, Geokimia, dan Interpretasi seismik. Analisis Petrofisika akan digunakan untuk memisahkan litologi shale sebagai lapisan target dengan litologi lainnya; analisis Geokimia akan digunakan dalam menentukan tingkat kekayaan organik yang didukung oleh tingkat kematangan termal dari lapisan shale pada formasi target; dan analisis Geofisika akan digunakan untuk karakterisasi reservoar dengan menganalisis litologi hingga persebaran shale hidrokarbon pada formasi target.
Gambar 3. Diagram Alir Penelitian
HASIL DAN PEMBAHASAN
Analisis Petrofisika dan Geokimia
Analisis Petrofisika dilakukan untuk menentukan interval-interval kedalaman tertentu yang akan dijadikan sebagai zona target. Penentuan zona target ini dilakukan dengan terlebih dahulu memisahkan litologi target yang dalam penelitian ini adalah shale dari batuan lainnya. Hasil analisis menunjukkan terdapat dua buah zona target (Zona A dan Zona B dengan interval kedalaman seperti yang terlihat pada Gambar 4) yang diprediksi sebagai interval kedalaman dengan lapisan yang memiliki litologi berupashaledan memiliki karakteristik kandungan organik.
Gambar
Gambar 2 :
Gambar 4. Analisis Petrofisika.Gambar sebelah kiri menunjukkan dua zona yang dijadikan sebagai zona target, gambar sebelah kanan menunjukkanCross-plotGR vs
Densitas dengan skala warna AI pada Upper TAF (gambar atas) dan Lower TAF (gambar bawah). Berdasarkan skala warna, dapat disimpulkan bahwaorganic shale
sebagai zona target memiliki nilai AI kurang dari 27.500 (ft/s*gr/cc).
Hasil crossection yang terbentuk menunjukkan bahwa Zona target terdapat pada seluruh interval kedalaman, namun didominasi oleh interval 1850-2170m yang dapat diartikan sebagai zona dengan litologi shaleyang sangat tebal yang merupakan bagian dari Formasi Talang Akar bagian atas, sedangkan zona dengan litologi batupasir berada pada kedalaman dibawah 2100m.
Analisis geokimia juga telah dilakukan dalam penelitian ini dengan hasil seperti yang dirangkum pada Tabel 1. Berdasarkan hasil analisis, kedua zona target diprediksi merupakan zona dengan lapisan shale yang berpotensi sebagai batuan induk ataupun tempat terakumulasinya hidrokarbon dikarenakan memiliki kriteria sebagai berikut:
TOC
Lapisan shale pada kedua zona memiliki kandungan organik yang tinggi, ditunjukkan dengan nilai TOC yang berada pada rentang 2-4%. Menurut Peter dan Cassa (1994), rentang nilai TOC tersebut termasuk dalam kategori sangat bagus .
Tingkat Kematangan
Lapisan shalepada kedua zona memiliki hasil pembacaanVinitrite Reflectance (Ro) dengan rentang 0,6 0,65%, Menurut Peter dan Cassa (1994), rentang nilai Ro tersebut termasuk dalam kategori matang . dengan tingkat awal matang.
Tabel 1. Ringkasan analisis Geokimia Formasi Talang Akar
Log TOC yang diperoleh dari data cutting geokimia merupakan data yang tidak kontinyu, yaitu data yang haya terdapat pada kedalaman tertentu (tergantung dari sampel yang digunakan). Pada tahap interpretasi seismik, akan dilakukan penyebaran nilai TOC pada penampang seismik (penyebaran secara lateral). Untuk melakukan hal tersebut, dibutuhkan nilai TOC yang kontinyu pada seluruh kedalaman. Untuk memodelkan data TOC yang dimiliki secara kontinyu, dilakukan metode Multi Linier Regresi dengan menggunakan beberapa parameter log yang berhubungan dengan nilai TOC seperti pada penelitian ini, persamaan yang dihasilkan adalah:
TOC = X1 + (X2 x GR) + (X3 x RHOB) + (X4*NPHI) + (X5*DT)... (1)
Hasil pemrosesan Multi Linier Resgresi menghasilkan parameter berikut:
X1 = -1.74 X3 = 1.023 X5 = 0.0062
X2 = 0.00038 X4 = -0.00582
Setelah parameter regresi tersebut digunakan dalam persamaan (1), dihasilkanlah nilai prediksi TOC yang tidak jauh berbeda dengan nilai TOC aslinya (TOC lab), seperti yang terlihat pada Gambar 5.
Gambar 5. Perbandingan nilai TOC model dengan TOC Lab.
Analisis Inversi AI
Pemisahan litologi dapat dilihat pada hasil inversi AI yang ditunjukkan oleh penampang AI pada Gambar 6. Berdasarkan hasil analisis cross-plot dan petrofisika, zona shale hidrokarbon diasumsikan memiliki densitas dibawah 2,3 (gr/cc) memiliki nilai AI yang rendah, dengan nilai kurang dari 27.500 (ft/s*gr/cc). Pada gambar penampang tersebut, zona dengan rentang nilai ini ditunjukkan dengan skala warna kuning. Sedangkan lapisan dengan skala warna biru diprediksi sebagai batupasir yang memiliki densitas dan kecepatan seismik lebih tinggi dibandingkan zona target.
Gambar 6. Penampang inversi AIline_px-04. Lapisanorganic shalediprediksi direpresentasikan dengan skala warna kuning (AI =26.000-27.000 ft/s*gr/cc) yang
mendominasi padatime-window1780-1900ms.
Penyebaran Parameter TOC ke Seismik
Crossplot AI vs TOC pada Gambar 7 menunjukkan bahwa terdapatnya hubungan yang cenderung linier antara AI dengan TOC. Hal ini sesuai dengan teori bahwa kandungan material organik di dalam shaleakan menurunkan nilai densitas yang juga akan berdampak pada rendahnya nilai AI. Setelah diperoleh nilai korelasi antara AI dan TOC, parameter TOC dapat disebarkan pada seluruh penampang AI. Penampang TOC yang dihasilkan pada Gambar 8 menunjukkan hubungan yang cenderung linier terhadap nilai AI. Zona A dan B yang lerletak pada interval kedalaman di antara surface Upper TAF dan Lower TAF menunjukkan nilai TOC yang tinggi (TOC lebih dari 2% dengan skala warna kuning), pada penampang AI, zona ini memiliki nilai AI yang rendah.
Gambar 7.Cross-plotAI vs TOC. Hasil analisis AI vs TOC menunjukkan hubungan yang cenderung linier. Nilai AI akan menurun jika terjadi peningkatan TOC, begitupula
Gambar 8. Penampang TOC padaline_px-04. Nilai TOC yang relatif tinggi (>2%) ditunjukkan oleh warna kuning, yang mendominasi padatime-window1780-1900ms.
Interpretasi Akhir
Interpretasi akhir dilakukan dengan menggabungkan hasil analisis atribut yang digunakan. Melalui peta TOC dan inversi AI, dapat dilihat lapisan yang diprediksi sebagai shale dengan kandungan organik tinggi, yaitu lapisan yang memiliki densitas dan respon kecepatan seismik yang rendah (AI relatif rendah Hasilnya, diperoleh persebaran zona yang diprediksi sebagai shale hidrokarbon (sweet spot) pada surface Upper TAF dan Lower TAF. Zona-zona ini tersebar di sekitar struktur sesar seperti yang ditunjukkan pada Gambar 9.
Gambar 9. Persebaran zonashalehidrokarbon pada Formasi Upper dan Lower TAF. Zona yang ditandai dengan area berwarna merah merupakan zona yang memiliki nilai
AI yang relatif rendah (AI<27,500 ft/s*gr/cc) dan nilai TOC dengan kategori sangat bagus (TOC>2%) sehingga diprediksi sebagai zona sebaranshalehidrokarbon.
KESIMPULAN
1. Berdasarkan hasil analisis Petrofisika dan Geokimia, diperoleh dua zona yang dinilai memiliki kategori yang layak sebagai lapisan shale yang berpotensi sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon maupun sebagai batuan induk, yaitu pada interval 2030-2182m (zona A) dan 2204-2396m (zona B). Hal ini ditunjukkan dengan nilai TOC dengan kategori sangat bagus yang terkandung di dalam batuan pada zona tersebut, didukung dengan hasil pembacaan data Ro yang menyatakan bahwa kedua zona tersebut berada pada tingkat kematangan awal, sehingga lapisan ini diprediksi berpotensi untuk dikembangkan sebagai sumber daya hidrokarbon non-konvensional yang dapat menghasilkan minyak ataupun gas (mixed).
2. Berdasarkan hasil interpretasi atribut seismik berupa inversi AI dan dilanjutkan dengan penyebaran nilai TOC, dapat dilihat suatu sebaran batuan yang diprediksi sebagai shale hidrokarbon yang memiliki nilai impedansi yang relatif rendah dan memiliki nilai TOC dengan kategori sangat bagus dengan range kedalaman yang melingkupi zona A dan B.
3. Jika lokasi zona sweet spot yang diperoleh dihubungkan dengan keberadaan sesar, dapat diprediksi bahwa terjadinya sesar mengakibatkan lapisan disekitarnya mengalami peningkatan temperatur, sehingga persebaran zona shale yang berada disekitar sesar ini akan cenderung lebih tinggi tingkat kematangannya. Hal ini sesuai dengan hasil analisis Geokimia yang telah dilakukan.
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terimakasih kepada pihak NEGT UTC PT. Pertamina yang telah memberikan kesempatan dan fasilitas untuk melaksanakan penelitian ini. Selain itu, terimakasih juga penulis sampaikan pada para pembimbing dan co-author atas bimbingan dan dukungannya selama proses penelitian maupun penulisan.
DAFTAR RUJUKAN
Badan Geologi Departemen ESDM, 2011,Indonesia Shale Gas Potential.
Bishop, Michele. G., 2001, South Sumatera Basin Province, Indonesia: The Lahat/Talang Akar-Cenozoic Total Petroleum System, USGS 99-50-S. USA.
De Coster, G.L., 1974, The Geology of Central and South Sumatera Basins, USA: Proceedings of Indonesian Petroleum Association 3rd Annual Convention.
Perbawa, A., Kusuma, B., & Winardhi, S. (2012), Integration of Seismic Inversion, Pore Pressure Prediction, and TOC Prediction in Preliminary Study of Shale Gas exploration, HAGI Annual Convention & Exhibition,Palembang: HAGI.
