Search Repository STTMIGAS Balikpapan

TOC merupakan kandungan organik didalam batuan yang menjadi sumber utama
penghasil hidrokarbon dan biasanya terdapat didalam shale. Analisis kandungan organik
ini menjadi topik yang menarik dalam beberapa dekade belakangan ini dimulai dengan
tingginya produksi shale gas maupun shale oil pada lapangan di Amerika. Selain untuk
kepentingan eksplorasi migas unconventional analisis batuan induk digunakan untuk
melacak keberadaan hidrokarbon yang terakumulasi didalam reservoir konvensional.
Untuk itu studi ini dilakukan untuk mengetahui karakteristik batuan induk terutama tingkat
kandungan organik dan juga tingkat kematangan agar dapat menjadi gambaran untuk
langkah eksplorasi migas kedepannya pada lapangan Belanda pada cekungan central
graben.
Analisis ini menggunakan metode DlogR dengan melihat separasi antara log porositas
yakni log denistas, neutron dan sonik terhadap log resistivitas. Semakin tinggi separasi
maka semakin tinggi kandungan hidrokarbon. Analisis ini dimulai dengan validasi data
log menggunakan badhole, analisis vshale untuk mengetahui keberadan litologi
batuserpih, analisis baseline untuk menentukan nilai log pada batuserpih yang tidak
memiliki matrial organik, kemudian analisis tingkat kematangan, menghitung kandungan
organik dan kemudian kematangan hidrokarbon berdasarkan data geokimia.
Berdasarkan hasil analisis, Interval batuserpih terdapat pada kedalaman 1570-2130 ft,
12125-12165 dan juga 14060-14150 ft. Kadar TOC pada masing masing interval dominasi
batuserpih adalah pada kedalaman 1570-2130 ft memiliki nilai TOC rata-rata 2kemudian
kedalaman 12125-12165 ft memiliki TOC rata-rata 5 dan kedalaman 14060- 14150 ft
adalah 1. Berdasarkan analisis kematangan Ro dapat ditentukan bahwa kedalaman 14060
sudah masuk dalam fase matang yang bisa menghasilkan hidrokarbon baik itu minyak
maupun gas, sedangkan kedalaman lebih dangkal, masih belum matang untuk
menghasilkan hidrokarbon.

TOC is the content in rock which is the main source of organic production and is
usually found in shale. This content analysis has become an interesting topic in recent
decades, starting with the high production of shale gas and shale oil in fields in America.
In addition to the interests of oil and gas exploration, unconventional rock analysis is used
to track the presence that has accumulated in conventional reservoirs. For this reason, this
study was conducted to determine the characteristics of the rock, especially the organic
content and maturity level so that it can be an illustration for future oil and gas exploration
steps in the Dutch field in the central graben basin.
This analysis uses the DlogR method by looking at the separation between the
porosity logs, namely the density, neutron and sonic logs against the resistivity logs. The
higher the separation, the higher the hydrocarbon content. This analysis begins with
validating log data using badholes, vshale analysis to determine the presence of clay
lithology, baseline analysis to determine log values in clay rocks that do not have organic
material, then maturity level analysis, calculating organic content and then hydrocarbon
maturity based on geochemical data.
Based on the results of the analysis, the claystone intervals are at a depth of 1570-
2130 ft, 12125-12165 and also 14060-14150 ft. The TOC level in each clay dominance
interval is at a depth of 1570-2130 ft has an average TOC value of 2 then a depth of
12125-12165 ft has an average TOC of 5 and a depth of 14060-14150 ft is 1. Based on
the Ro maturity analysis, it can be determined that a depth of 14060 has entered the mature
phase which can produce hydrocarbons, both oil and gas, while the depth is
shallower, still not ripe to produce hydrocarbons