Identifikasi dan Penentuan Zona Persebaran Batuan Induk Potensial Hidrokarbon Menggunakan Data Seismik dan Sumur di Cekungan Waipoga, Papua

Abstract

Cekungan Waipoga merupakan cekungan yang terletak di Indonesia Timur dengan prospek hidrokarbon berupa minyak dan gas yang dibuktikan dengan adanya akumulasi minyak dan juga sumber gas yang merupakan campuran gas biogenik dan termogenik. Tetapi penelitian mengenai batuan induk dengan mengintegrasikan data geofisika dan evaluasi sistem petroleum secara komprehensif masih relatif terbatas terutama di bagian timur Indonesia. Penelitian ini bertujuan menentukan zona persebaran batuan induk menggunakan metode petrofisika, total organic carbon (TOC) dengan membandingkan metode Passey serta multi linear regression (MLR), dan juga impedansi akustik. Hasil penelitian menunjukkan adanya potensi batuan induk, di mana petrofisika mengindikasikan litologi shale berporositas minim dengan fluida minyak dan air. Estimasi TOC menggunakan metode MLR memberikan hasil yang lebih konsisten dan akurat dibandingkan metode Passey, yang ditunjukkan oleh nilai koefisien determinasi (R²) yang lebih tinggi. Hasil TOC MLR menunjukkan nilai baik sampai sangat baik pada kedua sumur. Litologi shale yang kaya akan organik juga didukung oleh nilai inversi impedansi akustik (AI) yang rendah, yaitu sebesar 10.243,11 – 10.428,43 (m/s).(g/cm³), dimana nilai tersebut lebih kecil dari pada nilai impedansi akusik di formasi sekitarnya. Hasil analisis petrofisika pada kedua sumur menunjukan nilai cut off volume shale >31% untuk sumur Elang-1 dan >19% untuk sumur P-1, porositas efektif <15% untuk sumur Elang-1 dan <12% Untuk P-1, saturasi air <43% untuk sumur Elang-1 dan <50% untuk sumur P-1, serta permeabilitas <32 mD untuk Elang-1 dan <4 mD untuk P-1. Hasil identifikasi batuan induk menunjukan bahwa zona batuan induk potensial pada Formasi Makats di Cekungan Waipoga memenuhi kriteria sebagai batuan induk potensial berdasarkan analisis perofisika, impedansi akustik, dan TOC.

The Waipoga Basin is a basin located in Eastern Indonesia with hydrocarbon prospects in the form of oil and gas, as evidenced by oil seeps and gas sources consisting of a mixture of biogenic and thermogenic gas. However, research on source rocks integrating geophysical data and comprehensive petroleum system evaluation remains relatively limited, particularly in the eastern part of Indonesia. This study aims to determine the distribution zone of source rocks using petrophysical methods, total organic carbon (TOC) by comparing the Passey method and multiple linear regression (MLR), as well as acoustic impedance. The results indicate the potential presence of source rocks, where petrophysical analysis indicates shale lithology with minimal porosity containing oil and water. TOC estimation using the MLR method yields more consistent and accurate results compared to the Passey method, as demonstrated by a higher coefficient of determination (R²). The MLR TOC results show good to very good values in both wells. Organically rich shale lithology is also supported by low acoustic impedance (AI) values of 10.243,11 – 10.428,43 (m/s).(g/cm³), which are lower than the acoustic impedance values of the surrounding formations. Petrophysical analysis of both wells shows cut-off values of shale volume >31% for the Elang-1 well and >19% for the P-1 well, effective porosity <15% for Elang-1 and <12% for P-1, water saturation <43% for Elang-1 and <50% for P-1, and permeability <32 mD for Elang-1 and <4 mD for P-1. The source rock identification results indicate that the potential source rock zone in the Makats Formation of the Waipoga Basin meets the criteria as a potential source rock based on petrophysical analysis, acoustic impedance, and TOC.