## ANALISIS KEBERADAAN DAN  PENYEBAB TERJADINYA TEKANAN LUAP BERDASARKAN EMPAT DATA SUMUR EKSPLORASI DI DAERAH LEPAS PANTAI JAWA TIMUR

## CHARLIANTO VALDO
Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, 40132, Email:
valdo.pardosi@gmail.com
Sari- Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan sedimen dengan kegiatan eksplorasi minyak dan gas  (migas)  yang  cukup  intesif.  Salah  satu  permasalahan  yang  banyak  ditemukan  di  cekungan  ini  adalah keberadaan tekanan luap di sumur pengeboran. Penelitian ini dilakukan pada empat sumur lepas pantai Jawa Timur. Deteksi keberadaan tekanan luap di daerah penelitian diketahui dengan menganalisis data log tali kawat, geokimia batuan induk, laporan kegiatan pengeboran, dan data tekanan sumur. Analisis penyebab terjadinya tekanan luap pada daerah penelitian dilakukan berdasarkan data kematangan batuan induk, data log tali kawat, dan plot Dutta . Hasil analisis menunjukkan bahwa satu sumur berada pada kondisi hidrostatik, sedangkan tiga sumur lainnya berada pada kondisi tekanan luap. Tekanan luap pada satu sumur disebabkan oleh batuan yang gagal kompak, sedangkan dua sumur lainnya disebabkan juga oleh kematangan batuan induk dan diagenesis mineral lempung. Metoda Eaton digunakan untuk membuat estimasi tekanan pori di sumur. Angka eksponen Eaton untuk log sonik pada daerah penelitian berkisar antara 1,1 – 2,6. Perbedaan kedalaman puncak tekanan luap dipengaruhi oleh kecepatan sedimentasi dan variasi litologi.
Kata  kunci :  tekanan  luap,  tekanan  pori,  ketidakseimbangan  kompaksi  batuan,  kematangan  hidrokarbon, diagenesis mineral lempung.
Abstract - The East Java Basin is one of the sedimentary basins with a fairly intensive oil and gas exploration activities. One of the most common problems in this basin is the overpressure occurence in the drilling well. The study was conducted in four wells located in the East Java offshore. The presence of overpressure in the study area is known by analyzing wireline log, source rock geochemical data, drilling report, and well pressure data. The analysis of overpressure generating mechanism in the study area is conducted based on source rock geochemical data, wireline log, and Dutta plot. The result of the analysis shows that one well is in hydrostatic condition  while  three  other  wells  are  in  overpressure  condition. The  overpressure  in  one  well  is  caused  by disequilibrium  compaction  (loading  mechanism),  while  the  other  wells  are  also  caused  by  source  rock maturation and clay diagenesis (nonloading mechanism). The Eaton Method is used to estimate pore pressure in overpressured wells. The Eaton exponent number in the study area ranges from 1.1 - 2.6 for sonic log. The difference of top overpressure is influenced by sedimentation rate and lithologic variation .
Keywords : overpressure,  pore  pressure,  disequilibrium  compaction,  hydrocarbon  maturation,  clay diagenesis.

## 1. PENDAHULUAN
1.1  Latar belakang Pengetahuan mengenai kondisi bawah permukaan  suatu  daerah  merupakan  hal  yang sangat  penting  dalam  melakukan  eksplorasi minyak  dan  gas  bumi.    Salah  satu  kondisi tersebut  adalah  tekanan  pori.  Pengetahuan mengenai  tekanan  pori  ini  sangat  membantu dalam  melakukan  desain  pengeboran,  untuk menghindari risiko pengeboran dan mendapatkan  waktu  yang  efektif  selama melakukan pengeboran.
Tekanan pori dengan nilai yang lebih besar dari tekanan  hidrostatis  normal  disebut  sebagai tekanan  luap.  Tekanan  luap  ini  dapat menyebabkan masalah dalam melakukan pengeboran seperti kick dan blow out . Tekanan luap  dapat  menyebabkan  bencana  seperti  yang terjadi  di  Sidoarjo  pada  tahun  2006  yang menenggelamkan 11.241 bangunan dan menimbulkan  kerugian  lebih  dari  2,7  milyar dolar (Tingay, 2015).
BULLETIN OF GEOLOGY
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB) Institut Teknologi Bandung (ITB)
Keberadaan  tekanan  luap  di  Cekungan  Jawa Timur telah banyak diteliti. Manik dan Soedaljo (1984) menemukan bahwa tekanan luap berada pada  kedalaman  6.000  kaki  pada  salah  satu sumur  di  Cekungan  Jawa  Timur.  Heller  dkk. (2015) menyatakan    bahwa   Cekungan  Jawa Timur  merupakan  merupakan  salah  satu cekungan di Asia Tenggara yang memiliki profil tekanan pori yang tidak biasa.
Penelitian  ini  bertujuan  untuk  mendeteksi tekanan  keberadaan  tekanan  luap,  menentukan penyebab  terjadinya,  dan  membuat  estimasi tekanan  pori  pada  empat  sumur  yang  berlokasi di lepas pantai Jawa Timur ( Gambar 1 ).

## 1.2  Stratigrafi daerah penelitian
Dari  hasil  analisis  dari  empat  sumur  di  daerah penelitian,  paling  tidak  dijumpai  tujuh  formasi batuan.  Penamaan  formasi  batuan  lokasi penelitian dilakukan berdasarkan dengan kolom stratigrafi regional pada Gambar 2 .
Batuan dasar hanya ditembus oleh Sumur ITB-3 pada  daerah  penelitian.  Batuan  dasar  di  daerah penelitian ini berupa batuan metasedimen.
Setelah batuan dasar, terdapat Formasi Ngimbang. Di Sumur ITB-2, Formasi
Ngimbang  berupa  batupasir,  batulempung,  dan batugamping  pada  bagian  atasnya.  Sedangkan pada  Sumur  ITB-3,  Formasi  Ngimbang  ini berupa batugamping.
Formasi  Prupuh  diendapkan  setelah  Formasi Ngimbang. Formasi Prupuh ini berupa
batugamping  yang  cukup  tebal  pada  Sumur ITB-2  dan  menipis  pada  Sumur  ITB-3.  Di Sumur ITB-3 ini, Formasi Prupuh lebih banyak berkembang sebagai  endapan  yang halus. Pada Sumur  ITB-1  yang  terletak  paling  selatan  di daerah  penelitian,  batugamping  ini  dinamakan Formasi Kujung.
Pascapengendapan batugamping
Formasi Prupuh  dan  Formasi  Kujung,  lingkungan pengendapan  daerah  penelitian  berupa  laut dalam.  Hal  ini  dicirikan  oleh  litologi  berupa batulempung  dengan  sisipan  batupasir  dan batugamping Formasi Tawun dan batulempung Formasi  Wonocolo.  Selain  itu,  lingkungan berupa  laut  dalam  ini  juga  dikonfirmasi  dari hasil  analisis  biostratigrafi  pada  Sumur  ITB-3 yang  menunjukkan  tingginya  rasio  fosil plangtonik  terhadap  bentonik  yang  mencapai 90:10 hingga 95:5.
Litologi  yang  diendapkan  selanjutnya  adalah batugamping  Formasi  Paciran.  Formasi  ini dijumpai pada Sumur ITB-2, ITB-3, dan ITB-4. Pada  Sumur  ITB-2,  batugamping  Formasi Paciran  ini  masih  banyak  dijumpai  sisipan batulempung, sedangkan pada Sumur ITB-3 dan Sumur  ITB-4  batugamping  diendapkan  relatif lebih masif.
Formasi  Lidah merupakan formasi yang paling muda  pada  daerah  penelitian.  Litologi  yang diendapkan  berupa  batulempung  yang  cukup tebal dengan sisipan batupasir dan batugamping.
Gambar 1. Lokasi penelitian (Google maps, diakses pada November 2017).
Gambar 2. Stratigrafi regional Cekungan Jawa Timur (BP Migas dan LAPI ITB, 2008).
2. DATA DAN METODOLOGI

## 2.1   Data
Data  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini berupa data dari empat sumur pengeboran. Data sumur  tersebut  terdiri  dari  data  log  tali  kawat, data  log  lumpur,  data  tekanan  langsung  dan tidak  langsung,  laporan  kegiatan  pengeboran, laporan geokimia, dan laporan biostratigrafi.

## 2.2   Metodologi
Untuk  menentukan  keberadaan  tekanan  luap pada tiap sumur, metode yang digunakan adalah dengan  menganalisis  data  tekanan,  baik  data tekanan  langsung  maupun  data  tekanan  tidak langsung. Analisis data log tali kawat dilakukan dengan  melihat  respon  log  tali  kawat  seiring dengan  bertambahnya  kedalaman.  Dengan melihat perubahan respon log terhadap kedalaman, dapat diketahui keberadaan tekanan luap,  puncak  tekanan  luap,  dan  secara  umum penyebab  terjadinya  (Ramdhan  dan  Goulty, 2011). Analisis tersebut kemudian diintegrasikan  dengan  kegiatan  pengeboran yang  berkaitan  dengan  tekanan  sehingga keberadaan tekanan luap dan puncak kedalamannnya  dapat  diketahui  dengan  lebih baik.
Penentuan  penyebab  terjadinya  tekanan  luap dilakukan  berdasarkan  analisis  data  geokimia batuan induk. Untuk sumur yang tidak memiliki data  kematangan  batuan  induk,  dilakukan pemodelan  kematangan  batuan  induk  untuk mengetahui  apakah  batuan  induk  telah  matang atau  tidak.  Pada  batuan  induk  yang  telah matang,  material  solid  berubah  menjadi  fluida yang  secara  otomatis  meningkatkan  nilai tekanan  pori  sehingga  terjadi  tekanan  luap (Swarbrick dan Osborne, 1998).
Selain  berdasarkan  kematangan  batuan  induk, penentuan  penyebab  terjadinya  tekanan  luap dilakukan dengan mendeteksi adanya diagenesis mineral  lempung  dari  smektit  menjadi  ilit. Diagenesis mineral lempung smektit menjadi ilit mengakibatkan perubahan sebagian massa padat batuan  menjadi  fluida  sehingga  terjadi  tekanan luap  (Swarbrick  dan  Osborne,  1998).  Metode untuk  mengetahui  diagenesis  mineral  lempung dari data log tali kawat dikemukakan oleh Dutta (2002).  Dutta  melakukan  plot  silang  log  sonik terhadap densitas dari data sumur yang berlokasi di  Gulf  Coast  yang  telah  dianalisis  tingkat diagenesisnya.  Dari  plot  silang  ini,  didapatkan garis eodiagenesis yang  merupakan  garis kompaksi untuk smektit dan garis telodiagenesis yang merupakan garis kompaksi untuk ilit. Pada
plot Dutta, ketika  terjadi perubahan persebaran data  dari  garis  kompaksi  smektit  menjadi  garis kompaksi  ilit  seiring  dengan  bertambahnya kedalaman    dapat  disimpulkan  bahwa  telah terjadi diagenesis mineral lempung dari smektit menjadi ilit.
Estimasi  tekanan  pori  juga  dilakukan  dengan berdasarkan  Metoda  Eaton  (1975)  dengan menggunakan  log  sonik. Estimasi  tekanan  pori Metoda  Eaton  diawali  dengan  membuat  kurva porositas normal yang disebut juga sebagai tren kompaksi  normal.  Tren  kompaksi  normal dibutuhkan kemudian dipakai untuk menentukan  seberapa  besar  penyimpangan  log tali  kawat  dari  tren  kompaksi  normal.  Setelah didapat  nilai  tren  kompaksi  normal,  nilai tekanan  pori  dapat  diestimasi  menggunakan persamaan:
𝑃 =  𝜎𝑣 − (𝜎𝑣 − 𝑃𝑛 )( ∆𝑡 𝑛 ∆𝑡 ) 3
dengan P : tekanan pori, σv: tegasan vertikal, Pn : tekanan  hidrostatis, Δtn :  nilai  sonik  kompaksi normal, Δt: nilai  sonik  dari  pembacaan  log sonik.

## 3. HASIL ANALISIS

## 3.1   Analisis keberadaan tekanan luap
Analisis    dilakukan    pada    semua    data    yang sudah      dikonversi      ke      data      tegasan      dan tekanan,   seperti   tegasan   vertikal,   tekanan hidrostatis,      berat      lumpur,      pengukuran tekanan  langsung,  dan  informasi  kejadian pengeboran yang dapat mengindikasikan kondisi  tekanan  sumur.  Data  tekanan  ini diintegrasikan dengan pola log tali kawat.

## 3.1.1   ITB-1
Sumur  ITB-1  memiliki  tiga  data  pengukuran langsung  berupa  data Formation  Integrity  Test (FIT) dan Leak Off Test (LOT). Pada kedalaman 4.507 kaki di bawah permukaan laut, dilakukan pengukuran  FIT  dengan  nilai  10,14  ppg. Sementara  itu,  pada  kedalaman  5.000  kaki  di bawah  permukaan  laut  dilakukan  pengukuran FIT  dan  LOT  dengan  nilai  masing-masing sebesar  10,5  dan  12  ppg.  Data  tekanan  tidak langsung  pada  sumur  ini  berupa  data  berat lumpur pengeboran ( Gambar 3 ). Berat lumpur pengeboran  yang  digunakan  sebesar  9,2-9,5 ppg.  Besar  berat  lumpur  pengeboran  ini  relatif mendekati  nilai  tekanan  hidrostatis  normal.
Berdasarkan penggunaan berat lumpur pengeboran, tidak dijumpai  adanya  keberadaan zona tekanan luap pada sumur ini. Pola log sonik pada  sumur  ini  masih  memperlihatkan  pola kompaksi normal sehingga dapat mengonfirmasi bahwa sumur ini tidak ditemukan  tekanan  luap,  paling  tidak  hingga kedalaman 6.400 kaki.

## 3.1.2   Sumur ITB-2
Sumur  ini  memiliki  data  pengukuran  langsung yaitu FIT dan LOT. Pengukuran FIT dilakukan pada kedalaman 4.420 kaki di bawah muka laut pada Formasi Lidah menghasilkan nilai tekanan sebesar  12,5  ppg.  Pengukuran  LOT  dilakukan pada kedalaman 7.245, 7.567, dan 9.398 kaki di bawah  permukaan  laut  menghasilkan  nilai tekanan  masing-masing  sebesar  13,8  ppg,  14,6 ppg,  dan  15,3  ppg  ( Gambar  4 ).  Ketiga pengukuran  LOT  ini  dilakukan  pada  Formasi Wonocolo.  Peningkatan  berat  lumpur  secara signifikan  terjadi  ketika  pengeboran  memasuki Formasi  Lidah.  Berat  lumpur  yang  digunakan pada awal formasi ini adalah 11-11,4 ppg pada kedalaman 4.900 kaki di bawah permukaan laut. Jika  dibandingkan  dengan  tekanan  hidrostatis normal,  berat  lumpur  yang  digunakan  ini  lebih besar. Hal ini menandakan kedalaman ini telah berada pada zona tekanan luap.

## 3.1.3   Sumur ITB-3
Data  pengukuran  langsung  pada  Sumur  ITB-3 berupa  pengukuran  LOT.  Pengukuran  LOT dilakukan  pada  kedalaman  2.995  kaki,  4.763 kaki,  dan  8.334  kaki  di  bawah  permukaan  laut dengan  nilai  masing-masing  tekanan  sebesar 12,3  ppg,  13,5  ppg,  dan  16,5  ppg.  Selain dijumpai connection  gas ,  kendala  selama pengeboran  sumur  ini  berupa  hilangnya sirkulasi lumpur dan adanya overpull . Hilangnya  sirkulasi  lumpur  dijumpai  pada kedalaman  4.897  kaki.  Hilangnya  sirkulasi lumpur  dapat  disebabkan  oleh  terlalu  besarnya tekanan  lumpur  yang  digunakan  sehingga tekanan lumpur merusak formasi batuan. Selain itu,  hal  ini  dapat  disebabkan  karena  zona  ini berada  pada  lapisan  batuan  yang  permeabel. Berdasarkan  data  LOT  pada  kedalaman  4.763 kaki, tekanan dari berat lumpur memang sangat dekat dengan nilai tekanan LOT, yaitu 3.343 psi. Overpull terjadi  pada  kedalaman  5.013,  5.897, 6.013,  6.728,  dan  10.017  kaki  di  bawah permukaan  laut.  Pada  kedalaman  5.620  kaki,
berat  lumpur  yang  digunakan  sebesar  14  ppg. Berat lumpur pada kedalaman ini mengindikasikan bahwa pada kedalaman tersebut telah berada pada kondisi tekanan luap. Selanjutnya,  berat  lumpur  yang  digunakan relatif  meningkat  hingga  15  ppg  hingga kedalaman  9.500  kaki,  kemudian  mengecil mendekati tekanan hidrostatis ketika memasuki Formasi Ngimbang dan batuan dasar ( Gambar 5 ). Pola log sonik mulai mengalami pembalikan pada  kedalaman  5.000  kaki,  menandakan puncak  kedalaman  tekanan  luap  berada  pada kedalaman tersebut.

## 3.1.4   Sumur ITB-4
Pengukuran tekanan langsung pada sumur ITB- 4  didapat  dari  LOT  dan  uji  kandung  lapisan. Pengukuran  LOT  dilakukan  pada  kedalaman 1.214,  2.919,  3.874,  dan  4.564  kaki  di  bawah permukaan  laut  menghasilkan  nilai  tekanan masing-masing sebesar 12,8 ppg, 14 ppg, 16,6 ppg,  dan  17  ppg.  Nilai  tekanan  formasi berdasarkan uji kandung lapisan pada kedalaman  3.993  kaki  adalah  3.173  psi  dan pada kedalaman 4.039 kaki  sebesar 3.229 psi. Berat  lumpur  yang  masih  mencerminkan tekanan  hidrostatis  normal  digunakan  hingga kedalaman  1.160  kaki  di  bawah  permukaan laut.  Berat  lumpur  mulai  dinaikkan  menjadi 10,5 ppg pada kedalaman 1.986 kaki di bawah permukaan laut yang ekivalen dengan tekanan
sebesar  1.084  psi. Peningkatan  berat  lumpur secara  signifikan  dimulai  pada  kedalaman 3.500  kaki  di  bawah  permukaan  laut.  Lumpur seberat  13,3  ppg  digunakan  pada  kedalaman ini.  Kemudian  dinaikkan  kembali  menjadi sebesar  15,7-15,9  ppg  pada  kedalaman  3.920 hingga  4.600  kaki  di  bawah  permukaan  laut. Nilai tekanan dengan penggunaan berat lumpur sebesar  ini  menyatakan  bahwa  pengeboran telah masuk dalam zona tekanan luap.
Berat  lumpur  yang  masih  mencerminkan tekanan  hidrostatis  normal  digunakan  hingga kedalaman 1.160 kaki di bawah permukaan laut. Berat lumpur mulai dinaikkan menjadi 10,5 ppg pada kedalaman 1.986 kaki di bawah permukaan laut yang ekivalen dengan tekanan sebesar 1.084 psi. Peningkatan berat lumpur secara signifikan dimulai  pada  kedalaman  3.500  kaki  di  bawah permukaan  laut.  Lumpur  seberat  13,3  ppg digunakan  pada  kedalaman  ini  dan  kemudian dinaikkan  kembali  menjadi  sebesar  15,7-15,9 ppg pada kedalaman 3.920 hingga 4.600 kaki di bawah  permukaan  laut.  Nilai  tekanan  dengan penggunaan  lumpur  sebesar  ini  telah  berada pada kondisi tekanan luap.   Pembalikan pola log sonik  yang  dapat  mengindikasikan  puncak kedalaman tekanan luap pada sumur ini terlihat dengan jelas berada pada kedalaman 1.600 kaki. Profil tekanan dan  kejadian pengeboran Sumur ITB-4 ditunjukkan pada Gambar 6 .
Gambar 3. Profil korelasi antara litologi, tekanan dan kedalaman pada Sumur ITB-1.
Gambar 4. Profil korelasi antara litologi, tekanan dan kedalaman pada Sumur ITB-2.
Gambar 5. Profil korelasi antara litologi, tekanan dan kedalaman pada Sumur ITB-3.
Gambar 6. Profil korelasi antara litologi, tekanan dan kedalaman pada Sumur ITB-4.

## 3.2   Penyebab terjadinya tekanan luap 3.2.1   Sumur ITB-2
Untuk mengetahui penyebab terjadinya tekanan luap pada sumur ini, dilakukan plot silang antara log  densitas  dengan  log  sonik    per  interval kedalaman  ( Gambar  7 ).  Plot  silang  ini kemudian disandingkan dengan garis diagenesis mineral  lempung  plot Dutta .  Plot  silang dilakukan  mulai  dari  kedalaman  7.200  sampai kedalaman  11.852  kaki  di  bawah  permukaan laut.  Kemudian,  dilakukan  pengelompokkan kedalaman  tiap  1.000  kaki  untuk  melihat perubahan  diagenesis  mineral.  Dari  plot  silang ini  terlihat  bahwa  ada  indikasi  perubahan mineral dari smektit menjadi ilit seiring dengan bertambahnya  kedalaman.  Keberadaan  tekanan luap  pada  sumur  ini  diduga  diakibatkan  juga oleh  adanya  diagenesis  mineral  lempung. Analisis  kematangan  batuan  induk  juga dilakukan  untuk  mengetahui  apakah  ada penyebab  lain  selain  diagenesis  mineral lempung. Dari Gambar 8 terlihat bahwa batuan induk telah memasuki jendela kematangan awal dimulai  dari  kedalaman  8.100  kaki  di  bawah permukaan laut. Maka dapat disimpulkan bahwa diagenesis  mineral  lempung  dan  kematangan batuan induk berkontribusi terhadap keberadaan tekanan luap pada sumur ini.

## 3.2.2   Sumur ITB-3
Berdasarkan plot silang pada Gambar 9 , terlihat adanya perubahan mineral lempung dari smektit
menjadi  ilit  seiring  dengan  bertambahnya kedalaman. Pada kedalaman 5.200-6.900 kaki di bawah  permukaan  laut,  data  plot  silang  masih berada  pada  garis  mineral  smektit.  Kedalaman 6.900-7.900 kaki di bawah permukaan laut data plot silang berada pada daerah transisi dari garis smektit  dan  garis  ilit.  Kemudian  pada kedalaman 7.900-9.653 kaki di bawah permukaan  laut  data  plot  silang  telah  berada pada  garis  ilit.  Dengan  demikian,  dapat disimpulkan bahwa indikasi diagenesis mineral dari smektit menjadi ilit berkontribusi terhadap keberadaan  tekanan  luap  pada  Sumur  ITB-3. Selain  diagenesis  mineral  lempung,  data kematangan  batuan  induk  juga  menjelaskan penyebab  terjadinya  tekanan  luap  pada  sumur ini.  Hasil  analisis  reflektansi  vitrinit  ( Gambar 10 )  menunjukkan  bahwa  pada  kedalaman  pada 7.000  kaki  di  bawah  permukaan  laut  nilai reflektansi  vitrinit  telah  lebih  besar  dari  0,6. Artinya,  batuan  induk  pada  sumur  ini  telah matang  mulai  dari  kedalaman  7.000  ft.  Batuan induk  yang telah matang ini juga berkontribusi penyebab  adanya  tekanan  luap  di  sumur  ini. Berdasarkan  beberapa  kondisi  tersebut,  dapat disimpulkan bahwa diagenesis mineral lempung dan  kematangan  hidrokarbon  berkontribusi terhadap  terjadinya  tekanan  luap  pada  Sumur ITB-3.

## 3.2.3   Sumur ITB-4
Sumur ITB-4 tidak memiliki data log sonik pada interval  serpih.  Oleh  karena  itu,  analisis  plot silang  untuk  mengetahui  adanya  pengaruh diagenesis mineral lempung terhadap pembentukan tekanan luap tidak bisa dilakukan. Untuk mengetahui pengaruh kematangan hidrokarbon  terhadap  keberadaan  tekanan  luap pada sumur ini, dilakukan pemodelan kematangan  berdasarkan  data  kematangan batuan  induk  dari  sumur  terdekat,  yaitu  Sumur ITB-2  ( Gambar  11 ).  Data  reflektansi  vitrinit Sumur  ITB-2  digunakan  sebagai  validasi pemodelan  kematangan,  kemudian  dengan parameter  yang  sama,  pemodelan  kematangan diaplikasikan  pada  Sumur  ITB-4.  Metoda  ini digunakan  karena  pada  Sumur  ITB-4  tidak dilakukan analisis geokimia kematangan batuan induk.  Hasil  pemodelan  kematangan  batuan induk  Sumur  ITB-4  memperlihatkan  bahwa reflektansi vitrinit hingga pada kedalaman akhir sumur  hanya  berada  pada  nilai  0,5,  hal  ini mengindikasikan bahwa apabila terdapat batuan
induk  pada  sumur  ini,  batuan  induk  tersebut belum  matang  dan  tidak  berperan  dalam pembentukan tekanan luap.
Penyebab  keberadaan  tekanan  luap  dengan mekanisme nonpembebanan dapat dikesampingkan.  Untuk  mengetahui  adanya pengaruh  kegagalan  kompaksi,  dilakukan pemodelan  sejarah  pemendaman  Sumur  ITB-4 ( Gambar  12 ).  Kegagalan  kompaksi  yang berakibat  adanya  tekanan  luap  terjadi  karena sedimentasi  yang  cepat  sehingga  fluida  yang berada  pada  sedimen  tidak  sempat  keluar. Besarnya  laju  sedimentasi  ditabulasikan  dalam Tabel 1 . Terlihat bahwa laju pengendapan pada sumur  ini  sebesar  328  m/juta  tahun.  Hasil penelitian  Swarbrick  dkk.  (2002)  menyatakan bahwa laju sedimentasi yang dapat menyebabkan  tekanan  luap  sangat  bervariasi, mulai dari 35 m/juta tahun hingga 3.000 m/juta tahun.  Besarnya  sedimentasi  ini  yang  menjadi faktor seberapa kedalaman puncak tekanan luap, selain jenis litologi.
Gambar 7. Plot silang log densitas dan sonik serta hubungannya dengan diagenesis mineral lempung Sumur ITB-2.
Gambar 8. Kematangan batuan induk sumur ITB-2.
Gambar 9. Plot silang log densitas dan sonik Sumur ITB-3.
Gambar 10. Plot reflektansi vitrinit Sumur ITB-3.
Gambar. 11. Pemodelan kematangan Sumur ITB-2 dan Sumur ITB-4.
Gambar. 12. Sejarah pemendaman Sumur ITB-4.
Tabel 1. Tabulasi kecepatan sedimentasi Sumur ITB-4.

## 3.3   Estimasi tekanan pori
Estimasi  tekanan  pori  dilakukan  menggunakan Metode  Eaton  ( Gambar  13 dan Gambar  14 ). Metode  ini  diawali  dengan  membuat  kurva porositas normal yang disebut juga sebagai tren kompaksi  normal.  Tren  kompaksi  normal dibutuhkan kemudian dipakai untuk
menentukan  seberapa  besar  penyimpangan  log tali kawat dari tren kompaksi normal.
Hasil  prediksi  tekanan  pori  Metoda  Eaton Sumur ITB-3 cukup berkorelasi dengan tekanan
berdasarkan  lumpur  pengeboran.  Prediksi tekanan pori Eaton pada sumur ini menggunakan  pangkat  2,6  untuk  log  sonik ( Gambar 13 ).
Dari estimasi tekanan pori Sumur ITB-4 terlihat bahwa  kedalaman  puncak  tekanan  luap  berada pada 1600 kaki bawah permukaan laut. Pangkat Eaton  yang  digunakan  sebesar  1,1  untuk  log sonik  cukup  mendekati  nilai  tekanan  berat lumpur ( Gambar 14 ). Lidah 2.694 2,5 1.077,6 328,45248 Paciran 1.482 1,5 988 301,1424 Formasi Tebal (kaki) Waktu pengendapan (jt) Laju pengendapan (ft/jt) Laju pengendapan (m/jt)
Gambar 13. Prediksi tekanan pori Sumur ITB-3. Gambar 14. Prediksi tekanan pori Sumur ITB-4.

## 3.4 Diskusi
Kondisi tekanan pori daerah penelitian ada yang berada  pada  kondisi  hidrostatis  dan  ada  yang berada pada kondisi tekanan luap. Dari Tabel 2 terlihat  Sumur  ITB-1  tidak  mengalami  tekanan luap, sedangkan pada Sumur ITB-2, ITB-3, dan ITB-4  mengalami  tekanan  luap.  Selain  itu, puncak  tekanan  luap  tiap  sumur  memiliki kedalaman yang berbeda-beda.
Tekanan  luap  di  daerah  penelitian  muncul  di Sumur  ITB-3  pada  Formasi  Wonocolo  serta  di Sumur  ITB-4  dan  Sumur  ITB-2  pada  Formasi Lidah  ( Gambar  15 ).  Formasi  Lidah  di  sumur tersebut  tersusun atas  serpih  yang  sangat tebal, sedangkan  di  Sumur  ITB-3  masih  terdapat sisipan-sisipan  batupasir.  Pengendapan  serpih yang sangat tebal di Sumur ITB-3 terdapat pada Formasi  Wonocolo.  Hal  ini  menunjukkan bahwa  puncak  tekanan  luap  tidak  sepenuhnya dikontrol  oleh  batas  formasi  melainkan  oleh komposisi litologi.
Hal yang juga cukup menarik untuk diperhatikan adalah hubungan antara diagenesis mineral lempung dan kematangan batuan induk.
Penentuan  titik  kedalaman  diagenesis  mineral lempung  pada Gambar  15 adalah  berdasarkan plot  silang  log  densitas  dan  log  sonik  dari Gambar 9 untuk Sumur ITB-3 dan Gambar 7 untuk  Sumur  ITB-2.  Pada  kedalaman  tersebut, mineral smektit telah sepenuhnya bertransformasi menjadi mineral ilit karena data plot  silang  densitas-sonik  telah  berada  pada garis ilit.
Dari Gambar  15 terlihat  bahwa  garis  jendela kematangan hidrokarbon berada pada zona yang lebih  dangkal  dibandingkan  dengan  garis diagenesis  mineral  lempung.  Hal  ini  dapat dijelaskan  melalui Gambar  16 dan Gambar 17 . Pada kedua gambar tersebut terlihat bahwa untuk  tingkat  kematangan  batuan  induk  yang sama,  batuan  yang  berumur  lebih  tua menghasilkan konsentrasi mineral ilit yang lebih tinggi. Meunier dan Velde (2004)
menyimpulkan  bahwa  dalam  hal  transformasi mineral lempung, faktor waktu lebih berpengaruh  dibandingkan  faktor  temperatur, sementara  dalam  hal  tahapan  kematangan batuan induk, faktor temperatur lebih berpengaruh dibandingkan dengan faktor waktu.
Tabel 2. Rangkuman kondisi tekanan pori di daerah penelitian.
Sumur Kondisi tekanan pori Kedalaman puncak tekanan luap (kaki) Formasi di puncak tekanan luap (dominasi litologi) ITB-1 Hidrostatik - - ITB-2 Tekanan luap 4.400-5.200 Lidah (serpih) ITB-4 Tekanan luap 1.600 Lidah (serpih) ITB-3 Tekanan luap 5.100 Wonocolo (serpih)
Gambar 15. Penampang barat-timur lokasi penelitian.
Gambar 17. Kematangan batuan induk dibandingkan dengan kandungan  mineral  ilit  dan smektit.  Data  dari  penelitian Velde  dan  Espitalie  (1989)
dalam  Meunier  dan  Velde (2004).
Gambar  16. Data  kematangan  organik  dan konsentrasi  mineral  ilit/smektit yang dibedakan berdasarkan umur  batuan.  Data  diambil  dari penelitian  Xinhau  dkk.  (1996) dalam Meunier dan Velde (2004).
Penampang  skematik  korelasi  sumur  daerah penelitian  ( Gambar  15 )  dapat  membantu menggambarkan  keadaan  tekanan  luap  apabila dilakukan  pengeboran  sumur  baru  yang berlokasi  dekat  dengan  daerah  penelitian. Apabila  pengeboran  sumur  baru  dilakukan  di lokasi  yang  berada  di  antara  Sumur  ITB-3  dan Sumur  ITB-2, tekanan  luap  kemungkinan akan dijumpai  pada  kedalaman  4.800-5.200  kaki  di bawah  permukaan  laut.  Semakin  ke  utara  dari lokasi  ini,  tekanan  luap  kemungkinan  akan dijumpai  pada  kedalaman  yang  relatif  lebih dangkal, mendekati kedalaman puncak tekanan luap  yang  dijumpai  pada  Sumur  ITB-4,  yaitu 1.600  kaki.  Semakin  mendekati  Sumur  ITB-1, kemungkinan tidak akan dijumpai tekanan luap. Hal  ini  tentu  perlu  dikonfirmasi  juga  dengan analisis dari penampang seismik agar pengetahuan mengenai keterdapatan dan kedalaman puncak tekanan luap dapat diketahui secara lebih baik.

## 4. KESIMPULAN
Berdasarkan  analisis  yang  telah  dilakukan, dapat disimpulkan bahwa tekanan luap dijumpai pada tiga sumur, yaitu sumur ITB-2, ITB-3, dan ITB-4.  Sumur  ITB-1  berada  pada  kondisi hidrostatik.  Kedalaman  puncak  tekanan  luap tiap  sumur  berbeda-beda  dan  lebih  dikontrol oleh  komposisi  litologi.  Keberadaan  tekanan
luap  diakibatkan  oleh  kegagalan  kompaksi batuan, kematangan hidrokarbon, dan diagenesis  mineral  lempung.  Prediksi  tekanan pori  berdasarkan  Metoda  Eaton  menggunakan log sonik dapat menghasilkan estimasi tekanan pori  yang  cukup  sesuai  pada  daerah  penelitian dengan menggunakan pangkat eaton 1,1-2,6.

## DAFTAR PUSTAKA
BP  Migas  dan  LAPI  ITB  (2008):  Cekungan Jawa  Timur, Tektonik  dan  cekungan Indonesia, 29 , 8-27.
Dutta,  N.C.  (2002):  Deepwater  geohazard prediction  using  prestack  inversion  of large  offset  P-wave  data  and  rock model. The Leading Edge , 21 , 193-198. Eaton, B. (1975): The equation for geopressure prediction  from  well  logs,  SPE  Fall Meeting  of  AIME,  Dallas,  Texas,  28 September-1 Oktober.
Heller, J., O’Connor, S., Emery, A., Hoskin, E., Lee, J., dan Ward, C. (2015): The effect of  unconformities  and  subsequent loading  on  pore  pressure  profile, Proceeding of the 39th  Annual
Convention  and  Exhibition  Indonesian Petroleum Association , Jakarta, Indonesia, Indonesia Petroleum
Association, 1-15.
Manik,  P.  dan  Soedaldjo,  P.A.  (1984): Prediction  of  abnormal  pressure  based on  seismic  data:  a  case  study  of
exploratory  well  drilling  in  Pertamina UEP  I  and  UEP  II  work  areas, Proceeding of the 13th  Annual Convention  and  Exhibition  Indonesian Petroleum Association , Jakarta, Indonesia, Indonesia Petroleum Association, 461-505.
Ramdhan,  A.M.,  dan  Goulty  N.R.  (2011): Overpressure and mudrock compaction in the Lower Kutai Basin,  Indonesia: a radical reappraisal, AAPG Bulletin, 10,
1725-1744.
Swarbrick,  R.E.  dan  Osborne,  M.J.  (1998): Mechanism  that  generate  abnormal
pressure:  an  overview,  13-34  dalam Law, B. E., Ulmishek, G. F., dan Slavin, V.  I.,  Eds, Abnormal  Pressures  in Hydrocarbon  Environments ,  264  p., AAPG  Memoir  70,  Tulsa-Amerika Serikat.
Tingay,  M.  (2015):  The  Lusi  mud  volcano disaster  Indonesia:  lessons  for  safe drilling  and  pore  pressure  prediction, AAPG Discover, 8 , 9-10. Meunier,  A.  dan  Verde,  B.  (2004): Illite: origins,  evolution  and  metamorphism , Springer, Heidelberg, 207-209.