## KARAKTERISTIK REKAHAN PADA BATUAN DASAR DI BLOK JABUNG, SUB- CEKUNGAN JAMBI, SUMATRA SELATAN

## KIDDY NAHLI AULIA, BENYAMIN SAPIIE
Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia. Email: kiddynahli@gmail.com
Sari - Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekungan yang memiliki batuan dasar terekahkan penghasil gas yang cukup berhasil. Batuan dasar di Blok Jabung Sub-Cekungan Jambi  memiliki potensi untuk menjadi reservoir pada batuan dasar terekahkan. Saat mengidentifikasi reservoir batuan dasar terekahkan, harus dilakukan identifikasi dari karakteristik rekahan tersebut, karena hidrokarbon pada batuan dasar akan terkonsentrasi pada rekahan yang membuat batuan dasar tersebut memiliki porositas rekahan yang baik. Karakteristik rekahan yang akan dikaji adalah tingkat intensitas  rekahan,  densitas  rekahan  dan  porositas  rekahan  pada  2  sumur  pemboran  di  daerah  penelitian,  dengan beberapa  rentang  kedalaman  yang  ditentukan.  Rentang  kedalaman  yang  berbeda  akan  memperlihatkan  hasil  yang berbeda pula. Nilai intensitas, densitas, dan porositas rekahan tidak selamanya memiliki puncak pada kedalaman yang sama, dikarenakan beberapa faktor yang mempengaruhi seperti luas rekahan dan ketebalan rekahan. Porositas rekahan akan menjadi hal yang menarik karena porositas merupakan salah satu syarat untuk menjadi reservoir.
Kata kunci: Karakteristik rekahan, batuan dasar, reservoir terekahkan, porositas rekahan
Abstract- South Sumatra Basin is a basin which success enough to produce gas in fractured reservoir. Basement rock in  Jabung  Block,  Jambi  Sub-Basin  has  a  potention  to  be  a  fractured  reservoir.  Identifying  basement  fractured reservoir, it has to identify characterization of fractures, because hydrocarbon will acummulate in there, and make a abasement rock has porosity. Fracture characterization that will be studied are fracture intensity, fracture density, and fracture porosity in 2 wells at study area, with several determined depth range. Different depth range will show a different result. High value of intensity, density, and porosity don’t always refer to same dept. It because of several factors such as area of fractures and apperture of fractures. Fracture porosity will be an interesting point because it is one of terms to a reservoir.
Keywords: Fracture characterization, basement rock, fractured reservoir, fracture porosity

## 1.  INTRODUCTION
Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekungan  batuan  dasar  terekahkan  penghasil gas  yang  cukup  berhasil,  seperti  pada Lapangan  Suban.  Batuan  dasar  di  Blok Jabung  Sub-Cekungan  Jambi  pun  memiliki potensi  untuk  menjadi  reservoir  pada  batuan dasar  terekahkan,  karena  memiliki  sejarah tektonik  yang  tidak  jauh  berbeda  dengan Lapangan  Suban.  Saat  mengidentifikasi reservoir  batuan  dasar  terekahkan,  harus dilakukan  identifikasi  dari  karakteristik rekahan  tersebut,  karena  hidrokarbon  pada batuan dasar akan terkonsentrasi pada rekahan yang membuat batuan dasar tersebut memiliki porositas  dan  permeabilitas.  Karakteristik rekahan  berupa  intensitas  rekahan,  densitas
rekahan, dan porositas rekahan akan menjadi sangat penting untuk memahami karakter dari rekahan  –  rekahan  yang  ada  di  daerah penelitian.  Daerah  penelitian  berada  pada Blok Jabung Sub-Cekungan Jambi ( Gambar 1 ).  Secara  fisiografi,  Cekungan  Sumatra Selatan  dibatasi  oleh  Tinggian  Tigapuluh  di utara,  Pulau  Bangka  di  sebelah  timur, Pegunungan Bukit Barisan di bagian barat dan baratdaya,  dan  Tinggian  Lampung  di  bagian selatan  dan  tenggara  (Barber,  2005).  Batuan dasar pada daerah ini merupakan granit yang telah  mengalami  beberapa  proses  tektonik, sehingga sangat berpotensi memiliki rekahan yang relatif terbuka (Suta, 2003). Terdapat 2 sumur  yang  diharapkan  dapat  menjelaskan karakteristik rekahan di daerah penelitian.

## BULLETIN OF
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)
Gambar  1. Lokasi  daerah  penelitian  pada Cekungan  Sumatra  Selatan  dan  Blok  Jabung (Suta, 2003).

## 2.  DATA AND METODOLOGI 2.1 Data
Data  yang  digunakan  pada  penelitian  ini adalah data log gambar. Kenampakan rekahan alami  pada  log  gambar  akan  berbentuk sinusoidal,  karena  hasil  dari  log  gambar merupakan  sisi  dari  tabung  yang  dibuka. Rekahan  yang  teridentifikasi  adalah  rekahan konduktif,  resistif,  dan  gabungan.  Rekahan konduktif  merupakan  rekahan  yang  terbuka kembali akibat adanya lumpur pemboran, dan bersifat  konduktif  ketika  dibaca  oleh  log gambar.  Rekahan  resistif  rekahan  tertutup yang  sudah  terisi  oleh  mineral  atau  urat, sehingga  rekahan  ini  bersifat  resistif  ketika dibaca  oleh  log  gambar.  Rekahan  gabungan merupakan kombinasi rekahan konduktif dan resistif.

## 2.2 Metodologi
Karakteristik  rekahan  setiap  sumur  dapat dilihat  dari  kumpulan  arah  azimut  dan kemiringannya  dalam  bentuk  histogram. Rekahan dalam sumur pemboran akan dihitung intensitas  rekahan,  densitas  rekahan,  dan porositas  rekahan.  Intensitas  merupakan jumlah  rekahan  yang  muncul  dalam  rentang yang ditentukan. Dalam penelitian ini rentang yang  digunakan  adalah  1  ft,  10  ft  dan  100  ft.
Intensitas  rekahan  (Naar,  dkk.,  2006)  dalam sumur  pemboran  dapat  didefinisikan  dengan rumus sebagai berikut:
𝐼 𝑓 = 𝑁 ℎ 𝑟 (1)
𝑉 𝑟 = 𝜋( 𝐷 2 ) 2 ℎ 𝑟 (2)
𝑑 𝑓 = ∑ 𝐴 𝑓𝑖 𝑛𝑓 𝑖=1 𝑉 𝑟 = ∑ ℎ 𝑓𝑖 𝑛𝑓 𝑖=1 𝐷ℎ 𝑟 (3) ∅ 𝑓 = ∑ 𝑎 𝑓𝑖 𝑛𝑓 𝑖=1 𝐴 𝑓 𝑉 𝑟 = ∑ 𝑎 𝑓𝑖 𝑛𝑓 𝑖=1 ℎ 𝑓𝑖 𝐷ℎ 𝑟 (4)
𝐼 𝑓 merupakan intensitas rekahan, yaitu jumlah rekahan  yang  muncul  ( N) dalam  rentang kedalaman  yang  di  tentukan  ( ℎ 𝑟 ).  Densitas rekahan ( 𝑑 𝑓 ) merupakan luas dari rekahan yang berbentuk  oval  ( 𝐴 𝑓𝑖 )  dibagi  volume  rekahan yang berbentuk tabung ( 𝑉 𝑟 ). Porositas rekahan adalah volume dari rekahan dibagi volume dari tabung.  Volume  rekahan  sendiri  merupakan luas  rekahan  yang  berbentuk  oval  dikali dengan  tebal  rekahan  atau  apertur  ( 𝑎 𝑓𝑖 ). Ketebalan  rekahan  diukur  secara  manual melalui perangkat lunak dengan memperhitungkan ketebalan semu dan kemiringan  dari  rekahan  tersebut.  Rentang kedalaman yang akan dikaji adalah per 1 ft, per 10 ft, dan per 100 ft.

## 3. HASIL

## 3.1 Karakteristik Rekahan di Well-1
Rekahan  alami  pada  well-1  diidentifikasi menggunakan  log  gambar  pada  interval kedalaman 4983’ – 8269’ ft MD. Total rekahan alami  yang  teridentifikasi  sebanyak  516 rekahan.  Rekahan  yang  teridentifikasi  dapat dibagi  menjadi  3,  yaitu  rekahan  konduktif, resistif  dan  gabungan.  Rekahan  konduktif merupakan  rekahan  yang  terbuka  dan  terisi oleh lumpur pemboran, sehingga ketika dibaca
oleh  log  gambar  akan  bersifat  konduktif. Rekahan  resistif  merupakan  rekahan  yang tertutup. Rekahan ini sudah terisi oleh mineral, sehingga  ketika  dibaca  oleh  log  gambar  akan bersifat  resistif,  sedangkan  rekahan  gabungan merupakan gabungan antar rekahan konduktif dan resistif. Rekahan konduktif teridentifikasi paling  dominan  sebanyak  513  rekahan, sedangkan rekahan resistif sebanyak 3 rekahan, namun  rekahan  gabungan tidak teridentifikasi pada  sumur  ini.  Histogram  untuk  arah  jurus menunjukan  arah  dominan  N  10-20°E  dan  N 190-200°E, sedangkan besaran dip didominasi oleh  kemiringan  yang  curam  yaitu  80°-90° ( Gambar  2 ).  Pada  diagram  mawar,  rekahan konduktif  menunjukan  arah  utara  timurlaut  – selatan  baratdaya,  sedangkan  rekahan  resistif menunjukan  arah  timurlaut  –  barat  daya ( Gambar 2 ).
Intensitas rekahan dilihat dengan mengunakan persamaan  (1).  Hasil  analisis  grafik  dapat dilihat pada Gambar 3 , dan dapat disimpulkan bahwa  rata-rata  rekahan  yang  muncul  yaitu
1.78  rekahan  per  ft,  namun  karena  datanya cukup tersebar, maka cukup sulit melihat pada kedalaman yang mana yang memiliki intensitas rekahan yang tinggi, sehingga dilihat pula  pada  rentang  per  10ft  dan  per  100ft. Terlihat  dari  kedua  grafik  tersebut  bahwa kedalaman  sumur  yang  memiliki  intensitas rekahan  yang  tinggi  terdapat  pada  kedalaman 6200’ – 6400’.
Kemudian  perhitungan  untuk  densitas  dan porositas  pada  rekahan  –  rekahan  tersebut dengan  menggunakan  Persamaan  (2)  dan  (3) untuk  melihat  persebaran  luas  dan  volume rekahan,  serta  kedalaman  yang  memiliki porositas rekahan yang tinggi. Hasil perhitungan dapat dilihat pada Gambar 4 dan 5 .  Puncak  kedalaman  yang  memiliki  densitas dan  porositas  rekahan  memiliki  puncak  yang relatif sama, yaitu di sekitar kedalaman 6200’ dan  6400’  MD.  Kedua  kedalaman  tersebut memiliki porositas rekahan sekitar 1.1%.
Gambar 2. Histogram azimuth, dip, dan diagram mawar dari rekahan pada well-1 .
Terdapat  puncak-puncak  intensitas,  densitas, dan porositas rekahan yang berbeda pada setiap sumur. Hal ini dikarenakan intensitas rekahan hanya sekedar menghitung jumlah kemunculan rekahan, sedangkan densitas rekahan merupakan luas dari rekahan tersebut, dan juga porositas  rekahan  yang  dipengaruhi  oleh besarnya  aperture  dari  setiap  rekahan.  Maka dari itu, sangat mungkin ditemukan kedalaman yang memiliki intensitas rekahan  yang tinggi, namun  memiliki  densitas  rekahan  dan
porositas  rekahan  yang  rendah,  begitu  juga sebaliknya.  Seperti  pada  kedalaman  6400’, yang  memiliki  intensitas  rekahan  tertinggi, yaitu lebih dari 50 rekahan per 100 ft, namun densitas rekahan bukan yang tertinggi, namun ketiga tertinggi,  yaitu  4 𝑓𝑡 2 𝑓𝑡 3 ⁄ , dan porositas rekahannya  sebesar  1%.  Densitas  tertinggi berada  pada  kedalaman  6200’  dengan  nilai  5 𝑓𝑡 2 𝑓𝑡 3 ⁄ dan  porositas  tertingginya  sebesar 1.1%.
Gambar  3. Grafik  intensitas  rekahan  per  1  ft  (kiri),  per  10  ft  (tengah)  dan  per  100  ft (kanan) pada well-1 .
Gambar 4. Grafik densitas rekahan per 1 ft (kiri), per 10 ft (tengah) dan per 100 ft (kanan) pada well-1 .
Gambar 5. Grafik porositas rekahan rekahan per 1 ft (kiri), per 10 ft (tengah) dan per 100 ft (kanan) pada well-1 .

## 3.2 Karakteristik Rekahan Well-2
Rekahan  alami  pada well-2 diidentifikasi menggunakan  log  gambar  pada  interval kedalaman 6578’ – 8882’ ft MD. Total rekahan alami  yang  teridentifikasi  sebanyak  543 rekahan.  Rekahan  konduktif  teridentifikasi paling  dominan  sebanyak  515  rekahan, sedangkan  rekahan  resistif  sebanyak  21 rekahan,  dan  rekahan  campuran  sebanyak  7 rekahan.  Histogram  arah  jurus  menunjukan arah  dominan  180-190°  dan  220-230°, sedangkan  besaran  dip  didominasi  oleh kemiringan yang curam yaitu 70-80° ( Gambar 6 ). Kemiringan yang agak curam dan curam ini sangat  umum  dijumpai  pada  struktur  sesar mendatar, dikarenakan rekahan secara dominan akan muncul dengan arah tegak lurus terhadap  tegasan  yang  paling  kuat  atau maksimum,  dan  dalam  hal  sesar  mendatar, tegasan maksimumnya memiliki arah horizontal, sehingga arah rekahannya cenderung  vertikal.    Pada  diagram  mawar, rekahan  konduktif  menunjukan  arah  yang beragam, yaitu utara – selatan, utara baratlaut – selatan tenggara, dan utara timurlaut – selatan baratdaya. Hal ini menunjukan bahwa di well- 2 memiliki  rekahan  yang  diakibatkan  oleh beragamnya  struktur  lokal  di  sekitar well-2 . Sesar yang berada di sekitar well-2 merupakan sesar  normal  ( Gambar  1 )  yang  telah mengalami  proses  reaktivasi,  namun  tidak terlalu  signifikan,  sehingga  tegasan  yang  ada
bekerja  pada  rekahan  yang  lebih  beragam. Diagram mawar pada rekahan resistif menunjukan  arah  utara  timurlaut  –  selatan baratdaya, dan rekahan campuran menunjukan arah timurlaut – baratdaya ( Gambar 6 ).
Pada  sumur  ini,  nilai  intensitas  rekahan ( Gambar  7 )  yang  tinggi  tidak  selalu menunjukan  densitas  rekahan  dan  porositas rekahan  yang  tinggi.  Variasi  puncak  pada intensitas  rekahan  memiliki  puncakan  yang beragam.  Berbeda  dengan  densitas  rekahan yang memiliki puncakan yang mencolok, yaitu pada  kedalaman  7000’  dengan  densitas rekahan  hampir  12 𝑓𝑡 2 𝑓𝑡 3 ⁄ .  Hal  ini menunjukan  bahwa,  rekahan  –  rekahan  yang memiliki tingkat intensitas rekahan yang tinggi tidak  selalu  memiliki  luas  yang  besar,  seperti pada  kedalaman  8100’  –  8200’  yang  hanya memiliki  densitas  rekahan  sebesar  4 𝑓𝑡 2 𝑓𝑡 3 ⁄ ( Gambar 8 ). Porositas rekahan pada sumur ini justru  memiliki  kedalaman  yang  relatif  sama dengan intensitas rekahan yaitu pada kedalaman 6900’ – 7000’, 8100’ – 8200’ dan 8400’ – 8500’, dengan porositas sekitar 1.1 – 1.2 % ( Gambar 9 ). Hal ini sangat dipengaruhi oleh aperture atau ketebalan dari rekahan pada kedalaman  –  kedalaman  tersebut  yang memiliki ketebalan yang cukup tebal, sehingga memiliki  volume  rekahan  yang  relatif  lebih besar.
Gambar 6. Histogram azimuth, dip, dan diagram mawar dari rekahan pada well-2 .
Gambar 7. Grafik intensitas rekahan rekahan per 1 ft (kiri), per 10 ft (tengah) dan per 100 ft (kanan) pada well-2 .
Gambar 8. Grafik densitas rekahan rekahan per 1 ft (kiri), per 10 ft (tengah) dan per 100 ft (kanan) pada well-2 .
Gambar 9. Grafik densitas rekahan rekahan per 1 ft (kiri), per 10 ft (tengah) dan per 100 ft (kanan) pada well-2 .

## 4. KESIMPULAN
Terdapat  beberapa  zona  porositas  rekahan yang tinggi pada well-1 yaitu pada kedalaman 6200’, 6400’ dan 6700’ MD, sedangkan pada well-2 yaitu pada kedalaman 7000’, 8200’ dan 8400’ MD. Nilai intensitas rekahan yang tinggi tidak selalu menunjukan densitas rekahan dan porositas  rekahan  yang  tinggi,  hal  ini dikarenakan intensitas rekahan hanya mempertimbangkan jumlah, sedangkan densitas  rekahan  mempertimbangkan  luas rekahan,  sehingga  akan  muncul  rekahan  yang memiliki intensitas rekahan yang kecil namun memiliki densitas rekahan yang tinggi. Begitu pula dengan porositas rekahan yang dipengaruhi  oleh  tebal  atau  apertur  dari rekahan tersebut.

## ACKNOWLEDGMENT
Penulis  mengucapkan  terimakasih  kepada PetroChina International Jabung Ltd..

## DAFTAR PUSTAKA
Barber,  A.  J.  (2005):  Sumatra:  Geology, resource and tectonic evolution,
Geological  Sociey  Memoirs  No  31, London.
Narr, W., Schechter, S. S., dan Thompson, L. B. (2006): Naturally fractured reservoir characterization,  Society  of  Petroleum Engineer, USA
Suta,  I.  N.  (2003):  Reservoir  characterization of Lower Talang Akar fluvial sandstones,  Northeast  Betara  (NEB) field,  South  Sumatra  Basin,  Thesis Master, University of Oklahoma.