4

BAB II

DASAR TEORI

2.1 Tinjauan Umum Shale (Batuserpih)

Shale adalah jenis batuan sedimen detrital terbentuk dari konsolidasi bahan halus-

berbutir halus seperti clay dan lumpur. Shale memiliki struktur berlapis atau

brertingkat sejajar dengan bed rock, shale biasanya berpori dan dan mengandung

hidrokarbon tetapi umumnya tidak menunjukkan permeabilitas. Oleh karena itu,

shale tidak membentuk reservoar tetapi membuat cap rock yang sangat baik. Jika

shale yang rekah, itu akan memiliki potensi untuk menjadi reservoar (Halliburton,

2001:18).

Batuan penyusun reservoir shale tidak seluruhnya shale melainkan terdapat

mineral lain. Reservoir shale adalah batuan yang berlapis dan kompak yang berasal

dari pengendapan sedimen berbutir halus yang mengandung kerogen yang

merupakan sumber dari terbentuknya minyak dan gas non-konvensional setelah

mengalami proses kimia pirolisis ataiu pemanasan (Dyni, 2010).

Secara umum, shale merupakan kombinasi dari beberapa mineral diantaranya: clay,

silika (kuarsa), karbonat (kalsit atau dolomit) dan mineral organik. Mineral

pembentuk batuan shale memiliki tingkat kekerasan relatif yang berbeda-beda.

Sebagian besar batuan shale mengandung kerogen yang tersusun dari senyawa

organik.

Warna terang dan gelap pada batuan shale dipengaruhi dari efek perbedaan

komposisi penyusun batuan serpih itu (Gambar 2.1). Batuan serpih yang berwarna

hitam gelap (C) merupakan dark shale yang mengindikasikan memiliki kandungan

kerogen lebih banyak daripada batuan serpih warna terang (light shale) (A dan B).

Dark shale memiliki lingkungan pengendapan lebih dalam daripada light shale

dengan kondisi tanpa adanya oksigen. Oleh sebab itu dark shale memiliki thermal

maturity lebih tinggi daripada light shale.

5

Gambar 2.1 Perbedaan warna pada batuan shale (Sohrab Zendehboudi , “Shale

Oil and Shale Gas Hand book”,2016)

2.2 Konsep Dasar Petrophysics

Petrophysics adalah ilmu yang mempelajari mengenai sifat fisik dan kimiawi suatu

batuan yang diperoleh dari pengukuran well-log maupun pengukuran laboratorium

berdasarkan hukum dasar fisika dan persamaan matematis (Ambasari 2015).

Analisis berdasarkan sifat fisik batuan ini digunakan untuk mengetahui kualitas

reservoar, jenis fluida, porositas dan permeabilitas pada batuan atau formasi.

2.2.1 Prinsip Dasar Well Logging

Well logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah permukaan

dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan kedalam lubang sumur untuk

evaluasi formasi dan identifikasi ciri-ciri batuan di bawah permukaan

(Schlumberger, 1989).

Prinsip dasar wireline log adalah mengukur parameter sifat fisik dari suatu formasi

pada kedalaman dari sumur pemboran secara kontinyu. Sifat-sifat fisik yang yang

diukur yaittu potensial listrik (kelistrikan) batuan, tahan jenis batuan, radioaktivitas,

kecepatan rambat gelombang elastis, kerapatan formasi (densitas), kemiringan

lapisan batuan, dan kekompakan formasi yang semuanya tercermin dari lubang bor.

Ada beberapa data log yang digunakan dalam penelitian ini diantaranya adalah

sebagai berikut:

6

a. Log Gamma ray (GR)

Log gamma ray merupakan log dengan prinsip pengukuran dengan

mendeteksi pancaran radioaktif yang dipancarkan oleh formasi batuan.

Beberapa unsur yang ditangkap adalah Thorium (Th), Pottasium (K) dan

Uranium (U). Jika batuan banyak memancarkanketiga unsur tersebut (atau

salah satunya) maka nilai log gamma ray akan tinggi seperti pada

lempung/serpih, log gamma ray tinggi karena banyak mengandung

pottasium. Setiap nilai gamma yang terdeteksi akan menimbulkan listrik

pada detektor. Parameter yang direkam adalah jumlah dari pulsa yang

tercatat per satuan waktu (Harsono, 1997).

Gambar 2.2 Interpretasi lapisan batuan dengan log gamma ray (Abdullah, 2009).

b. Log Densitas

Log densitas merekam secara menerus dari densitas bulk formasi. Secara

geologi densitas bulk adalah fungsi dari densitas total dari mineral-mineral

7

pembentuk batuan misalnya matriks, dan volume dari fluida bebas yang

mengisi pori (Rider, 2002).

Prinsip kerja log densitas (Harsono, 1993) yaitu sebagai sumber radioaktif

dari alat pengukur di pancarkan sinar gamma dengan intensitas energi

menembus formasi/batuan. Partikel sinar gamma membentur elektron-

elektron dalam batuan, akibat benturan tersebut sinar gamma akan

mengalami pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami

benturan akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dengan

sumbernya.

c. Log Sonic

Log sonic pada prinsipnya mengukur waktu rambatan gelombang suara

melalui formasi pada jarak tertentu, sehingga memerlukan pemancar dan

penerima yang dipisahkan dalam jarak tertentu. Waktu yang dibutuhkan

tersebut biasanya disebut “Interval Transit Time” (Δt). Dimana Δt

berbanding terbalik dengan kecepatan gelombang suara dan tergantung

pada jenis litologi, porositas dan kandungan porinya.

Persamaan yang digunakan untuk menghitung kecepatan gelombang P (𝑉𝑝)

dengan data log sonic:

𝑉𝑝 = 1

𝐷𝑇=

0.3048

𝐷𝑇 𝑥 10−6

𝑉𝑝 = kecepatan gelombang P (m/s)

DT = data log sonic (ms/ft)

Log ini digunakan untuk mengevaluasi porositas yang ada pada pori-pori

batuan. Kegunaan lain dari log ini juga bisa membantu mengidentifikasikan

jenis litologi, source rock dan memprediksi zona overpressure (Rider,

2002).

(2.1)

8

2.2.2 Porositas

Porositas adalah perbandingan antara volume ruang yang kosong (pori-pori)

terhadap volume total batuan, dan dinyatakan dalam persen volme.

𝜙 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑖

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑢𝑎𝑛 𝑥 100

Persamaan untuk menghitung porositas dari log densitas adalah:

ma b

ma f

ϕ = porositas

𝜌𝑚𝑎 = densitas matriks

𝜌𝑏 = bacaan log densitas

𝜌f = densitas fluida

Ada beberapa faktor yang dapat mempengaruhi besar suatu porositas batuan yaitu

sebagai berikut:

a. Ukuran butir (grain size), porositas yang baik memiliki ukuran butir yang

seragam dan membulat (rounded).

b. Bentuk butir (sphericity), bentuk butir mebola (rounded) akan memiliki

porositas yang lebih besar jika dibandingkan dengan bentuk butir yang

menyudut (angular).

c. Susunan butir, porositas di anggap kecil jika sisi antar butiran saling

bersentuhan dan tidak adanya celah antar butir.

d. Pemilahan (sorting), pemilahan yang baik yaitu adanya keseragaman

butiran pada rongga batuan maka porositasnya akan baik, sedangkan

porositas akan rendah jika pemilahan buruk ketika dalam rongga batuan

terdapat ketidakseragaman ukuran butir, sehingga ukuran butiran yang kecil

akan mengisi rongga yang kosong antara ukuran butiran yang lebih besar.

(2.2)

(2.3)

9

2.2.3 Volume of Shale (Vsh)

Volume of Shale (Vsh) menyatakan jumlah kandungan lempung pada suatu interval

yang dinyatakan dalam persentase volume shale terhadap volume keseluruhan

batuan. Perhitungan volume of shale pada suatu zona penampang log sumur, dapat

diidentifikasi zona-zona reservoar berdasarkan nilai ambang (cut off) volume of

shale yang ditentukan. Ada beberapa pendekatan yang digunakan untuk

mengestimasi nilai Vsh, yaitu :

Pendekatan linear :

sh GRV I

Pendekatan Larionov untuk older rocks :

𝑉𝑠ℎ = 0.33(221𝐼𝐺𝑅−1)

Pendekatan Larionov untuk tertiary rocks :

𝑉𝑠ℎ = 0.083(23.71𝐼𝐺𝑅−1)

Dengan IGR

log min

max min

GR

GR GRI

GR GR

IGR = Indeks Gamma Ray

GRlog = Pembacaan Gamma Ray pada log

GRmin = Pembacaan nilai Gamma Ray minimum

GRmax = Pembacaan nilai Gamma Ray maksimum

2.3 Total Organic Content (TOC)

Total Organic Content (TOC) yaitu parameter yang diukur dalam satuan persen,

dan merupakan presentasi karbon organik dari total berat batuan contoh (Clayton,

2005). Total Organic Content juga dapat menjadi indikasi dari kandungan material

(2.4)

(2.5)

(2.6)

(2.7)

10

organik yang terdapat dalam suatu batuan. Material-material organik yang

terkandung pada suatu batuan berasal dari tumbuh-tumbuhan dan alga yang telah

mati. Material organik pada batuan tersebut dinyatakan sebagai TOC. Nilai TOC

ini juga dapat diperoleh dari proses pemanasan.

Untuk mendapatkan nilai TOC dapat dilakukan dengan menggunakan pendekatan

empiris dilakuan untuk memperkirakan nilai TOC kuantitatif dengan data log. Yang

pertama dikembangkan menggunakan bulk density (Schmoker, 1979; Schmoker,

1980) dan kemudian disempurnakan dalam Bakken Shales (Schmoker dan Hester,

1983). Persamaan Schmoker yang digunakan untuk menghitung nilai TOC adalah:

𝑇𝑂𝐶 = 154,497

𝜌𝑏− 57.261

TOC = Total Oganic Content (wt%)

ρb = bacaan log densitas (gr/cm3)

Persamaan Schmoker ini berasumsi bahwa komposisi mineral dan porositas pada

setiap pembentukan merupakan konstan. Metode ini biasa digunakan untuk

estimasi nilai TOC pada formasi shale.

Klasifikasi shalestone sebagai sumber potensial shale gas berdasarkan nilai TOC

dapat di lihat pada tabel dibawah ini:

Tabel 2.1 Presentase nilai TOC (Peters & Cassa, 1994)

Total organic content

(%) Quality

0 - 0.5 Poor

0.5 - 1 Fair

1 - 2 Good

2 - 4 Very good

>4 Excellent

(2.8)

11

2.4 Konsep Dasar Fisika Batuan

Analisis fisika batuan diperlukan untuk pengamatan geofisika, memahami hasil

pengukuran seismik dan sifat fisis batuan dan fluida. Sifat-sifat fisis batuan tersebut

seperti: porositas, permeabilitas, saturasi air (fluida), densitas, volume, tekanan dan

temperatur.

2.4.1 Kecepatan Gelombang

Terdapat dua jenis kecepatan gelombang seismik, yaitu kecepatan gelombang P

(gelombang kompresi) dan gelombang S (gelombang shear). Arah pergerakan

partikel saat dijalari gelombang P akan sejajar dengan arah perambatan gelombang.

Sedangkan arah pergerakan partikel saat dijalari gelombang S akan tegak lurus

dengan arah perambatan gelombang.

Kecepatan gelombang P dapat dinyatakan dengan :

4

3P

K

V

Kecepatan gelombang S :

SV

Persamaan Castagna merupakan hubungan empiris antara kecepatan gelombang P

(𝑉𝑝) dan kecepatan gelombang S (𝑉𝑠) pada penentuan litologi seismik berdasarkan

kurva linear kuadrat terkecil Castagna et al., (1993). Persamaan Castagna adalah

sebagai berikut:

𝑉𝑠 𝑠𝑎𝑛𝑑 = 0.8041𝑉𝑝 − 0.85588

𝑉𝑠 𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 = 0.76969𝑉𝑝 − 0.86735

(2.9)

(2.10)

(2.12)

(2.11)

12

𝑉𝑝 = kecepatan gelombang P (m/s)

𝑉𝑠 = kecepatan gelombang S (m/s)

K = bulk modulus (GPa)

µ = shear modulus (GPa)

ρ = densitas (gr/cm3)

2.4.2 Akustik Impedansi (AI)

Bumi sebagai medium rambat gelombang seismik tersusun dari perlapisan batuan

yang memiliki sifat fisis yang berbeda-beda, terutama sifat fisis densitas batuan (ρ)

dan cepat rambat gelombang (v). Dengan berdasarkan konsep tersebut sehingga

dapat dilakukan perkiraan bentuk lapisan/struktur bawah permukaan. Penerapan

konsep tersebut kemudian disebut sebagai Impedansi Akustik, dimana sebagai

karekteristik akustik suatu batuan dan merupakan perkalian antara densitas dan

cepat rambat.

𝐴𝐼 = 𝜌. 𝑉𝑝

AI = Akustik Impedan (m/s*gr/cm3)

𝑉𝑝 = kecepatan gelombang P (m/s)

𝜌 = bulk modulus (gr/cm3)

Dalam mengontrol harga AI, kecepatan mempunyai arti yang lebih penting dari

pada densitas. Sebagai contoh, porositas atau material pengisi pori batuan (air,

minyak, gas) lebih mempengaruhi harga kecepatan dari pada densitas.

Menganalogikan IA dengan acoustic hardness. Batuan yang keras (hard rock) dan

sukar dimampatkan, seperti batugamping mempunyai AI yang tinggi, sedangkan

batuan yang lunak seperti lempung yang lebih mudah dimampatkan mempunyai AI

rendah (Sukmono, 1999).

2.4.3 Bulk Modulus dan Shear Modulus

Konstanta elastis menggambarkan ketahanan material batuan sebagai respon

terhadap penjalaran gelombang yang diwakilkan oleh bulk modulus dan shear

modulus. Bulk modulus merupakan konstanta perbandingan stess-strain terhadap

(2.13)

13

gaya kompresional. Gaya kompresional mengenai permukaan body batuan akan

menghasilkan stress, kemudian pada akhirnya akan dihasilkan suatu strain berupa

perubahan volume (Gambar 2.5). Bulk modulus umumnya disebut juga

inkomprebilitas, dengan kata lain disefinisikan segabai ketahanan suatu batuan

terhadap gaya kompresional.

/

/

F AK

V V

K = bulk modulus (GPa)

F = gaya kompresional (N)

A = luas area (m2)

V = volume awal (m3)

∆V = selisih perubahan volume (m3)

Gambar 2.3 Gaya kompresional pada batuan (Mavko et al., 2009)

Sedangkan shear modulus merupakan konstanta perbandingan stress-strain

terhadap gaya geser (shear). Pada gambar 2.6, terlihat saat shear mengenai

permukaan body batuan, maka akan menghasilkan stress yang kemuadian pada

akhirnya akan dihasilkan suatu strain berupa perubahan pada panjang permukaan

yang bergeser. Shear modulus biasa juga disebut rigidity, dengan kata lain

didefinisikan sebagai ketahanan body batuan terhadap shear stress. Modulus shear

dinyatakan dalam persamaan :

(2.14)

14

/

/ h

F A

x

µ = shear modulus (GPa)

F = gaya geser (N)

A = luas area (m2)

h = perubahan panjang bodi batuan yang sejajar dengan F (m)

∆x = panjang bodi batuan tegak lurus F (m)

Gambar 2.4 Gaya shear pada batuan (Mavko et al., 2009)

2.4.3 Densitas

Densitas didefinisikan sebagai perbandingan antara massa (m) terhadap volume (v)

suatu batuan dalam satuan SI densitas memiliki satuan kg/m3. Densitas setiap

batuan berbeda tergantung pada mineralogi, porositas dan kandungan fluida.

Informasi geologi perlu dipelajari untuk mengetahui distribusi pada bawah

permukaan.

2.5 Pemodelan Fisika Batuan

Pemodelan fisika batuan merupakan salah satu bentuk forward modeling dalam

memodelkan suatu batuan. Dalam penelitian ini digunakan beberapa pemodelan

fisika batuan sebagai berikut:

2.5.1 Pemodelan Voigt-Reuss-Hill (VRH)

Pemodelan Voigt-Reuss-Hill (VRH) merupakan pemodelan teoritis yang sangat

sederhana untuk mendapatkan modulus elastik dan fraksi mineral batuan

(2.15)

15

sebenarnya dengan menggunakan data petrophysics. Pemodelan ini memiliki

kelemahan yaitu tidak bisa mengetahui geometri pada reservoir tersebut.

Gambar 2.5 Model Voigt-Reuss-Hill (Mavko et al., 2009)

Persamaan yang digunakan sebagai berikut:

1

N

i

Mv fiMi

1

1 N

iR

fi

M Mi

𝑀𝑉𝑅𝐻 = 𝑀𝑉 + 𝑀𝑅

2

𝑀𝑉𝑅𝐻 = modulus elastik Voight-Reuss-Hill mineral batuan

Mv = modulus elastik voight mineral batuan

MR = modulus elastik reuss mineral batuan

fi = fraksi modulus elastik mineral batuan

Mi = modulus elastik mineral batuan

(2.17)

(2.16)

(2.18)

Softer

Stiffer

16

2.5.2 Persamaan Kuster Toksoz

Model teoritis (e.g., Kuster and Toksoz 1974) merupakan metode yang

mempertimbangkan dampak dari beberapa faktor seperti porositas, tipe pori, dan

fluida pori secara konsisten. Model Kuster Toksoz mengunakan pendekatan wave-

length orde pertama karena model ini mengabaikan interaksi mekanis antara pori-

pori. Dengan demikian, model ini dapat memodelkan pore type reservoir. Berikut

adalah persamaan dalam mencari KKT dan µKT (Kuster dan Toksoz.1974 : Berryman,

1980b):

2

4

3( ) ( )4

3

Nm mmi

m KT i m i

iKT m

K

K K x K K P

K

2

( )( ) ( )

( )

Nmim m

m KT i m i

iKT m

x Q

Tabel Koefisien P dan Q untuk beberapa bentuk geometri pori (Berryman, 1996)

Inclusio

n shape Pmi Qmi

Spheres

4

34

3

Km m

Ki m

m m

i m

Neddles

1

31

3

Km m i

Ki m i

4

1 4 3( 2 )15

3

Ki mm m m

m i i mKi m i

Disks

4

34

3

Km i

Ki i

m i

i i

Penny

craks

4

34

3

Km i

Ki i m

2

( )1 8 3( 2 )

45 4 ( 2 )

3

Ki i mm

i m mKi i m

Notes: (3 ) (3 ) (9 8 )

, ,(3 4 ) (3 7 ) 6 ( 2 )

K K K

K K K

(2.21)

(2.19)

(2.20)

17

𝐾m = bulk modulus mineral batuan

𝜇m = shear modulus mineral batuan

𝐾i = bulk modulus fluida batuan

𝜇i = shear modulus fluida batuan

𝐾KT = bulk modulus mineral Model Kuster Toksoz batuan

𝜇KT = shear modulus mineral Model Kuster Toksoz batuan

Qmi, Pmi = koefisien yang menggambarkan efek inclusion fluida

di dalam mineral batuan

2.5.3 Persamaan Gassmann

Persamaan Biot Gassmann umumnya dipakai untuk melakukan subtitusi fluida

pada reservoar. Persamaan Biot Gassmann dapat mencari nilai dari bulk modulus

saturasi dari suatu batuan dengan cara menghubungkan bulk modulus mineral, solid

rock, fluida, dan porositas batuan. Kekurangan dari persamaan Gassmann adalah

tidak terlalu memperhatikan geometri pori dalam batuan. Berikut adalah persamaan

umum Gassmann (1951) :

2

min

2

min min

(1 )

(1 )

dry

sat drydry

fl

k

kK K

k

k k k

Dalam persamaan Gassmann, nilai shear modulus pada kerangka kering

diasumsikan sama dengan shear modulus pada batuan tersaturasi. Serta shear

modulus pada fluida adalah nol.

dry sat

Selanjutnya hitung nilai 𝜌𝑠𝑎𝑡 menggunakan persamaan:

𝜌𝑠𝑎𝑡 = (1 − ∅) 𝜌𝑚𝑎 + 𝜌𝑓𝑙∅

(2.22)

(2.23)

(2.24)

18

Dimana 𝜌𝑚𝑎 :

𝜌𝑚𝑎 = 𝑓1 𝜌𝑚𝑎1 + 𝑓2 𝜌𝑚𝑎2

Kemudian menghitung parameter elastisitas prediksi 𝑉𝑝𝑠𝑎𝑡 dan 𝑉𝑠𝑠𝑎𝑡

dari , 𝜇𝑠𝑎𝑡

dan, 𝜌𝑠𝑎𝑡 dengan persamaan:

𝑉𝑝𝑠𝑎𝑡= √

𝐾𝑠𝑎𝑡 + 43 𝜇𝑠𝑎𝑡

𝜌𝑠𝑎𝑡

𝑉𝑠𝑠𝑎𝑡= √

𝜇𝑠𝑎𝑡

𝜌𝑠𝑎𝑡

𝐾𝑠𝑎𝑡 = bulk modulus saturasi batuan

𝐾𝑑𝑟𝑦 = bulk modulus kerangka kering batuan

𝐾𝑚𝑖𝑛 = bulk modulus mineral pada batua

𝐾𝑓𝑙 = bulk modulus fluida batuan

𝜙 = porositas batuan

𝜇𝑑𝑟𝑦 = shear modulus kerangka kering batuan

𝜇𝑠𝑎𝑡 = shear modulus saturasi batuan

𝜌𝑠𝑎𝑡 = Densitas batuan tersaturasi

𝜌𝑚𝑎 = Densitas matriks

𝜌𝑓𝑙 = Densitas fluida

𝑓1 dan 𝑓2 = Fraksi volume masing–masing batuan

𝜌1 dan 𝜌2 = Densitas masing–masing mineral

𝑉𝑝𝑠𝑎𝑡 = Kecepatan gelombang P tersaturasi

𝑉𝑠𝑠𝑎𝑡 = Kecepatan gelombang S tersaturasi

(2.26)

(2.27)

(2.25)