Karakteristik Reservoir Berdasarkan Analisis Petrofisik Pada Formasi Baturaja, Lapangan Aulia, Cekungan Jawa Barat Utara
M. Rio Aulia *1 , Thomas Triadi Putranto 1 , Reddy Setyawan 1
1 Departemen Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro

## Abstrak
Formasi  Baturaja  merupakan  salah  satu  formasi  penghasil  minyak  dari  Cekungan  Jawa  Barat  Utara. Formasi Baturaja pada Cekungan Jawa Barat Utara ini memiliki keunikan yaitu kondisi batuan yang tergolong tight ,  namun  bisa  memproduksi  minyak.  Lokasi  penelitian  berada  di  Lapangan  Aulia, Subcekungan  Jatibarang.  Penelitian  ini  bertujuan  untuk  mengetahui  variasi  litologi  secara  vertikal, mengetahui  lingkungan  pengendapan  Formasi  Baturaja,  mendapatkan  nilai  properti  petrofisik  dan menentukan  kedalaman  reservoir  yang  prospektif.  Metode  deterministik  digunakan  dengan pertimbangan lebih cocok pada litologi yang homogen. Data yang digunakan dalam penelitian adalah data dari 6 sumur pemboran. Hasil analisis kualitatif pada semua sumur menunjukkan variasi litologi tersusun  dari  batugamping  dan  batugamping  sisipan  batulempung.  Fasies  batuan  yang  terdapat  pada Formasi Baturaja berupa packstone dan perselingan packstone – wakckestone hasil pengendapan laut dangkal dengan fasies karbonat yaitu reef crest. Nilai properti petrofisik di Lapangan Aulia memiliki volume shale rata-rata 0,24281 dan nilai rata-rata porositas efektif sebesar 1-6,5% (porositas buruk). Porositas yang rendah pada batugamping Formasi Baturaja ini  diinterpretasikan sebagai dampak dari fluktuasi muka laut dan akibat diagenesis batugamping. Nilai permeabilitas rata-rata adalah 0,0134 – 2,0452  mD  ( tight ).  Lapisan  batuan  prospek  rerata  di  Lapangan  Aulia  adalah  5,67  m  dengan  lapisan paling tebal dijumpai pada RUO 25, yaitu setebal 9 m di kedalaman 1.846,110 m (TVDSS).
Kata  kunci: Analisis  Kualitatif;  Cekungan  Jawa  Barat  Utara;  Fasies  Karbonat;  Formasi  Baturaja; Properti Petrofisik.

## Abstract
The  Baturaja  Formation  is  one  of  the  oil-producing  formations  of  the  North  West  Java  Basin.  The Baturaja Formation in the North West Java Basin is unique in that the rock conditions are classified as tight but can produce oil. The research location is in Aulia  Field at Jatibarang Subbasin. This study aims  to  determine  the  vertical  lithology  variation,  the  depositional  environment  of  the  Baturaja Formation, to obtain petrophysical property values and the prospective reservoir depth. The data used in the study are drilling data from six drilling well. Determenistic method is conducted considering that it  is  suitable  for  relatively  homogene  rocks.  The  lithology  in  Aulia  Field  consists  of  limestone  and limestone interbedded with claystone. The rock facies in the Baturaja Formation are packstone and the intercalating packstone - wakckestone product of shallow marine, carbonate facies of reef crest. In Aulia Field, the average shale volume is 0.24281 and the average effective porosity is 1 - 6.5% (low porosity). Low porosity Baturaja Formation Limestone is interpreted due to the influence of sea level fluctuation and diagenesis. The average permeability value is 0.0134 - 2.0452 mD which is classified as tight. In Aulia Field, the average thickness of prospect layer is 5.67 m, where the thickest is at RUO 25 with 9 m thick at 1,846,110 m (TVDSS).
Keyword: Qualitative Analisys; North West Java Basin; Carbonate Facies; Baturaja Formation; Petrohpysical Property.

## PENDAHULUAN
Lapangan Aulia yang menjadi daerah penelitian termasuk  ke  dalam  Cekungan  Jawa  Barat  Utara (Gambar 1). Peranan geologist dalam eksplorasi cekungan dan peningkatan produksi minyak dan gas  bumi  serta  keunikan  Formasi  Baturaja  pada
Cekungan  Jawa  Barat  Utara  yang  tergolong memiliki  porositas  yang  relatif  kecil  tetapi  bisa memproduksi minyak merupakan alasan dilakukannya  penelitian  di  Lapangan  Aulia  ini. Cekungan  Jawa  Barat  merupakan  salah  satu
cekungan  penghasil  hidrokarbon  di  Indonesia. Secara  umum,  Cekungan  Jawa  Barat  Utara terletak  di  barat  laut  Pulau  Jawa  dan  meluas hingga  lepas  pantai  utara  Jawa.  Cekungan  ini dibatasi  oleh  Cekungan  Arjuna  di  bagian  utara, Cekungan  Bogor  di  bagian  selatan,  Busur Karimunjawa di bagian timur, Platform Seribu di bagian  barat  laut  Cekungan  Jawa  Barat  terdiri dari  beberapa  segmen  di  bagian offshore terdiri dari Platform Seribu,  Cekungan  Arjuna,  dan Cekungan  Vera  di  bagian onshore terdiri  dari Tinggian Tangerang, Cekungan Ciputat, Tinggian  Rengasdengklok,  Cekungan  Pasir Putih,  Tinggian  Pamanukan,  dan  Cekungan Jatibarang. Cekungan Jawa Barat Utara merupakan  system  busur  belakang  ( back  arc system ),  berada  diantara  lempeng  Mikro  Sunda dan  lempeng  India-Australia.  Pada  mulanya, cekungan  ini  merupakan pull  apart  basin pada bagian fore  arc ,  setelah  mengalami  tektonisme dan  vulkanisme  sejak  Kapur  Akhir,  lokasinya berubah  menjadi  wilayah back  arc (Pertamina, 1996).  Cekungan  ini  dipengaruhi  oleh system block  faulting berarah  utara-selatan.  Menurut Koesoemadinata (1980), struktur tersebut menyebabkan cekungan Jawa Barat Utara terbagi menjadi  Subcekungan  Jatibarang,  Subcekungan Pasir Putih, Subcekungan Ciputat, Subcekungan Arjuna  (lepas  pantai).  Tiap  Subcekungan dipisahkan  oleh  tinggian  berupa  blok  naik  dari sesar (Pertamina,
1996).
Tinggian Rengasdengklok  memisahkan  Sub-Cekungan Ciputat dan Pasir Putih, Tinggian Pamanukan dan Kadanghaur  memisahkan  Subcekungan  Pasir Putih dan Jatibarang.
Penelitian  dilakukan  pada  Lapangan  Aulia, Cekungan  Jawa  Barat  Utara.  Lapangan  Aulia terletak sebelah timur dari Cekungan Jawa Barat Utara  dan  termasuk  ke  dalam  Subcekungan Jatibarang.  Penelitian  ini  dilakukan  pada lapangan  Aulia  karena  pada  lapangan  ini reservoir  yang  terdapat  pada  lapangan  Aulia  ini merupukan  batugamping  dengan  porositas  yang tergolong  ketat  tetapi  masih  bisa  memproduksi minyak dalam  jumlah  yang  besar.  Penelitian ini bertujuan  untuk  mengetahui  variasi  litologi berdasarkan  analisis  kualitatif,  mengetahui lingkungan pengendapan berdasarkan dari analisis  elektrofasies  pada  Formasi  Baturaja, mengetahui nilai properti petrofisik pada Formasi Baturaja  dan pay  summary terkait  dengan karakteristik reservoir.

## Stratigrafi Regional
Stratigrafi  regional  Cekungan  Jawa  Barat  Utara dari  tua  ke  muda  tersusun  dari  batuan  dasar, Formasi  Jatibarang,  Formasi  Talang  Akar, Formasi  Baturaja,  Formasi  Cibulakan  Atas, Formasi  Parigi,  Formasi  Cisubuh  dan  Endapan Kuarter (Wahab dan Martono, 1985). Penelitian dilakukan  pada  interval  Formasi  Baturaja (Gambar 2). Adapun satuan batuan yang terdapat pada  Formasi  Baturaja  antara  lain  batugamping terumbu  yang  umumnya  dijumpai  pada  daerah tinggian,  selain  itu  juga  ditemukan  dolomit, serpih, glaukonit, napal dan chert. Pada Formasi Baturaja  ini  terdapat  juga  fosil  Foraminifera Spiroclypens  Sp yang  melimpah  (Wahab  dan Martono, 1985).
Gambar 2 . Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara, kotak  merah  adalah  interval  yang  diteliti  pada Lapangan Aulia (Noble,dkk., 1997).
Gambar 3. Fasies Terumbu (James dan Macyntire, 1980)

## Batuan Karbonat
Batuan Karbonat adalah batuan yang terdiri dari fraksi karbonat yang lebih dominan dibandingkan  dengan  fraksi  non  karbonat atau dengan  kata  lain  komposisi  fraksi  karbonat  > 50% (Pettijohn, 1975 ). Pada umumnya, mineral karbonat  adalah  Kalsit  (CaCO 3 ),  Dolomit (CaMg(CO 3 ) 2 )  dan  Aragonit.  Dalam  proses pembentukkannya, batuan karbonat mengalami proses diagenesis agar komponen batuan lebih stabil.  Adapun  proses  diagenesis  batuan karbonat terdiri dari proses pelarutan, sementasi, dolomitisasi, dan kompaksi. Batuan karbonat  dapat  tumbuh  dengan  baik  dengan syarat  yaitu  dengan  terbentuk  pada  suhu  yang hangat, terkena sinar matahari untuk
fotosintesis  alga  yang  berperan  sebagai penghasil makanan dan kondisis air yang jernih dengan  suplai  sedimen  yang  rendah  serta kondisi muka air laut.

## Fasies Karbonat
Tipe pertumbuhan terumbu yang utama dibagi menjadi tiga yaitu skeletal ( frame-bulit ) reefs , reef  mound s,  dan reef  complex (Tucker  dan Wright, 1992). Skeletal ( frame-built ) merupakan pertumbuhan terumbu yang
dihasilkan  oleh  organisme  yang  hidupnya berkoloni  metazoa  yang  rigid  dan  mampu menghasilkan  relief  yang  tinggi  serta  material kalkareus.  Keberadaan  fasies  ini  didukung dengan  adanya  in  situ framework yang  tahan terhadap  gelombang,  tetapi  tergantung  pada morfologi  organisme  penyusunnya.  Pada terumbu  modern  berupa barries  reef  complex
dan patch  reef (James  dan  Macyntire  1980) (Gambar 3).
a. Reef Core
Fasies  ini  merupakan  bagian  inti  dari  terumbu yang  rigid  dengan  terdiri  dari  karang  yang tumbuh  dengan  baik.  Selain  itu  terdiri  dari kerangka organik intertestial yang tersusun oleh lumpur.  Beberapa  daerah  akan  dijumpai packstone yang  memiliki  campuran  koral  – skeletal  dijumpai  di  lingkungan  mikro  antara reef wall atau reef top . b. Reef Flank
Fasies  ini  merupakan  hasil  endapan  lereng sedimen karang yang berada disekeliling core , terdiri dari pecahan – pecahan karang di sisi dari reef  crest yang  disebut  sebagai reef  sediment slope .  Endapan  pada  fasies  ini  saling  menjadi dengan  endapan  yang  ada  pada reef  core dan secara lokal dapat ditemukan fasies core apabila fasies tersebut mengalami pertumbuhan secara lateral.
c. Inter – reef deposite
Fasies  ini  merupakan  endapan  sedimen  di antara  pertumbuhan  terumbu.  Fasies  ini memiliki  kurang  dari  10%  material  karbonat dan  didominasi  oleh  material  berukuran  halus seperti lanau dan lempung.

## Lingkungan Pengendapan
Salah  satu  data  yang  dibutuhkan  dalam penentuan  lingkungan  pengendapan  adalah dengan  memanfaatkan  analisis  elektrofasies. Analisis elektrofaseis merupakan suatu analisis lingkungan pengendapan berdasarkan
Gambar 4. Lingkungan Pengendapan Batuan Karbonat (Friedman dan Reeckmann, 1982).
pola log gamma  ray  (Walker  dan  James,  1992). Penentuan lingkungan pengendapan juga didukung  dengan  data  pengamatan  petrografi sebagai  data  pendukung  dalam  penentuan lingkungan pengendapan. Lingkungan pengendapan  didefinisikan  sebagai  kondisi geografik  yang  ada  pada  saat  sedimen terakumulasi (Reeckmann,1982).
Batuan sedimen digolongkan sebagai kelompok  yang  mempunyai  parameter  biologi, fisika dan kimia sendiri. Interaksi dari parameter di atas menghasilkan perbedaan tipe sedimen atau fasies.  Lingkungan  pengendapan  dapat  dibagi menjadi  2  jenis,  yaitu  marine  dan  non    marine dimana  keduanya  dipisahkan  oleh shoreline (garis  pantai).  Sedimen  dari  lingkungan non marine secara  umum  sangat  dipengaruhi  oleh meteoric  water dan  kondisi  tersebut  akan menyebabkan terjadinya diagenesa lanjut. Lingkungan marine dapat  dikelompokkan  ke dalam  subdivisi  menjadi shelf , basin  slope dan deep ocean basin . Kedalaman air dari lingkungan shelf berkisar  antara  0  –  200  m. Break  of  slope membatasi  lingkungan shelf dari deep  ocean basin yang  kedalamannya  bisa  mencapai  lebih dari 1000m.
Lingkungan shelf dapat  dikelompokkan  lagi menjadi beberapa subdivisi berdasarkan karakteristik  morfologi,  sirkulasi  air,  salinitas, dan  daya  tembus  cahaya.  Variasi  dan  interaksi dari komponen tersebut adalah sebagai pengontrol pertumbuhan karbonat pada
lingkungan shelf (Friedman  dan  Reeckmann, 1982).  Lingkungan shelf dibagi  menjadi inner shelf yang lebih dekat dengan kontinen dan outer shelf yang  lebih  dekat  dengan basin .  Beberapa
fasies  pengendapan  pada  lingkungan  ini  antara lain,  fasies supratidal dan intertidal atau  fasies tidal  flat ,  fasies subtidal atau  fasies lagoonal , fasies barrier  reef terdiri  dari  fasies back  reef , fasies reef bank dan fasies fore reef ( Gambar 4).

## Petrofisik
Petrofisik adalah ilmu yang mempelajari tentang sifat fisik dan kimia dari batuan dan fluida yang ada  di  dalamnya  yang  berdasarkan  perhitungan, rekaman sumur, data lab, serta hukum dasar dari matematika dan fisika. Parameter petrofisik bisa ditentukan  secara  langsung  melalui  sampel batuan hasil inti bor maupun dari hasil rekaman sumur.  Parameter  utamanya  adalah  porositas, permeabilitas,  kejenuhan  air,  dan  resistivitas (Asquith dkk, 1982).
a. Volume Shale Volume  shale merupakan  presentase  dari kandungan  serpih  pada  reservoir. Shale lebih radioaktif  daripada  batupasir  maupun  karbonat, rekaman gamma ray digunakan untuk menghitung volume  shale dari  reservoir. Kehadiran  serpih  di  dalam  batuan  sedimen menyebabkan terjadinya penyimpangan interpretasi  rekaman  bila  menggunakan  rumus untuk batuan bersih (Persamaan 1 dan 2).
IGR = 𝐺𝑅 𝐿𝑜𝑔−𝐺𝑅 𝑀𝑖𝑛 𝐺𝑅 𝑀𝑎𝑥−𝐺𝑅 𝑀𝑖𝑛 (1)
Vsh = IGR= 𝐺𝑅 𝐿𝑜𝑔−𝐺𝑅 𝑀𝑖𝑛 𝐺𝑅 𝑀𝑎𝑥−𝐺𝑅 𝑀𝑖𝑛 (2)
Keterangan : GR Log  : Gamma Ray pada Log GR Min : Gamma Ray Minimum GR Max : Gamma Ray Maksimum
b. Porositas Porositas  adalah  pebandingan  antara  volume pori-pori  dengan  volume  total  batuan.  Pori-pori secara  primer  adalah matrix  pore ,  dan  secara sekunder  adalah  rekahan/ fracture ,  rongga/ vug , dan  lain-lain.  Pada  umumnya,  porositas  yang terukur,  baik  secara  analisis  laboratorium, maupun dengan rekaman adalah porositas efektif. Hal  ini  karena  adanya isolated  pore yang  tidak berpengaruh  terhadap produktivitas  reservoir.
Berdasarkan  sifat  batuan  reservoir  maka porositas  dibagi  menjadi  dua,  yaitu  porositas efektif  dan  porositas  absolut.  Porositas  efektif yaitu perbandingan volume pori-pori yang saling berhubungan  terhadap  volume  batuan  secara keseluruhan  dan  dapat  mengalirkan  fluida. Porositas  absolute  adalah  perbandingan  volume pori-pori total tanpa memandang saling berhubungan atau tidak, terhadap volume batuan secara  keseluruhan.  Sedangkan  berdasarkan klasifikasi georekamani porositas dibagi menjadi dua,  yaitu  porositas  primer  dan  porositas sekunder Persamaan 3 dan 4.
Φt = 𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑙𝑜𝑔 𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑓𝑙 – Vsh* 𝜌𝑚𝑎−𝑃𝐻𝐼𝑇𝑠ℎ 𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑓𝑙 (3)
Φe = Φt (1-Vsh)  (4)
Keterangan :
Φt : Porositas Total Φe : Porositas Efektif Vsh : Volume Shale Ƿlog : Nilai densitas pada log Ƿma
: Nilai densitas matriks
Ƿfl
: Nilai densitas fluida
PHITsh  :Porositas total shale
c. Kejenuhan Air (Sw)
Saturasi  air  adalah  perbandingan  antara volume pori yang ditempati oleh fluida ( oil, water, gas ) dengan  volume  pori  total  dalam  batuan. Berdasarkan  fluida  pengisi  rongga  batuan reservoir,  maka  ada  tiga  jenis  saturasi,  yaitu saturasi  air  (Sw),  saturasi  minyak  (So),  dan saturasi  gas  (Sg).  Saturasi  atau  kejenuhan  air formasi adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air dengan volume porositas total (Harsono, 1997).  Tujuan  menentukan  saturasi  air  yaitu untuk  menentukan  zona  yang  mengandung hidrokarbon.  Jika  air  merupakan  satu-satunya fluida  yang  ada  di  dalam  poripori  batuan, maka
nilai  Sw  =  1,  tetapi  apabila  pori-pori  batuan terdapat  fluida  hidrokarbon  maka  Sw  <  1. Perhitungan  saturasi  air  ada  beberapa  metode diantaranya  adalah  metode  Archi  persamaan  , metode  Simandoux  (Persamaan  5)  dan  metode Indonesia (Persamaan 6)
(5) (6) Keterangan : Sw : Saturasi air R t : Resistivitas Vsh : Volume shale Rsh : Resistivitas shale Rw : Resistivitas air a : Faktor toursity m : Faktor sementasi ɸe : Porositas efektif d. Permeabilitas
Permeabilitas merupakan sifat dari media porous yang mampu mengalirkan fluida akibat perbedaan tekanan di dalamnya (Koesoemadinata,  1980).  Permeabilitas  ini dinyatakan  dalam  satuan  Darcy,  dimana  adalah permeabilitas yang memungkinkan fluida dengan viskositas  satu  centipoise  dapat  melewatkan sebanyak satu centimeter kubik selama satu detik melalui  permukaan  seluas  satu  centimeter persegi.  Satuan  Darcy  dianggap  terlalu  besar sehingga  digunakan  satuan  miliDarcy  (mD). Batuan  dikatakan  permeabel  bila  mempunyai porositas  yang  saling  berhubungan  misalnya pori-pori, vugs ,  kapiler,  retakan,  dan  rekahan. Porositas besar sering memberikan permeabilitas besar akan tetapi hal ini tidak selalu benar. Dalam perhitungan  permeabilitas  metode  yang  dipakai adalah metode Coates – Dumoir (persamaan 7).
K = {70 𝛷𝑒2  (1−𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟) 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟 } 2 (7)
Keterangan : K : Permeabilitas ɸe : Porositas efektif Swirr : Air yang tersisa dalam pori

## METODOLOGI
Penelitian  dilakukan  dengan  menggunakan metode  analisis  kualitatif  dan  kuantitatif.  Pada analisis  kualitatif  bertujuan  untuk  mengetahui jenis  litologi  yang  terdapat  pada  daerah penelitian.  Analisis  yang  dilakukan  dengan memperhatikan  pola  log  ( log  gamma  ray ,  log resistivitas,  log  neutron  dan  densitas)    yang  ada pada 6 sumur (RUO 25, RUO 27, RUO 28, RUO 31, RUO 33 dan RUO 37). Determinasi litologi juga  didukung  data mudlog dan  data  petrografi. Batuan  karbonat  yang  dianalisis  petrolgrafi diklasifikasikan  menggunakan  klasifikasi  Sibley dan Gregg (1987).
Analisis kuantitatif bertujuan untuk mendapatkan nilai properti petrofisik, dilakukan dengan  menghitung  pembacaan  nilai  log  pada setiap sumur. Hasil analisis kuantitatif kemudian akan menjadi input  untuk metode deterministik. Vaiasi litologi penyusun daerah penelitian relatif bersifat homogen sehingga tepat jika diaplikasikan  metode  deterministik.  Tahapan pada penelitian ini dijelaskan pada Gambar 5.

## HASIL

## Determinasi Litologi
Sumur RUO 25 memiliki nilai gamma ray 0 – 60 GAPI tergolong rendah, resistivitas antara 350 - 400  Ωm  dan  densitas  yang  memiliki  nilai  2,0  – 2,7 gr/cc, namun ada dibeberapa kedalaman pada sumur  RUO  25 memiliki  nilai gamma ray yang tinggi  berkisar  60  –  65  GAPI  (Gambar  6).  Jika disebandingkan  dengan mudlog (Gambar  7), dapat  diinterpretasikan  bahwa  pada  sumur  ini terdiri dari batugamping dan batulempung.
Identifikasi  zona  reservoir  dilakukan  dengan melihat  log  neutron  dan  log  densitas.  Zona reservoir  biasanya  dicirikan  oleh  litologi  yang berbutir  kasar  (baik  itu sandstone ataupun limestone ). Selain itu zona reservoir yang terlihat dengan  nilai  neutron  yang  rendah  dan  densitas yang tinggi, kedua log tersebut akan membentuk cross  over ,  semakin  besar  separasi cross  over yang  ditunjukkan  oleh  log  densitas  dan  log neutron  dapat  ditafsirkan  terdapat  kandungan hidrokarbon  berupa  gas  pada  RUO  25  terdapat cross  over di  kedalaman  1.050  –  1.060  m. Apabila  separasinya  semakin  kecil  maka kemungkinan kandungannya adalah minyak atau air.  Namun  dalam  penentuan  kandungan hidrokarbon berdasarkan dari separasi cross over log  densitas  dan  neutron  tidak  terlalu  tepat,  hal yang  diperhatikan  adalah  pembacaan  pada  log resistivitas.
Pembacaan  nilai  log  resistivitas  merupakan tahapan  untuk  mengetahui  jenis  dan  tipe  fluida. Nilai  resistivitas  didapatkan  dari  tahanan  jenis, sehingga dari nilai tersebut didapatkan perbedaan karakteristik jenis fluida.  Jenis  fluida  pada  zona reservoir  dapat  berupa  air  formasi  dan hidrokarbon (minyak dan gas bumi). Kandungan air  ditandai  dengan  pembacaan  nilai  resistivitas yang rendah. Pembacaan nilai resisitivitas untuk gas dan minyak ditandai dengan nilai resistivitas yang tinggi.  Pada sumur RUO 25 di kedalaman 1.050  m  -  1.060  m  terdapat  kandungan hidrokarbon.

## Analisis Petrografi
Data petrografi yang hanya tersedia pada sumur RUO  31  di  kedalaman  1.927  m,  1.927,6  m, 1.928,3 m 1.929,3 m, 1.929,6 m. Pada kedalaman 1.927 m dominan dijumpai dolomit sehingga sulit untuk  mengetahui  tekstur  batuan.  Keberadaan dolomit (Gambar 8a) menandakan bahwa batuan pada  kedalaman  ini  telah  mengalami  diagenesis lanjut. Sayatan tipis pada kenampakkan polarisasi sejajar  berwarna  merah  muda, colorless, biru kehijauan  dan  coklat, grain  supported ,  serta memiliki  tipe  pori  utama intercrystalline dan vuggy dibeberapa  tempat,  diinterpretasikan sebagai polymodal  planar  dolomite  with mimically  foram  bentonic  and  nonmimically pelecypod (Sibley dan Gregg, 1987).
Batuan  tersusun  atas  butiran  mineral  kalsit, dolomit  ferroan,  dolomit  sedangkan  komposisi butiran skeletal terdapat foraminifera,
Gambar 6. Hasil Analisis Kualitatif Penentuan Jenis Litologi Sumur RUO 27 dengan Memanfaatkan  Log Triple combo (Log litologi, Resistivitas, Neutron Densitas )
Gambar 7 . Mudlog Pada Sumur RUO 27 terdapat Batugamping dan Batulempung pada Pembacaanya
(a) (b)
Gambar  8. Kenampakkan  Petrografi Polymodal Planar Dolomite with Mimically Foram Bentonic and Nonmimically  Pelecypod Pada  Kedalaman  1.927  m. (a) PPL 30 x. (b) XPL 30 (Report Core Analysis PT
Pertamina)
pelecypoda, echinodermata (Gambar 8b) , bioklastik  yang  tak  teridentifikasi,  dan  juga terdapat  sedikit  mikrit.  Butiran  dan  mikrit nampak telah banyak teralterasi menjadi mineral dolomit  akibat  proses  dolomitisasi,  sehingga tekstur awal pada batuan sulit untuk diamati. b. Kedalaman 1.927,3 m Sayatan  pada  kedalaman  ini  memiliki  batuan berupa unimodal  planar  dolomit  ( Sibley  dan Gregg,  1997).  Sayatan tipis  batuan ini memiliki kenampakkan  pada  polarisasi  sejajar  dan menyilang dengan warna colorless, biru kehijauan dan coklat Gambar 9. Pada sayatan ini didominasi oleh butiran ( grain supported ) serta memiliki pori intercrystalline. Komposisi batuan berupa clay karbonat berupa mikrit, dolomit dan butiran  skeletal  yang  tidak  dapat  teridentifikasi. Selain itu pada batuan ini juga telah mengalami replacement yang menyebabkan tekstur awal dari batuan  ini  tidak  dapat  diidentifikasi.  Petrografi
Kalsit Dolomite Micrite Echino Foram
pada  kedalaman  1.928,3  m,  1.929,3  m,  dan 1.929,6 m relatif sama dengan kedalaman 1.927,3 m.
(a)
(b)
Gambar 9 Kenampakkan Petrografi Unimodal Planar Dolomite ( Sibley dan Gregg, 1997) Pada Kedalaman 1.927,3 (Report Core Analysis PT Pertamina).
Analisis  petrografi  pada  sumur  RUO  31  ini menunjukkan batuan yaitu berupa grain supported yang didominasi oleh mineral dolomit dan  beberapa  mineral  lainnya.  Berdasarkan  dari analisis  petrografi  ini  didapatkan  porositas berupa intercrystalline sampai vuggy berdasarkan hal  tersebut  diketahui  zona  diagenesis  pada batuan  ini  adalah marine  freatik, zona percampuran  ( mixing ),  zona meteoric  vadose, zona  burial  (Longman,  1980  dalam  Tucker  dan Wright, 1990).  Zona marine phreatic pada zona ini ditandai dengan lingkungan dengan sirkulasi air  sedikit  yang  dicirikan  oleh  kehadiran mikritisasi.  Mikritisasi  ini  dijumpai  pada kedalaman 1.927 m. Kemudian pada zona mixing merupakan percampuran lingkungan freshwaater phreatic dan freshwater vadose dengan karakteristik adanya air payau dan bersifat diam. Pada  zona  ini  ditandai  dengan  adanya  proses dolomitisasi  pada  analisis  petrografi  yang  telah dilakukan  bahwa  pada  kedalaman  1.927  – 1.929,6  m  batuannya  telah  mengalami  proses dolomitisasi, sehingga termasuk kedalam lingkungan  diagenesis  zona mixing .  Tahapan selanjutnya adalah batuan mengalami diagenesis
pada  zona meteoric  vadose hal  ini  ditandai dengan  adanya  pelarutan  yang  menghasilkan porositas sekunder berupa vuggy.

## Lingkungan Pengendapan
Analisis  lingkungan  pengenapan  ini  didasarkan pada analisis elektrofasies dengan memperhatikan pola log gamma ray berdasarkan klasifikasi Kendall dan Schlager 1981.
Berdasarkan  dari  analisis  elektrofasies  pada sumur RUO 31 dimana terdapat dua pola gamma ray seperti terlihat pada Gambar 8. Pola gamma ray dengan bentuk blocky yang mempresentasikan  bahwa  memiliki stacking pattern berupa aggrading yang menandakan keep up  carbonates. Hal  ini  menandakan  bahwa pertumbuhan  karbonat  dapat  tumbuh  menyamai dengan  muka  air  laut.  Kemudian  pada  sumur RUO  31  ini  terdapat  pola  dengan  bentuk bell yang  mempresentasikan  bahwa  pada  pola tersebut  memiliki stacking  pattern berupa retrograding yang menandakan give up carbonates. Hal ini menandakan bahwa karbonat berhenti tumbuh hal ini dikarenakan pertumbuhan muka air laut relatif naik secara tiba –  tiba,  sehingga  mengganggu  pertumbuhan karbonat. Hasil analisis elektrofasies pada sumur penelitian terlihat pada Gambar 10.
Penentuan  lingkungan  pengendapan  juga didukung  dengan  data  analisis  petrografi, berdasarkan  dari  analisis  petrografi  pada  setiap sampel,  didapatkan  bahwa  batuanya  pada penelitian  ini  telah  terubahkan  yang  dibuktikan dengan  tidak  terlihat  dengan  jelas  struktur  awal batuan  dan  pada  batuan  tersebut  mengalami proses  dolomitisasi.  Selain  itu  pada  analisis  nya terdapat porositas intercrystalin dan vuggy.
Berdasarkan hal tersebut menunjukkan terdapat proses diagenesis marine freatic, mixing dan meteroic  vadose (Longman,  1980  dalam Tucker  dan  Wright,  1990) . Adanya  proses tersebut  menunjukkan  bahwa  batuan  tersebut terendaptkan  pada  lingkungan intertidal dengan lingkungan  pengedapan  berupa lagoon yang mempunyai ciri khas terjadinya proses dolomitisasi dan keterdapatan mikrit.
Dolomite intercrystaline
Gambar  10 Analisis  Elektrofasies  Sumur  RUO  31 terdapat bell  shape (indikasi  retrogradasi)  dan cylindrical (indikasi  agradasi),  diinterpretasikan sebagai keep up dan give up carbonate .
Gambar  11 .  Histogram Gamma  Ray dalam Penentuan Nilai MA dan SH
Rentang  batimetri  lingkungan intertidal terletak  antara  pasang  rata-rata  tertinggi  dan terendah, dimana perubahan teratur antara pasang dan  surut  terjadi,  selain  itu  pada  lingkungan pengendapan ini merupakan zona untuk terjadinya  alterasi  diagenetik  awal,  termasuk dalam pembentukan dolomit dan evaporit, hal ini sejalan dengan analisis petrografi dan kandungan mineral  yang  terdapat  pada  percontoh  sampel batuan  yang  didominasi  oleh  adanya  mineral dolomit  sekitar  95%  dari  seluruh  sampel. Diinterpretasikan  bahwa  pada  batuan  tersebut mengalami proses dolomitisasi.

## Analisis Petrofisik
a. Volume Shale
Persamaan 1 dan 2 menunjukkan bahwa data yang harus dipenuhi adalah GR log, GR min dan GR max. Data ini didapatkan dari log gamma ray yang  nantinya  dituangkan  kedalam  bentuk histogram untuk dapat menentukan nilai SH (GR max) dan nilai MA (GR min). Didapatkan bahwa nilai MA 10 dan nilai SH 110 (Gambar 11). Nilai ini akan diinput kedalaman perhitungan menggunakan software ,  sehingga  didapatkan volume shale 0,24281 untuk rata – rata disemua sumur  selain  itu  output  dari  perhitungan  ini berupa log. Nilai volume shale yang didapatkan dikategorikan  dalam  nilai  yang  kecil.  Semakin kecil kandungan shale pada suatu batuan semakin baik  begitu  sebaliknya.  Jika  kandungan shale besar  maka  ini  akan  merugikan  hal  ini dikarenakan shale bersifat  impermeabel  yang nantinya berpengaruh terehadap porositas batuan. Dalam  penentuan  zona  reservoir  kandungan shale sangat diperhatikan. b. Perhitungan Porositas Penentuan porositas juga berpengaruh terhadap  penentuan  zona  reservoir.  Penentuan zona  reservoir  tersebut  diambil  dari  nilai porositas yang besar agar semakin banyak fluida yang dapat disimpan oleh batuan. Porositas yang perlu diperhatikan adalah porositas efektif, yaitu pori pada batuan yang memiliki kesinambungan dengan  pori  yang  lain  dalam  satu  tubuh  batuan. Porositas  pada  setiap  sumur  dapat  dilihat  pada Tabel  1.  Porositas  efektif  rata-rata  Formasi Baturaja ini berkisar 4 – 6%, dikategorikan buruk ( poor) .
Tabel 1 . Nilai Porositas Efektif Formasi Baturaja di Lapangan Aulia Well Porositas Efektif (%) Min Max Average (%) RUO 25 0 26,70 5,22 RUO 27 0 27,19 6,55 RUO 28 0 25,21 4,05 RUO 31 0 27,96 3,84 RUO 33 0 18,46 1,34 RUO 37 0 26,90 4,11 Tabel 2. Hasil Analisis Permeabilitas Well Permeabilitas (mD) Min Max Average RUO 25 0 34,7473 2,0452 RUO 27 0 37,3864 2,0120 RUO 28 0 27,6017 1,3992 RUO 31 0 41,7776 1,9008 RUO 33 0 7,9379 0,0134 RUO 37 0 35,8055 0,8759
c. Perhitungan Permeabilitas Hasil perhitungan disajikan pada Tabel 2 dan permeabilitas  pada  daerah  penelitian  tergolong tight  dimana  rata  –  rata  nilai  yang  didapatkan dalam  analisis  pada  masing  masing  sumur berkisar 0,0134 – 2,0452 mD (Tabel 2.) kecilnya nilai dari permeabilitas dipengaruhi oleh besaran nilai  porositas  efektif  dari  suatu  batuan,  dimana hubungan  antara  keduanya  berbanding  lurus. Semakin  besar  porositas  efektif  suatu  batuan maka permeabilitas batuan juga semakin besar.

## Pay Summary
Perhitungan  nilai  penggalan  nantinya  akan memilah  data  dari  data  reservoir  yang  akan dihitung ketebalannya. Tujuan dilakukannya pay summary  ini  untuk  mendapatkan  informasi ketebalan  gross,  net  dan  hasil  netpay  pada  zona reservoir yang telah ditentukan. Thickness gross menggambarkan  penyebaran  tebal  tipisnya lapisan yang tidak berhubungan dengan ketinggian  atau  kedalaman. Thickness  net menggambarkan  suatu  akumulasi  dari  ketebalan hidrokarbon  yang  sudah  tidak  terakumulasi dengan  pengotor  seperti  batulempung  dan sebagainya  yang  ada  dalam  suatu  lapisan  serta tidak berhubungan dengan ketinggian. Rangkuman  hasil pay  sum dari  semua  sumur terlihat pada lampiran
Pada  sumur  RUO  25  memiliki  net  reservoir sebesar  3,5  m  dengan net  pay sebear  3,5  m. Sumur  RUO  27  memiliki  net  reservoir  sebesar
2,5 m dengan net pay sebesar 2 m. Sumur RUO 28 memiliki net reservoir 3,5 m dengan net pay sebesar  3,5  m  dan sumur RUO  37  memiliki  net reservoir  sebesar  1,5  m  dengan net  pay sebesar 1,5 m. Nilai net reservoir dan net pay yang paling besar  dari  keempat  sumur  tersebut  yaitu  pada sumur  RUO  25  dan  RUO  28  yang  memiliki ketebalan yang lebih tebal dibandingkan dengan sumur  lainnya.  Sehingga  dengan  tebal  nya  net reservoir  maka  kandungan  hidrokarbon  yang terdapat pada lapisan reservoir pada RUO 25 dan RUO 28 berbanding lurus dengan ketebalan yang dimiliki.

## KESIMPULAN
Lapangan  Aulia  tersusun  dari  batugamping  dan batulempung. Jenis batugamping pada penelitiannya  adalah packstone  –  wackestone , shale dan dolomite. Batuan  ini  terbentuk  pada lingkungan  pengendapan  laut  dangkal  yaitu intertidal dengan fasies terumbu yaitu fore slope sampai front  reef. Volume  shale sebesar 0,24281V/V,  porositas  efektif  sebesar  0,04305 %,  saturasi  air  0,69432  dan  permeabilitas 1,56791mD.  Zona  reservoir  prosepektif  pada sumur RUO 25 pada kedalaman 1.846 – 1.849 m dan  1.854  –  1.860  m,  sumur  RUO  27  pada kedalaman 1.932 – 1.934 m  dan 1.951 – 1.954 m, sumur RUO 28 pada kedalaman 1.950 – 1.952 m dan  1.955  –  1.958  m,  sumur  RUO  37  pada kedalaman 1.987 – 1.988 m  dan 2.010 – 2.014 m .

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis bermaksud mengucapkan terima kasih kepada

## DAFTAR PUSTAKA
Asquith,  G.  dan  Gibson,  C.,  1983.  Basic  Well Log Analysis for Geologist, Oklahoma : The
American Association of Petroleum Geologist.
Freidman,  G.  M.,  dan  Reeckmann,  A.,  1982.
Exploration For Carbonate Petroleum Reservoirs, Department of Geology ,
Rensselaer Polytechnic Institute, New York
Harsono,  A.,  1997. Evaluasi  Formasi  dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta.
James,  N.P.,  dan  Macintyre,  I.G.,  1985,
Carbonate Depositional Enviroments- Modern and Ancient Part 1 Reef – Zonation,
Depositional  Facies,  Diagenesis .  Colorado
School Mines Quarterly, Colorado,
Researchgate,
doi: 10.1017/S0016756800034968.
Kendall, G.S.C. dan Schlager, W.,1981, Carbonate and Relative Changes in Sea Level, United  States  of  America ,  Gulf  Research Company Koesoemadinata,  R.  P.,  1980, Geologi  Minyak dan Gas Bumi Edisi Kedua . Institut Teknologi Bandung. Bandung Noble,  R.A.,  Hehu  P.,  dan  Charlie  Wu,  C.H. 1997.  Oil  Kitchen  and  Petroleum  Bearing
Subbasin in Northwest Java Area, Proceedings of Indonesian Petroleum Association, 26th Annual Convention , Jakarta.
Pertamina, 1996. Petroleum Geology of Indonesian Basin Volume III : West Java Sea Basin, Pertamina BPPKA Pettijohn,  F.J.,  1975.  Sedimentary  Rock,  3rd edition, Harper dan Row Publishing Co., New York, 628h. Sibley, D.F. dan Gregg, J.M., 1987.
Classification  of  Dolomite  Rock  Texture,
Journal of Sedimentary Petrology. P.967-975
Tucker, M. E., dan Wright, P., 1990, Carbonate Sedimentology , Oxford , Blackwell Scientific
Publication
Wahab, A. dan Martono, D., 1985. Aplication of
Oil Geochemistry
for Hydrocarbon Exploration  in  Nothwest  Java, Semantic Scholar, 41, 513 –
521, doi: 10.29118/ipa.256.657.682. Walker,  R.G.,  dan  James,  N.P.,  1992. Facies Models  Response  to  Sea  Level  Change , Canada: Geological Association of Canada.