## GEOLOGI DAN ANALISIS GEOMEKANIKA TERHADAP OPTIMASI INJEKSI AIR PADA LAPANGAN “SARINA” CEKUNGAN SUMATRA TENGAH, INDONESIA
MUHAMMAD FADLI ROZAMURI 1 , AGUS M. RAMDHAN 1 , PRIANTO SETIAWAN 2
1. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10 40132, Bandung, Jawa Barat, Indonesia, Email: sarinafamily02@gmail.com 2. PT. Chevron Pasific Indonesia, Jl. Main office 412 Rumbai 28261, Pekanbaru, Indonesia
Sari – Lapangan Sarina merupakan salah satu lapangan tua yang sebagian besar reservoir utamanya pada Formasi Bekasap,  Formasi  Bangko,  dan  Formasi  Menggala,  yang  melampar  secara  horizontal  dan  menunjukkan  adanya penurunan tekanan akibat lamanya produksi. Untuk menambah tekanan reservoir dan meningkatkan produksi minyak pada reservoir di Lapangan Sarina, diperlukan injeksi air ke dalam reservoir tersebut. Namun, injeksi yang dilakukan juga dapat menyebabkan pecahnya batuan tudung sehingga terjadi kebocoran fluida yang keluar dari reservoir tersebut.
Untuk mencegah terjadinya pergerakan sesar dan pecahnya batuan tudung, maka diperlukan model geomekanika yang dapat  memperlihatkan  kondisi  tegasan  dan  sifat  mekanika  batuan  di  bawah  permukaan.  Analisis  geomekanika  di bawah permukaan sangat penting dalam penentuan batas tekanan maksimum injeksi air agar tidak terjadi kebocoran fluida. Analisis geomekanika dilakukan pada delapan sumur pemboran dengan menggunakan data log talikawat dan data pengukuran langsung berupa data RFTdan FIT. Berdasarkan model geomekanika yang dihasilkan, tekanan pori di Lapangan Sarina pada interval ketiga reservoir berada pada kondisi underpressure dan pada interval serpih berada pada kondisi normal hidrostatik dengan gradien tekanan hidrostatik sebesar 0,45 psi/kaki. Tegasan vertikal memiliki nilai  rata-rata  sebesar  0,89  psi/kaki,  tegasan  horizontal  maksimum  rata-rata  0,78  psi/kaki,  dan  tegasan  horizontal minimum  memiliki  nilai  rata-rata  0,68  psi/kaki.  Rezim  tegasan  yang  terdapat  pada  Lapangan  Sarina  yakni Sv>SHmax>Shmin berupa sesar normal. Batas tekanan injeksi maksimum yang terdapat pada Lapangan Sarina dalam kondisi stabil adalah 0,69 psi/kaki.
Kata kunci : geomekanika, tekanan pori, tegasan in-situ, tekanan injeksi.
Abstract  - Sarina  Field  is  one  of  the  old  fields,  with  most  of  the  main  reservoir  are  in  the  Bekasap,  Bangko, and Menggala Formation spread horizontally and show a decrease in pressure due to the length of the production. Water injection  into  the  reservoir  is  required  to  increase  the  reservoir  pressure  and  oil  production  in  the  Sarina  Field. However, the injection carried out can also induce fracture in the caprock and cause fluid leaks out of the reservoir.
Geomechanical models that show the stress conditions and the mechanical properties of rocks below the surface are needed to prevent fault movement and caprock fracturing. The subsurface geomechanical analysis is very important in determining the maximum pressure limit for water injection to prevent fluid leakage. The geomechanical analysis was carried out on eight drilling wells using wireline log data and direct measurement data, including RFT and FIT data. Based on the result of geomechanical models, pore pressures in the Sarina Field at the three reservoirs are underpressure, while at the shale intervals, the pressure is normal hydrostatic with a hydrostatic pressure gradient of 0,45 psi /ft. The vertical stress has an average value of 0,89 psi/ft, the maximum horizontal stress is 0,78 psi/ft, and the  minimum  horizontal  stress  has  an  average  value  of  0,68  psi/ft.  The  stress  regime  in  the  Sarina  Field  is  Sv> SHmax> Shmin, i.e., a normal fault. Determination of the maximum injection pressure limit found in the Sarina Field in stable conditions is 0,69 psi/ft.
Key words : geomechanics, pore pressure, in-situ stress, injection pressure.

## 1. PENDAHULUAN
Lapangan  Sarina  merupakan  salah  satu lapangan  tua  penghasil  minyak  yang  terdapat pada Cekungan Sumatra Tengah (Gambar 1) . Lapangan ini mulai diproduksikan pada tahun 1965, mencapai puncak produksi 120 MBOPD pada tahun 1970, kemudian terjadi penurunan bertahap setiap tahun (Agan dkk., 2009). Sejak 1997, skema injeksi air telah diterapkan pada
Lapangan  Sarina  untuk  menjaga  tekanan reservoir  dan  tingkat  produksi.  Adapun  target dari  proses  injeksi waterflood ini  pada reservoir  utama  yakni  Formasi  Bekasap, Formasi  Bangko,  dan  Formasi  Menggala. Ketiga  reservoir  tersebut  menjadi  fokus  pada penelitian ini.
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB) Institut Teknologi Bandung (ITB)
Penurunan  tingkat  produksi  yang  diakibatkan oleh  turunnya  tekanan  pori  pada  reservoir  di suatu  lapangan  merupakan  permasalahan umum  yang  terjadi  pada  industri  minyak  dan gas bumi. Salah satu upaya untuk meningkatkan  kembali  tekanan  pori  pada reservoir  adalah  melakukan  injeksi  fluida  ke dalam reservoir tersebut. Akan tetapi, tekanan pori  akan  mengalami  perubahan  penurunan seiring  dengan  penurunan  tingkat  produksi ataupun  kenaikan  pada  tekanan  pori  ketika dilakukan  injeksi  pada  reservoir.  Injeksi  pada reservoir  untuk  meningkatkan  tekanan  pori dapat menyebabkan sesar mengalami pergerakan  karena  tegasan  efektif  yang berkurang (Hubbert dan Rubey, 1959). Selain itu,  injeksi  yang  dilakukan  juga  dapat menyebabkan  pecahnya  batuan  tudung  ( seal ) sehingga terjadi kebocoran fluida yang keluar dari  reservoir  tersebut.  Untuk  mencegah terjadinya  pergerakan  sesar  dan  pecahnya batuan  tudung,  maka  diperlukan  model geomekanika  yang  dapat  memperlihatkan kondisi  tegasan  dan  sifat  mekanika  batuan  di bawah  permukaan.  Analisis  geomekanika  di bawah  permukaan  sangat  penting  dalam penentuan batas tekanan maksimum injeksi air agar tidak terjadi kebocoran fluida.
Gambar  1. Lokasi  penelitian  yang  berada  di Cekungan Sumatra Tengah (kiri) (Heidrick dan Aulia,  1993);  area  Lapangan  Sarina  (kotak merah).

## 2. GEOLOGI AREA PENELITIAN
Geologi yang terdapat pada Lapangan Sarina memiliki 5 (lima) reservoir batupasir utama yakni Formasi Bekasap, Formasi Bangko, dan Formasi  Menggala (Gambar  2) .  Secara stratigrafi, Formasi Bekasap secara umum tersusun dari batupasir berbutir sedang  hingga
kasar  dan  batulanau  pada  bagian  atas. Batupasir  pada  formasi  ini  menunjukkan suksesi menghalus ke atas dan memiliki sortasi yang  baik.  Komposisi  mineral  pada  ini  yakni 59%  kuarsa,  22%  feldspar  kalium , 12% lempung, 3% siderit , Tr. kalsit, dan Tr. dolomit. Formasi  Bangko  secara  umum  tersusun  dari batupasir yang memiliki ciri litologi berukuran pasir  halus  sampai  sedang,  berseling  dengan serpih.  Adapun  Formasi  Menggala  tersusun atas  batupasir  halus  hingga  sedang  dengan suksesi  menghalus  ke  atas.  Pola  struktur  yang berkembang  pada  lapangan  Sarina  adalah struktur antiklin yang terbentuk akibat dua pola yang  berkembang  di  Cekungan  Sumatra Tengah.  Pada  bagian  barat  lapangan  terdapat sesar  geser  utama  dengan  arah  relatif  utara- selatan  dan  pada  bagian  timur  terdapat  sesar naik yang berarah barat laut-tenggara (Pramudyo  et  al.,  2007).  Pola  antiklin  inilah yang merupakan struktur perangkap hidrokarbon  utama  pada  Formasi  Bekasap, Formasi  Bangko,  dan  Formasi  Menggala  pada Lapangan Sarina dan sesar-sesar yang berkembang  tersebut  menjadi  batas  dari Lapangan Sarina.
Gambar  2. Interval  lapisan  reservoir  pada Lapangan Sarina.
3. DATA DAN METODE PENELITIAN

## 3.1 Data
Data  yang  digunakan  pada  penelitian  adalah data log sumur, data uji rekah hidraulik berupa FIT ( formation integrity test ), data uji tekanan formasi berupa RFT ( rock formation test ), dan data  sekunder  yakni  laporan  pengeboran. Terdapat  8  sumur (Tabel  1) yang  dilakukan analisis  geomekanika.  Pembuatan  model geomekanika  pada  Lapangan  Sarina  ini mencakup perhitungan tegasan vertikal, prediksi  tekanan  pori,  sifat  elastik,  kekuatan batuan,  tegasan  horizontal  minimum,  dan tegasan horizontal maksimum yang diaplikasikan  dalam  penentuan  estimasi  batas maksimum injeksi fluida ke dalam reservoir.
Tabel 1. Ketersedian data pada Lapangan
menggunakan data FIT yang didapat dari laporan pengeboran.
Pembuatan  model  geomekanika  ini  bertujuan untuk  menentukan  batas  tekanan  injeksi  yang dilakukan  pada  reservoir  agar  tidak  terjadi kebocoran fluida. Di bawah ini akan dijelaskan proses  estimasi  sifat  mekanika  batuan  dan profil tegasan in-situ pada Lapangan Sarina

## 3.2.1 Sifat Elastik Batuan dan UCS
Sifat  elastik  dinamik  batuan  yakni  modulus Young  (E dyn )  dan  nisbah  Poisson  (v dyn ) dihitung  dari  parameter  densitas  batuan  ( ρ) , dan  kecepatan  gelombang  kompresi  (V p )  dan shear (V s )  yang  didapat  dari  pembalikan  data log sonik DTC dan DTS.
Sarina.
E dyn = (ρVs2 3 2 − 4 2 ) / 10 9 (1) 2 − 2 ν dyn = 1  ( / ) 2 −1 2 ( / ) 2 − 1 (2)

## 3.2 Metode Penelitian
Metode  penelitian  yang  dilakukan  dalam pembuatan model geomekanika  mencakup
Sifat  elastik  dinamik  yang  menggambarkan dari  data  log  yang  diperoleh  diubah  menjadi sifat elastik statik. Terdapat beberapa persamaan  untuk  mendapatkan  nilai  statik batuan,  pada  penelitian  ini  untuk  modulus Young  static  (E sta )  menggunakan  persamaan Lacy (1997) dan nisbah Poisson menggunakan persamaan Wang (2000).
kekuatan batuan dan sifat elastik, tegasan  in- E sta = 0.018 E 2 + 0.422 E (3) situ,  dan  tekanan  pori.  Terdapat  3  (tiga) tahapan dalam pembuatan model geomekanika, yakni sebagai berikut:
1. Membedakan formasi berdasarkan struktur matriks batuan, batupasir ( grain supported ) atau serpih ( clay supported ) yang menggunakan log sinar gamma.
2. Estimasi  sifat  elastik  batuan  seperti modulus Young (E) dan nisbah Poisson (v), sifat kekuatan batuan yakni UCS
berdasarkan  data  log  (dinamik),  lalu dikalibrasi untuk mendapat nilai statik dari sifat elastik batuan.
3. Estimasi tegasan vertikal menggunakan log densitas  dan  tekanan  pori  menggunakan pengukuran  langsung  yakni  data  RFT. Begitu juga kedua tegasan horizontal yang diestimasi  dari  persamaan  Blanton-Olson. Tegasan horizontal minimum  dikalibrasi
ν sta = ν dyn (4)
Nilai  kekuatan  batuan  didapat  dari  data  log sonik  yang  menggunakan  persamaan  dari Chang  dkk.  (2006).  Nilai  UCS  yang  dihitung berdasarkan  jenis  litologi  yakni  litologi batupasir  dan  litologi  serpih.  Chang  dkk. (2006)  menggunakan  data  log  sonik  untuk mengestimasi nilai UCS:
Dt Cubed-Sand C 0 =2,05 x 10 9 Dt -3 (5)
Dt Cubed-Shale
C 0 =72,5 x (304,8/Dt) 3 (6)

## 3.2.2 Tekanan Pori
Tekanan  pori  merupakan  salah  satu  parameter yang paling penting dalam rencana pengeboran, analisis geologi, dan model  geomekanika.
dyn dyn
0
Menurut Zhang (2011), jika tekanan pori lebih kecil dari tekanan hidrostatik disebut underpressure, sedangkan  tekanan  pori  yang lebih  besar  dari  tekanan  hidrostatik  disebut tekanan luap/ overpressure. Tekanan pori dapat diketahui  dari  pengukuran  langsung  yakni menggunakan data RFT.

## 3.2.3 Tegasan Vertikal
Tegasan  vertikal  merupakan  tegasan  dari akumulasi  beban  batuan  di  atasnya  yang berarah  vertikal  yang  dipengaruhi  oleh  gaya gravitasi.  Nilai  tegasan  vertikal  dihitung berdasarkan  densitas  batuan,  gravitasi,  dan kedalaman.
Sv = ∫ ρ (z) g dz ≈ ρ g z (7)

## 3.2.4 Tegasan Horizontal
Tegasan  horizontal  minimum  dan  maksimum besarannya dihitung menggunakan persamaan Blanton  dan  Olson  (1999)  yang  telah dikalibrasi oleh data LOT berupa FIT:
statik (Wang, 2000). Nilai nisbah Poisson pada batupasir  memiliki  rentang  nilai  0,23-0,28, sedangkan  pada  serpih  memiliki  rentang  nilai yang  lebih  tinggi  yakni  0,29-0,34.  Hal  ini disebabkan  batupasir  bersifat  lebih  getas dibandingkan serpih (Gambar 3) .
Gambar  3. Persebaran  nilai  nisbah  Poisson pada kedalaman 2000-3000 kaki yang terdapat
Shmin = 1− σ + 1−2 αp 1− + 1− 2 ε (8) pada sumur di Lapangan Sarina.
SHmax = 1− σ + 1−2 αp 1− + 1− 2 ε (9) Berdasarkan  hasil  perhitungan  dari  8  sumur diperoleh  nilai  rata-rata  modulus  Young dinamik Lapangan Sarina adalah 15,5 GPa atau Nilai Pp adalah tekanan pori dan ε dan ε adalah parameter regangan tektonik yang terdapat  di  lapangan,  serta  nilai σ yang didapat  dari  tegasan  vertikal.  Nilai  koefisien yang digunakan pada penelitian ini adalah 1.

## 4. HASIL
Berdasarkan  hasil  analisis  sifat  mekanika batuan,  parameter  sifat  elastik  pertama  yang dihitung  adalah  nisbah  Poisson.  Nisbah Poisson merupakan rasio dari regangan lateral terhadap  regangan  longitudinal  (Bell,  1973 dalam  Gercek,  2006).  Nilai  dari  perhitungan nisbah  Poisson  didapat  dari  log  sonik menggunakan  Persamaan  III.3,  maka  dari  itu nilai  nisbah  Poisson  yang  didapat  pada penelitian  ini  adalah  nilai  dinamik.  Karena tidak  ada  korelasi  yang  menjadi  acuan  untuk mengkonversikan  nilai  dinamik  menjadi  nilai nisbah  Poisson  statik,  maka  nilai  dinamik diasumsikan sama dengan nilai nisbah Poisson
2,25 Mpsi. Sementara itu, untuk nilai modulus Young  statik  didapat  dari  persamaan  Lacy (1997)  yang  memiliki  nilai  rata-rata  7,3  GPa atau  1,06  Mpsi  (Gambar  IV.9).  Hal  tersebut menunjukkan  bahwa  nilai  modulus  Young dinamik  yang  terdapat  pada  Lapangan  Sarina lebih besar dibandingkan nilai modulus Young statik.  Nilai  modulus  Young  statik  akan konsisten  lebih  kecil  daripada  nilai  modulus Young  dinamik  dari  data  log  sonik.  Hal  ini disebabkan adanya perbedaan frekuensi gelombang  yang  digunakan  dan  nilai  strain yang berbeda (Lacy, 1997).
Kekuatan  dari  suatu  batuan  tergantung  dari kekuatan  kompresif  batuan  ketika  diberi tegasan dan sudut geser friksi. Pada penelitian ini, nilai kekuatan batuan didapat dari data log sonik dengan menggunakan pendekatan empiris Chang dkk. (2006) untuk batupasir dan batuserpih. Penggunaan persamaan empiris
Chang  dkk.  (2006)  dikembangkan  pada batupasir  belum  terkonsolidasi  dan  batuserpih dengan porositas tinggi  yang berumur Tersier di Gulf of Mexico . Nilai kekuatan batuan yang terdapat  pada  Lapangan  Sarina  pada  litologi batupasir memiliki rentang nilai 2069,5-2752,1 psi  atau  14,27-18,97  MPa,  sedangkan  pada litologi serpih memiliki nilai kekuatan batuan dengan rentang nilai sebesar 1591,7-1794,1 psi atau 10,97-12,37 MPa.
Gambar  4. Persebaran  nilai  modulus  Young statik  pada  kedalaman  2000-3000  kaki  yang terdapat pada sumur di Lapangan Sarina.
Data  tekanan  formasi  yang  didapat  dari  RFT memperlihatkan  bahwa  terdapat  nilai  yang fluktuatif  dari  waktu  ke  waktu  pada  interval batupasir.  Hal  ini  disebabkan  karna  pada Lapangan  Sarina  menggunakan  sumur  injeksi untuk mengoptimalkan produksi tiap sumurnya, sehingga  nilai  RFT  yang  didapat  pada  tiap sumur  akan  mengalami  perbedaan  di  tiap reservoir berdasarkan waktu pengambilan data. Maka  dari  itu,  nilai  yang  digunakan  untuk pembuatan  model  geomekanika  merupakan nilai  dari  estimasi  tekanan  pori  pada  interval batupasir
Hasil  analisis  tegasan in-situ memperlihatkan nilai  dari  perhitungan  tegasan  vertikal  pada sumur penelitian menunjukkan gradien tegasan vertikal dengan rentang nilai 0,87-0,92 psi/kaki
dan  menunjukkan  hubungan  linear  terhadap kedalaman. Nilai perhitungan tegasan horizontal  minimum  selanjutnya  dihitung menggunakan  persamaan  yang  diperoleh  dari Blanton dan Olson (1999) dengan gradien 0,68 psi/kaki.
Perhitungan yang telah dilakukan memperlihatkan  hasil  tegasan  horizontal minimum  yang  berbeda  pada  interval  serpih dan  interval  batupasir  yang  merupakan reservoir  utama.  Penyebab  perbedaan  ini dikarenakan  nilai  dari  tekanan  pori  pada interval  batupasir  berada  di  bawah  tekanan hidrostatik  normal  ( underpressure ).  Dengan demikian,  nilai  tegasan  horizontal  minimum yang didapat pada batupasir akan lebih rendah dibandingkan interval serpih.
Nilai  tegasan  horizontal  maksimum  dihitung menggunakan  persamaan  Blanton  dan  Olson (1999).  Perhitungan  ini  diterapkan  pada  tiap sumur  di  Lapangan  Sarina  berdasarkan persamaan  9  yang  menggunakan  parameter nisbah  Poisson,  modulus  Young  statik,  dan regangan  tektonik.  Nilai  regangan  tektonik yang  dihitung  memiliki  nilai  dua  kali  lebih besar  dibandingkan  pada  perhitungan  tegasan horizontal minimum (Song, 2012).
Berdasarkan persamaan 8 dan 9, nilai regangan tektonik  minimum  ( ε )  sebesar  0,000246 dan  regangan  tektonik  maksimum  ( ε ) dengan nilai 0,000492.
Hasil  perhitungan  menunjukkan  nilai  tegasan horizontal  maksimum  di  Lapangan  Sarina memiliki  rentang  nilai  0,76-0,79  psi/kaki dengan  rata-rata  sebesar  0,78  psi/kaki. Orientasi  dari  tegasan  horizontal  maksimum diestimasi  sekitar  300N  ( sub-parallel ke  arah Utara – Timur Laut dan Selatan – Barat Daya berdasarkan  data  dari  sumur-sumur  di lapangan terdekat dan data domain publik pada World  Stress  Map .  Data  ini  merupakan kumpulan  data  tegasan  yang  berlangsung hingga saat ini berdasarkan metode pengukuran  mekanisme  fokal  gempabumi, analisis breakout dan induced  tensile. Model geomekanika 1D yang terdapat pada Lapangan Sarina  adalah  sebagai  berikut (Gambar  5- Gambar 8).
BULLETIN OF GEOLOGY, VOL. 6, NO. 3, 2022
DOI: 10.5614/bull.geol.2022.6.3.2
Gambar 5. Model geomekanika 1D pada sumur F-003.
BULLETIN OF GEOLOGY, VOL. 6, NO. 3, 2022
DOI: 10.5614/bull.geol.2022.6.3.2
Gambar 6. Model geomekanika 1D pada sumur F-005.
BULLETIN OF GEOLOGY, VOL. 6, NO. 3, 2022
DOI: 10.5614/bull.geol.2022.6.3.2
Gambar 7. Model geomekanika 1D pada sumur F-017.
BULLETIN OF GEOLOGY, VOL. 6, NO. 3, 2022
DOI: 10.5614/bull.geol.2022.6.3.2
Gambar 8. Model geomekanika 1D pada sumur F-019.
Penentuan tekanan injeksi maksimum bertujuan untuk mengantisipasi adanya kemungkinan  gagal pada  batuan  yang mengakibatkan  pecahnya  batuan  tudung  di atasnya. Sebagaimana diketahui, ketika adanya penambahan  tekanan  pori  akan  membuat tegasan efektif yang bekerja pada batuan akan berkurang,  sehingga  akan  membuat  batuan tidak stabil. Oleh karena itu, tekanan pori yang digunakan dalam penelitian ini adalah estimasi tekanan  pori  saat  ini.  Selama  terdapat perbedaan  tegasan  yang  cukup  antara  tegasan pada  reservoir  dan  tegasan  batuan  tudung  di atasnya, maka tekanan injeksi akan menyebabkan  air  yang  diinjeksikan  mengalir pada  jalur  rekahan  terkecil  pada  bagian reservoir.
Penambahan tekanan pori pada reservoir akan menyebabkan  tegasan  horizontal  minimum juga mengalami kenaikan (Tabel 2 dan Tabel 3) . Oleh karena itu, kondisi kritis akan terjadi ketika  tegasan  horizontal  minimum  pada reservoir  batupasir  sama  dengan  tegasan horizontal minimum batuan tudung di atasnya. Pada  kondisi  ini,  rekahan  yang  terjadi  pada reservoir  akan  merambat  menuju  batuan tudung  di  atasnya  dikarenakan  tidak  ada kontras tegasan pada keduanya. Pada penelitian  ini,  ada  tiga  reservoir  utama  yang dihitung  yakni  puncak  Bekasap,  Bangko  dan Menggala pada sumur F-003 dan sumur injeksi F-006 (Gambar  9) .  Batas  tekanan  injeksi maksimum  yang  terdapat  di  lapangan  ini adalah 0,69 psi/kaki.
Tabel  2. Perhitungan  batas  tekanan  injeksi maksimum pada puncak reservoir tiap formasi pada sumur F-003.
Tabel  3. Perhitungan  batas  tekanan  injeksi maksimum pada puncak reservoir tiap formasi pada sumur F-006.
(a) (b) (c)
Gambar  9. Peta  puncak  kedalaman  struktur pada Formasi Bekasap (a), Formasi Bangko (b), dan Formasi Menggala (c).

## 5. DISKUSI
Nilai  elastik  batuan  yang  digunakan  dalam model  geomekanika  sebaiknya  menggunakan hasil  dari  uji  laboratorium  (UCS,  modulus Young,  dan  Poisson  Ratio).  Hal  ini  guna mendapatkan nilai tegasan horizontal yang
lebih mendekati kondisi
sebenarnya. Penggunaan  nilai  elastik  batuan  dengan  data dinamik  (data  log)  harus  memperhitungkan tingkat kesalahan alat log pada saat melakukan akuisisi.
Data LOT yang digunakan sebagai nilai Shmin dapat diperhatikan Kembali, karena umumnya data yang digunakan untuk mendapatkan nilai Shmin  adalah  nilai  FCP  ( formation  closure pressure ), Nilai FCP dapat dilihat pada grafik akan  sedikit  lebih  rendah  dibandingkan  nilai LOT, sehingga kemungkinan akan mempengaruhi dari analisis nilai Shmin.
Nilai  tekanan  pori  yang  didapat  dibatasi dengan baik dari pengukuran tekanan formasi (RFT)  dan  uji  sumur  yang  tersedia.  Nilai tekanan  pori  yang  terdapat  pada  seluruh reservoir  memiliki  nilai  tekanan  pori  pada kondisi underpressure. Kondisi underpressure ini kemungkinan bisa disebabkan beberapa hal yakni:  reservoir depleted,  hydrodynamic effects, osmosis, dan kompresi tektonik.
Berdasarkan  kondisi  geologi  yang  terdapat  di Cekungan  Sumatra  Tengah  serta  hasil  uji sumur  yang  memperlihatkan  tekanan  pori reservoir  pada  kondisi undepressure .  Kondisi underpressure ini  hampir  ditemui  di  seluruh lapangan  tua  di  Cekungan  Sumatra  Tengah, kemungkinan  penyebabnya  adalah  akibat  dari kompresi tektonik yang mengakibatkan batupasir berada pada kondisi undepressure.

## 6. KESIMPULAN
Hasil analisis geomekanika yang terdapat pada Lapangan  Sarina  memiliki  tekanan  pori  pada interval serpih pada kondisi normal hidrostatik sebesar 0,45 psi/kaki, sedangkan pada interval batupasir (reservoir) pada kondisi underpressure .  Analisis  tegasan  vertikal memiliki  nilai  rata-rata  0,89  psi/kaki,  tegasan horizontal  maksimum  memiliki  nilai  rata-rata 0,78 psi/kaki, dan tegasan horizontal minimum memiliki  nilai  rata-rata  0,68  psi/kaki.  Rezim tegasan  yang  terdapat  pada  Lapangan  Sarina merupakan  sesar  normal  (Sv  >  SHmax  > Shmin). Berdasarkan model geomekanika 1D, hasil  perhitungan  tekanan  injeksi  maksimum berada pada kondisi stabil yakni di bawah 0,69
psi/kaki.

## 6. UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terima kasih kepada PT. Chevron Pacific Indonesia yang telah mengizinkan untuk mengikuti program internship tahun 2020. Penulis juga mengucapkan  terima  kasih  kepada  team  AD- ARM  PT.CPI  atas  fasilitas  yang  diberikan untuk melakukan analisis geomekanika.

## REFERENSI
Agan,  A.,  Maneechai,  K.,  Pramudyo,  Y.B.,
Hendra,  A.A.  (2009):  New  fault reinterpretation  using  edge  seismic attribute  to  optimize  WF  performance in  Bekasap  Field,  Central  Sumatra Basin, Proceeding
Indonesian
Petroleum  Association  33rd  Annual Convention. 33, 1272 – 1281 Blanton,  T.L.  dan  Olson,  J.E.  (1999):  Stress magnitudes  from  logs:  effects  of tectonic  strains  and  temperature,  SPE Reservoir Eval. & Eng, 2, 62 – 68.
Chang,  C.,  Zoback,  M.  D.  dan  Khaksar,  A.
(2006):  Empirical  relations  between rock strength and physical properties in sendimentary rocks. Journal of Petroleum  Science  &  Engineering, 51 , 223-237.
Gercek,  H.  (2006):  Poisson’s  ratio  values  for rocks,  International  Journal  of  Rock Mechanics and Mining Sciences, 44, 1 – 13.
Hubbert, M.K. dan Rubey, W.W. (1959): Role of  fluid  pressure  in  mechanics  of overthrust faulting, Geological Society America Bulletin., 70, 115 – 166. Lacy,  L.  L.  (1997):  Dynamic  rock  mechanics testing  for  optimized  fracture  designs, SPE Annual Technical Conference and Exhibition SPE  38716 , San  Antonio,
Texas, 23 – 36.
Pramudyo, Y.B., Hendar, S.M., Hasyim, M.N., Mark,  R.R.,  dan  Garry,  W.J.  (2007): An integrated study of low permeability  reservoir  in  the  Bekasap Field, Central Sumatra
Basin,
Indonesia, SPE  Asia  Pasific  Oil  and Gas Conference and Exhibiton held in Jakarta, SPE 109846, 5 Hal.
Song,  L.  (2012):  Minimum  horizontal  stress profile from logging data for Montney Formation  of  North  East  British Columbia, SPE Canadian Unconventional Resources Conference hel in Calgary, SPE 162233, 13 Hal. Wang,  H.F.  (2000): Theory  of  Linear Poroelasticity  with  Applications  to
Geomechanics and Hidrogeology, Princeton  University  Express,  New
Jersey, 3 – 43.
Zhang, J. (2011): Pore pressure prediction from
well logs: methods, modifications, and new approaches, Earth Science
Reviews, 108 , 50 – 63.