INTEGRASI KARAKTERISTIK GEOKIMIA GAS KROMATOGRAFI UNTUK PEMODELAN POROSITAS BATUPASIR MIOSEN AKHIR LAPANGAN SEMBERAH DELTA MAHAKAM = INTEGRATION OF GAS CHROMATOGRAPHY GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS FOR POROSITY MODELING LATE MIOCENE SANDSTONES IN THE SEMBERAH FIELD DELTA MAHAKAM

Analisis gas kromatografi merupakan salah satu teknik yang memiliki peranan penting dalam kegiatan pengeboran minyak dan gas bumi, khususnya untuk mengidentifikasi dan menganalisis komposisi gas serta hidrokarbon yang terkandung di dalam reservoir Berbagai penelitian sebelumnya telah menunjukkan bahwa penerapan gas kromatografi mampu memberikan informasi signifikan dalam penilaian fluida reservoir Namun demikian, kajian yang secara spesifik menyoroti penggunaan analisis gas kromatografi pada lingkungan pengendapan delta, terutama pada lapangan yang telah berproduksi lama, baik dari aspek perencanaan maupun tahap eksekusi pengembangan, masih sangat terbatas. Penelitian ini dilakukan di lapangan Semberah dimana pengeboran yang selama ini dilakukan dengan 2 sampai 3 section sedangkan keberadaan reservoir sandstone G-80 sebagai obyek spesifik penelitian ini berada pada section yang terakhir pada kegiatan pengeboran. Area penelitian berada pada cekungan Kutai dan dilakukan dengan tujuan untuk mengkaji integrasi data gas kromatografi dalam mendeteksi dan mengkarakterisasi reservoir serta mengevaluasi penerapannya dalam kegiatan perencanaan dan operasional pengembangan maupun eksplorasi lapangan minyak dan gas bumi. Metodologi penelitian meliputi analisis perbandingan geostatistik antara beberapa rasio gas kromatografi dengan data petrofisika, yang kemudian diintegrasikan dalam bentuk analisis pemodelan geologi statik reservoir menggunakan perangkat lunak Petrel. Pemodelan ini difokuskan pada salah satu satuan reservoir utama di Lapangan Semberah, yaitu G-80 Sandstone. Hasil penelitian menunjukkan adanya tingkat kesesuaian yang tinggi antara rasio FMMPx gas kromatografi dan hasil analisis petrofisika, dengan nilai presisi sebesar 70,25% terhadap parameter porositas. Selain itu, nilai Total Gas memperlihatkan tren yang konsisten dengan log resistivitas, sementara rasio C1/SumC berada pada kisaran 0,86–0,95 yang menunjukkan kemampuan dalam mendeteksi zona hidrokarbon. Nilai balance di atas 50 diinterpretasikan sebagai zona gas, sedangkan nilai di bawah 50 menunjukkan area non-hidrokarbon atau reservoir yang tidak berkembang. Pemodelan geologi statik dengan gas ratio drilling memperlihatkan adanya potensi reservoir dengan porositas yang cukup besar 0.2-0.3% dengan nilai Total Gas di angka 400-700 U dan nilai resistivitas 60-100 ohm. Temuan ini menegaskan bahwa pendekatan berbasis gas kromatografi berpotensi besar untuk diimplementasikan dalam optimasi karakterisasi reservoir, khususnya pada lapangan migas yang telah berproduksi lama. Utamanya dalam menggantikan keberadaan daripada data wireline log yang dalam pengambilan datanya membutuhkan biaya dan resiko tinggi.