Arief Rahman’s scientific contributions

The physical properties of basic reservoir rocks that are very important to know, especially in the oil and gas industry, include porosity, permeability and saturation. The three physical properties determine the economics of an oil and gas field, especially in the reservoir rock layer. Sandstone (sand) is a lithology that very common oil and gas reservoir rock. The research was conducted at a laboratory scale using three (3) core plug samples from conventional cores. The method used in the Porosity measurement is Boyle's law helium porosimeter, while for the measurement of saturation using the results of the Conventional Retort method. The results of his research are the porosity values of the three samples taken from an average value of 23.76%, which is in the very good (very good) category. Meanwhile, the permeability values of the three samples were taken from an average value of 211.67 mD which is also in the very good category. From the graph of porosity to permeability it shows a directly proportional relationship, then from the graph of porosity to depth of the three samples above it shows an inverse relationship, those are shown by the trendline but with a very low R2 value. This is possibly caused by two things, namely: lack of sample data, and too close sample interval so that it cannot be used as justification that porosity and depth are not reversed. Oil saturation values (So) and gas saturation (Sg) of the three samples were taken from the average values of 46% and 1.7%.

Porosity, permeability, and fluid saturation (gas, oil, water) are three important physical properties of rocks, especially in oil and gas reservoirs (oil and gas) which are carried out in core rock analysis. The purpose of this study is to determine the relationship between porosity, permeability, and oil saturation in limestone (limestone) from a horizontal plug core sample to a vertical core plug sample, to be associated with its distribution vertically and horizontally (laterally). The research method used is a Lab Test conducted at the Routine Core Analysis (RCAL) Laboratory at PPTMBG "Lemigas" Jakarta, and graphical analysis of the measurement results. The core plug samples used were 21 (twenty one) which were taken horizontally and 10 were taken vertically, which has been described, from conventional core samples from limestone reservoirs. The results of his research are that the porosity values of the vertical and horizontal samples of limestone have an indistinguishable trend, while limestones without chalky have a deeper trend, the porosity is greater, while porosity with chalky has a scatter trend, this indicates that the porosity of limestones is higher. influenced by lithological conditions or depending on the facies and the time of diagenesis, not depending on the depth (as in the case of sandstone). The value of oil saturation in the vertical and horizontal samples has a distribution that can be said to not show a certain trend or scatter. The relationship between porosity and permeability is exponentially proportional, regardless of depth and vertical or horizontal core sampling position. The value of porosity and permeability of limestone with the presence of chalky is more dominant, significantly increasing the value of porosity and permeability compared to that without the presence of chalky.

Fault Seal Analysis (FSA) adalah analisis untuk menentukan patahan/sesar bersifat sealing (tersekat) atau leaking (bocor). Salah satu metode untuk menentukan FSA adalah Shale Gouge Ratio (SGR) yang pertama kali dikemukaan oleh Yielding (1997). Tujuan penelitian ini menentukan sealing atau leaking patahan pada batugamping Formasi Kais lapangan “AR” Cekungan Bintuni, Papua Barat, dan analisis pengaruh ketebalan lapisan (∆z) dan volume shale (Vsh) dalam rumus SGR. Data penelitian yang digunakan yaitu satu sumur minyak (sumur AR-3), penampang lapisan formasi, dan throw dari 3 (tiga) patahan (F1, F2, F3) di sekitar sumur tersebut. Metode penelitian adalah SGR untuk menentukan sealing atau leaking, sedangkan analisis pengaruh ketebalan lapisan (∆z) dan volume shale (Vsh) dalam rumus SGR dilihat berdasarkan R square dari grafik antara ∆z dengan SGR, dan grafik antara Vsh dengan SGR, untuk tiga patahan tersebut. Hasil penelitiannya yaitu; dari tujuh lapisan di dalam satu tubuh formasi Kais, didapatkan berbagai macam sifat leaking, sealing / leaking, dan sealing, di tiga patahan (F1, F2, F3). Namun, SGR Formasi Kais dengan tebal 270 ft dan Vsh 21%, maka nilai SGR selalu lebih dari 100% yang berarti sealing. Hasil nilai R square grafik Δz terhadap SGR = 0,743 jauh lebih tinggi dibanding Vsh terhadap SGR = 0,036. Kesimpulannya; nilai total ketebalan shale (Δz*Vsh) harus lebih kecil sama dengan dengan nilai throw fault-nya, atau dapat ditulis Δz*Vsh ≤ Throw Fault, jika tidak, maka nilai SGR akan selalu melebihi 100%. Rumus SGR jauh lebih dipengaruhi oleh ketebalan lapisan (Δz), dibanding dengan Volume Shale (Vsh).

Porositas batuan reservoir menentukan jumlah volume cadangan migas, sedangkan permeabilitas sangat penting untuk radius pengurasan migas dan recovery factor (RF). Tujuan dari penelitian yaitu mengetahui efek kedalaman terhadap porositas batugamping (limestone), hubungan porositas dan permeabilitas, dan mengetahui efek/pengaruh adanya chalk pada sampel core plug batugamping terhadap nilai porositas dan permeabilitas. Metode penelitian yang digunakan adalah Uji Lab yang dilakukan di Laborarotium Routine Core Analysis (RCAL) di PPPTMBG “Lemigas” Jakarta. Bahan yang digunakan adalah 21 (duapuluh satu) sampel core plug yang diambil secara horizontal, yang sudah dideskripsi, dan siap uji, dari sampel conventional core dari reservoir batugamping yang mengandung minyak bumi (oil reservoir), dari lapangan “AR”. Tahapan penelitian yaitu mengukur nilai porositas (ø) dan permeabilitas (k) menggunakan alat porosimeter-permeameter dengan gas helium, kemudian plot grafik hasil pengukuran, untuk dilakukan analisis. Hasilnya, pengukuran porositas limestone tanpa chalky terendah yaitu 11,58% s.d tertinggi yaitu 23,79%, atau cukup (fair) hingga sangat baik (very good), sedangkan porositas limestone dengan chalky terendah yaitu 29,20% s.d tertinggi yaitu 42,12%, atau istimewa (excellent). Permeabilitas limestone tanpa chalky terendah yaitu 0,5 mD s.d tertinggi yaitu 10,90 mD, atau ketat (tight) hingga cukup (fair), sedangkan permeabilitas limestone dengan chalky terendah yaitu 38,4 mD s.d tertinggi yaitu 193,90 mD, atau baik (good) hingga sangat baik (very good). Kesimpulan penelitian ini yaitu porositas batuan karbonat dalam kasus ini tidak terpengaruh terhadap kedalaman, hubungan porositas dan permeabilitas dalam kasus ini adalah berbanding lurus secara eksponensial, dan nilai porositas dan permeabilitas limestone dengan kehadiran chalky lebih baik dibanding limestone tanpa kehadiran chalky.

Bencana geologi di Palu-Donggala (Sulawesi Tengah), September 2018, menimbulkan bayak kerusakan korban jiwa. Pertengahan tahun 2018, terjadi semburan gas alam yang menimbulkan semburan api dan air panas di wilayah selatan Indramayu, diperkirakan adanya patahan/sesar aktif yang memotong batuan reservoir migas hingga permukaan bumi. Antisipasi bencana geologi tersebut bukan hanya tugas instansi milik pemerintah terkait, namun semua pihak terkait, seperti Akamigas Balongan. SMK Migas Balongan, adalah SMK paling terkait dengan geologi khususnya migas. Penelitian dilakukan di bulan Desember 2018, dengan metode kuisioner dengan bobot pertanyaan potensi jenis bencana gelogi, level 1 s,d 5, yaitu: tidak berpotensi, kurang berpotensi, tidak tahu, berpotensi, dan sangat berpotensi, dan pertanyaan dengan jawaban tahu atau tidak tahu. Sasaran responden adalah siswa, guru, dan tenaga pendidikan. Hasilnya, pemahaman mengenai bencana geologi di Indramayu yaitu Gempa Bumi dengan jawaban rata-rata adalah level-3 (tidak tahu), Tsunami level-3, dan Erupsi Gunungapi level-2, padahal bencana tersebut seharusnya tidak berpotensi terjadi (level-1), hal ini disebabkan kurang tahunya pengetahuan mengenai bencana Geologi. Sedangkan kurangnya pengetahuan lainnya cukup tinggi, yaitu tidak tahu potensi bencana alam lainnya sebanyak 92%, tidak tahu semburan gas alam di Indramayu sebanyak 51%, tidak tahu BNPB, PVMBG, dan BMKG sebanyak 57%, dan tidak tahu buku saku BNPB sebanyak 68%. Karena itu, perlu dilakukan penyuluhan mengenai bencana Geologi untuk masyarakat umum.

Lapangan R merupakan lapangan minyak tua yang teletak di Cekungan Bintuni, Papua Barat, yang ditemukan oleh Nederlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatschappij (NNGPM) pada tahun 1941 dengan kumulatif produksisebesar 2,1 MMBBL. Lapangan ini memiliki 30 sumur, dengan 12 sumur produksi pada periode tahun 1952 1961, dengan reservoir berupa batugamping platform yang tight pada Formasi Kais. Untuk pengembangan lapangan R,dibutuhkan peramalan produksi untuk menghitung keekonomian lapangan. DCA (Decline Curve Analysis) dengan metode Loss Ratio dan Trial Error and X2 Chi-square test dapat menentukan peramalan laju produksi minyak (Qo) dan kumulatif produksi (Np), Estimate Ultimate Recovery (EUR), Recovery Factor (RF), Estimate Remaining Reserves (ERR), dan durasi/waktu pengambilan minyak sisa (tl), berdasarkan economic limit per-sumur dilapangan R sebesar 7,4 BOPSD. DCA lapangan R dibagi dalam 2 kompartemen, yaitu kompartemen-1 (3 sumur produksi), dan kompartemen-2 (9 sumur produksi), dengan suatu sealing fault sebagai pemisahnya. Diketahui nilai volume minyak pada reservoir (OOIP) Kompartemen-1 adalah 2,09 MMSTB, OOIP Kompartemen-2 adalah 51,68 MMSTB. Setelah dilakukan analisis tren pada kurva produksi harian pada tiap kompartemen, didapatkan nilai b dan Di, yang digunakan untuk perhitungan peramalan Qo dan Np. Hasilnya, pada Kompartemen-1, dengan 1 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 6,09 bulan atau 0,51 tahun, EUR = 330.357 STB, RF = 15,81%, dan ERR = 27.676 STB. Sedangkan pada kompartemen-2, dengan 6 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 54,71 bulan atau 4,56 tahun, EUR = 3.347.557 STB, RF = 6,48%, dan ERR = 1.883.712 STB

Cekungan Banggai merupakan suatu cekungan produktif di Indonesia yang terdiri atas offshore (Laut Banda) dan onshore (pesisir Timur Sulawesi Tengah, Pulau Peleng, Kepulauan Banggai). Cekungan Banggai menyumbangkan produksi gas yang cukup signifi kan, diantaranya berasal dari Lapangan Senoro dan Donggi-Matindok. Daerah penelitian terletak di Pulau Peleng bagian Barat, yang merupakan tepian dari Cekungan Banggai. Penelitian bertujuan untuk mendapatkan karakteristik dan potensi kematangan pada batuan induk Eosen-Miosen; Formasi Salodik. Pengukuran data geokimia dilakukan di laboratorium meliputi Total Organic Carbon (TOC) dan Rock- Eval Pyrolysis, dengan data keluarannya yaitu: %TOC, S1 , S2 , S3 dan Tmax. Berdasarkan parameter tersebut, secara matematis diperoleh data geokimia turunan yaitu potential yield (PY), hydrogen index (HI), oxygen index (OI) dan productivity index (PI). Analisis dan interpretasi data geokimia dilakukan terhadap plot data kedalaman semu terhadap TOC, PY, HI, dan PI, TOC terhadap HI, OI terhadap HI dan Tmax terhadap HI. Analisis dan interpretasi dikaitkan dengan geologi regional di sekitarnya. Hasil penelitian ini adalah; karakter dan potensi batuan induk Formasi Salodik kaya akan material organik yang ditunjukkan dari nilai TOC dan PY, dengan kerogen tipe II/III. Tingkat kematangan menunjukkan kondisi belum matang, tetapi apabila batuan induk Formasi Salodik mencapai kematangan yang optimum, maka dapat menghasilkan minyak dan gas.