e-ISSN 2580 – 0752
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian Institut Teknologi Bandung www.buletingeologi.com

## DESKRIPSI LITOLOGI BATUAN DASAR DAN HUBUNGANNYA DENGAN KARAKTERISTIK RESERVOIR REKAHAN ALAMI DI BLOK OGAN KOMERING, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
BAYU SAPTA FITRIANA 1,2,* , BENYAMIN SAPIIE 1 , ALFEND RUDYAWAN 1
1. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia.
2. PT. Pertamina Hulu Rokan, Jl. Prof. DR. Satrio No.30, RW.4, Kuningan, Karet Kuningan, Kota Jakarta Selatan, 12940 *Email korespondesi: bayusf@gmail.com
Sari –  Keberadaan  hidrokarbon  pada  reservoir  batuan  dasar  ( basement )  di  Blok  Ogan  Komering  (OK),  Sumatra  Selatan,  telah terbukti sejak tahun 1992 sejak penemuan hidrokarbon pertama pada sumur ASD-1 dengan laju alir 1.890 BOPD.  Pada Tahun 2014, hidrokarbon pada batuan dasar kembali ditemukan dari pemboran sumur BDA-1 dengan laju alir 3,4 MMSCFD. Temuan-temuan hidrokarbon pada batuan dasar ini memberikan indikasi yang penting untuk menemukan kembali potensi-potensi hidrokarbon dari reservoir  batuan  dasar  di  daerah  ini.  Fokus  penelitian  ini  memuat  aspek  litologi,  umur  batuan,  dan  karakteristik  rekahan  alami berdasarkan data sumur, seismik, petrografi dan data pentarikhan umur batuan ( age dating ) yang memberikan wawasan tentang litologi batuan dasar, serta hubungannya dengan karakteristik rekahan alami dan kualitas reservoir di Blok OK, Cekungan Sumatra Selatan.
Penemuan hidrokarbon di reservoir Batuan dasar pra-Tersier di area Blok OK sebelumnya didefinisikan terakumulasi pada batuan dasar  granitik.  Berbagai  litologi  yang  terdapat  di  batuan  dasar  menunjukkan  kompleksitas  dari  sejarah  tektonik  di  Cekungan Sumatera  Selatan.  Studi  petrografi  lebih  rinci  menunjukkan  komposisi  litologi  yang  lebih  kompleks.  Litologi  batuan  dasar  pra- Tersier  terdiri  dari  granodiorit,  diorit,  marmer,  andesit,  serpih,  filit  dan  sekis.  Pentarikhan  K-Ar  pada  batuan  dasar  andesit menghasilkan interval umur antara 61-131 juta tahun yang lalu, setara dengan Kapur Awal-Akhir. Secara lebih detail, batuan beku di  daerah  ini  telah  mengalami  proses  alterasi  hidrotermal,  yang  ditunjukkan  dengan  kehadiran  mineral-mineral  alterasi  dalam komposisi batuannya.
Log  gambar  pada  interval  batuan  dasar  menunjukkan  perkembangan  rekahan  alami  yang  baik  pada  interval  batuan  dasar. Perkembangan  rekahan  alami  memiliki  korelasi  dengan  jenis  litologi.  Rekahan  alami  berkembang  dengan  baik  pada  litologi granodiorit, diorit, marmer, dan kuarsit. Batas satuan antar litologi yang beragam ini diinterpretasikan sebagai kontak sesar. Kontak sesar yang disertai dengan zona hancuran antara litologi yang berbeda menguntungkan untuk pengembangan rekahan dan berkorelasi dengan indikasi hidrokarbon.
Kata Kunci: Batuan dasar, petrografi, rekahan, reservoir, Sumatra Selatan
Abstract – The existence of hydrocarbons in the basement reservoir in the Ogan Komering (OK) Block, South Sumatra, has been proven from 1992 since the discovery of the first hydrocarbons in the ASD-1 well with a flow rate of 1,890 BOPD. In 2014, hydrocarbons in the basement were again discovered from BDA-1 well with a flow rate of 3.4 MMSCFD. These hydrocarbon findings in basement provide important indications for rediscovering the hydrocarbon potential of basement reservoirs in this area. The focus of this research includes aspects of lithology, rock age and natural fracture characteristics based on well data, seismic, petrography and age dating data which provides insight into basement lithology, as well as its relationship with natural fracture characteristics and reservoir quality in the OK block, South Sumatra Basin.
Hydrocarbon discoveries in the pre-Tertiary basement reservoirs in the OK Block area were previously defined accumulating in granitic bedrock. The various lithologies found in the bedrock show the complexity of the tectonic history of the South Sumatra Basin. More detailed petrographic studies show a more complex lithological composition. Lithology of pre-Tertiary bedrock consists of granodiorite, diorite, marble, andesite, shale, phyllite and schist. K-Ar dating in andesite bedrock produces an age interval between 61 and 131 million years ago, equivalent to the Early-Late Cretaceous. In more detail, the igneous rocks in this area have experienced a hydrothermal alteration process, which is indicated by the presence of alteration minerals in the rock composition. Image logs on the bedrock interval show good natural fracture development in the bedrock interval. The development of natural fractures is correlated with the type of lithology. Natural fractures develop well in granodiorite, diorite, marble and quartzite lithologies. The unit boundaries between these diverse lithologies are interpreted as fault contacts. Fault contacts accompanied by crush zones between different lithologies are favourable for fracture development and correlate with hydrocarbon indications.
Keywords: Basement, petrography, fractures, reservoir, South Sumatra
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1

## 1. PENDAHULUAN
Blok  Ogan  Komering  (OK)  merupakan  wilayah eksplorasi  hidrokarbon  yang  terletak  di  cekungan Sumatra Selatan, sub-Cekungan Palembang Selatan (Gambar  1).  Saat  ini,  Blok  OK  dikelola  oleh  PT Pertamina  Hulu  Energi.  Sejak  tahun  1992, hidrokarbon telah diproduksi dari reservoir karbonat Formasi  Baturaja  dan  batupasir  Formasi  Talang Akar yang berumur Tersier. Penemuan hidrokarbon pada formasi batuan dasar di Blok Ogan Komering (Gambar 1) pertama kali ditemukan di lapangan Air Serdang pada sumur ASD-1 tahun 1989 dan ASD-2 tahun  1989.  Pada  tahun  2014,  hidrokarbon  di formasi Pra-Tersier kembali ditemukan di prospek Bandar  Agung  dari  sumur  eksplorasi  BDA-1. Eksplorasi hidrokarbon pada reservoir batuan dasar yang berumur pra-Tersier kini  memegang peranan penting untuk menunjang produksi minyak dan gas dari blok Ogan Komering ketika cadangan yang ada semakin menipis.
Gambar  1.  Daerah  penelitian  di  Blok  Ogan  Komering menunjukkan  tiga  tinggian  utama  prospek  reservoir Batuan dasar (Pertamina Hulu Energi, 2021).
Penemuan  hidrokarbon  pada  formasi  batuan  dasar memberikan penekanan baru pada upaya eksplorasi di  wilayah  ini,  memperkuat  potensi  untuk menemukan cadangan hidrokarbon yang lebih baru. Oleh karena itu, pemahaman yang lebih mendalam mengenai  sifat  litologi,  struktur  geologi,  serta kualitas rekahan alami dalam formasi batuan dasar
di Blok OK menjadi kunci dalam mengoptimalkan upaya eksplorasi dan produksi di masa mendatang. Upaya  ini  diharapkan  dapat  menghasilkan penemuan-penemuan berharga yang akan berkontribusi terhadap ketersediaan energi di daerah ini.
Litologi  batuan  dasar  di  Blok  Ogan  Komering umumnya tersusun atas batuan metamorf dan batuan beku. Data pemboran menunjukkan bahwa litologi batuan  dasar  pada  setiap  sumur  beragam  dan menunjukkan  variasi  antara  batuan  beku  dan metamorf dengan kontak struktur yang diinterpretasikan  di  antara  kedua  jenis  batuan tersebut.  Berdasarkan  interpretasi  data  rekahan alami dari data sumur dan seismik dalam studi ini, lapangan  dan  prospek  di  Blok  OK  dikontrol  oleh dua  orientasi  sesar  yang  berarah  Barat  Laut- Tenggara dan Utara-Selatan. Resolusi yang terbatas pada  data  amplitudo  seismik  dalam  studi  ini menyebabkan  jenis  batuan  dasar  tidak  dapat dibedakan.
Untuk mengungkap litologi dan umur batuan dasar secara  detail,  dilakukan  analisis  petrografi  dan pentarikhan  umur  batuan  terhadap  sampel  batuan dasar  dari  sumur-sumur  yang  menembus  batuan dasar di Blok OK. Evaluasi data Seismik 3D, Log Lumpur,  Log  Tali  Kawat  dan  Log  gambar diintegrasikan  dalam  studi  ini  untuk  membangun hasil  dan  pemahaman  yang  komprehensif  dalam memahami  karakteristik  reservoir  rekahan  alami batuan dasar di daerah penelitian.

## 2. GEOLOGI

## 2.1. TATANAN TEKTONIK REGIONAL
Pulau  Sumatra  merupakan  bagian  tenggara  dari Paparan  Sunda  yang  terbentuk  akibat  setidaknya dua  episode  konvergensi  ( subduction – collision ) dari  beberapa  keping  benua  pada  Mesozoikum hingga  awal  Kenozoikum  (Pulunggono  dan Cameron, 1984). Keberadaan sesar geser pada umur Trias  Tengah-Akhir  di  Sumatra  menyebabkan terjadinya  ekstensi  berarah  Barat  Laut-Tenggara pada  sebagian  pulau  Sumatra,  yang  menghasilkan tinggian  dan  terban  dengan  pola  struktur  relatif berarah Utara-Selatan (Barber dkk., 2005).
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
Subduksi  antara  Meso-Tethys beserta  Woyla  Arc ( Intra Oceanic Arc bagian  dari Meso-Tethys )  dan West  Sumatra  terus  terjadi  dari  umur  Jura  hingga Akhir  Kapur.  Subduksi  ke  arah  barat  terjadi  pada Jura  Akhir  yang  di  inisiasi  di  sepanjang  sesar transform  Utara-Selatan  dalam  Meso-Tethys  yang membentuk  busur  pulau  tengah  samudra mid- cceanic) pada kerak samudra. Sejak Eosen (50 Jtyl), seiring dengan tabrakan keping Benua India dengan Benua  Asia  (Daly  dkk.,  1987),  arah  subduksi Lempeng  Samudra  Hindia  terhadap  Lempeng Benua  Asia  menjadi  berarah  di  sepanjang  Palung Sunda  yang  terletak  di  lepas  pantai  barat  Pulau Sumatra (Hamilton, 1976), menghasilkan terbentuknya forearc , back arc , dan intra arc basin . Bagian  cekungan  depan  busur  dan  cekungan belakang busur Sumatra dipisahkan oleh Pegunungan  Bukit  Barisan  yang  merupakan  busur vulkanik  aktif  dan  tidak  aktif  (Barber  dkk.,  2005) serta Sistem Sesar Sumatra.
Interaksi tektonik antara dua lempeng benua, yaitu Lempeng  Mikro  Mergui  dan  Malaka  telah menghasilkan  kompleks  batuan  yang  terdiri  dari kumpulan  4  (empat)  jenis  batuan  yang  berbeda yakni  Lempeng  Mikro  Mergui  dan  Malaka,  Jalur Akresi  Woyla  dan  Jalur  Mutus  (Pulunggono  dan Cameron,  1984)  (Gambar  2).  Lempeng  Mikro Mergui,  Malaka,  serta  Jalur  Akresi  Woyla  terdiri dari  campuran  batuan  metasedimen  berumur  Jura dan Kapur, batuan vulkanik dan ofiolit. Lempeng- lempeng mikro yang bersentuhan tersebut, dibatasi oleh  jalur  yang  dikenal  sebagai  Jalur  Mutus  yang mencampurkan berbagai jenis dan umur batuan.
Gambar 2. Mandala Tektonik Sumatra (Pulunggono dan Cameron, 1984)

## 2.2. GEOLOGI DAERAH PENELITIAN
Di  dalam  Sub-cekungan  Palembang  Selatan terdapat  bentuk-bentuk  tinggian  dan  terban-terban tempat akumulasi batuan sedimen, yang dikendalikan  oleh  struktur-struktur  yang  terbentuk dan berkembang sejak pra-Tersier (Gambar 3) dan terrane tektonik yang berbeda beda (Rudyawan dkk., 2021).
Jejak  struktur  yang  berarah  Barat  Laut-Tenggara mencerminkan  pola  dari  batuan  dasar  yang merupakan  bagian  dari  kerak  Daratan  Sunda, dengan  umur  berkisar  dari  Permo-Karbon  hingga Kapur.  Struktur  dari  batuan  dasar  dibentuk  oleh sejumlah  sesar  yang  berarah  Utara-Selatan  dan Barat  Laut-Tenggara,  yang  kemudian  membentuk kelompok-kelompok  deposenter  terpisah  dalam berbagai  sub-cekungan  berumur  Paleogen  yang dipisah-pisahkan oleh tinggian batuan dasar.
Gambar 3. Peta konfigurasi Batuan dasar Regional Cekungan Sumatra Selatan (Pertamina, 2018).
Batuan dasar di Blok OK tersusun atas batuan beku granitik, basaltik, batuan metamorf kuarsit, serpih, sabak, filit dan marmer.  Formasi batuan dasar pra- Tersier  ini  ditutupi  oleh  batuan  volkanik  dan sedimen  Kenozoikum  yang  terendapkan  pada
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
deposenter atau sub-Cekungan.

## 3. DATA DAN METODOLOGI
Data  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini menggunakan  data  di  lokasi  Tinggian  Bandar Agung dan Meraksa, yang meliputi data log lumpur, log  tali  kawat  (termasuk  data  log  gambar),  serbuk bor, Side Wall Core (SWC) , analisis petrografi, dan hasil  pentarikhan  umur  absolut  dengan  metode penanggalan  umur  K-Ar.  Tidak  semua  sumur memiliki  data  log  gambar  yang  lengkap.  Log lumpur  dan  data  pemboran  digunakan  secara intensif  untuk  mendukung  keterbatasan  data tersebut.
Analisis
petrografi bertujuan untuk mengidentifikasi litologi secara mikroskopis, detail mineralogi,  porositas  visual,  sementasi,  tekstur, struktur,  provenan,  dan  diagenesis  sampel  yang tersedia  untuk  membantu  penentuan  potensi reservoir.
Analisis umur absolut dilakukan dengan menggunakan  isotop  K-Ar  untuk  batuan  beku  dan batuan metamorf. Conto batuan dipilih dari sumur- sumur yang menembus interval batuan dasar.
Rekahan  dalam  lubang  bor  dikarakterisasikan menggunakan  data  log  gambar.  Log  gambar  pada dasarnya  membaca  kontras  resistivitas  lumpur pengeboran  yang  masuk  ke  dalam  formasi  yang bersifat  porous.  Pada  formasi  batuan  yang  tidak memiliki  porositas,  maka  nilai  resistivitas  tidak membaca resistivitas lumpur pengeboran. Berdasarkan interpretasi log gambar, Veltman dkk. (2012)  membagi  rekahan  alami  pada  lubang  bor menjadi  rekahan  konduktif,  rekahan  konduktif sebagian dan rekahan resistif yang didasarkan pada perbedaan  nilai  resistivitas  yang  ditampilkan dengan perbedaan warna pada log gambar. Rekahan konduktif memiliki ciri bentuk sinusoidal, berwarna gelap,  dan  memiliki  nilai  resistivitas  yang  rendah karena  terisi  oleh  lumpur  atau  mineral  konduktif. Rekahan  terbuka  sebagian  atau  rekahan  parsial memiliki kontras warna resistivitas sedang – tinggi dan berbentuk sinusoidal sebagian. Rekahan resistif merupakan rekahan yang terisi oleh mineral resistif
seperti  kalsit  dan  kuarsa  (Gambar  4).  Sedangkan rekahan yang tidak alami yang terjadi karena proses pengeboran  sumur,  seperti Borehole Breakout dan Drilling Induced Fracture dipisahkan  dalam analisis  rekahan  alami. Borehole breakout dan drilling induced fracture dapat diidentifikasi dalam log  gambar  sebagai  rekahan  konduktif  non- sinusoidal relatif vertikal dan berpasangan.
Karakterisasi  rekahan  yang  dilakukan  dalam penelitian ini mencakup orientasi rekahan alami dan intensitas rekahan di sepanjang interval sumur yang menembus Formasi Batuan Dasar.
Gambar 4. Interpretasi rekahan alami dari data log gambar (Veltman dkk, 2012)

## 4. HASIL

## 4.1.  ANALISIS  PETROGRAFI  DAN  UMUR BATUAN
Berdasarkan  data  litologi  sumur-sumur  yang menembus Formasi Batuan Dasar, ditunjang dengan hasil  analisa  petrografi,  batuan  dasar  di  Blok  OK disusun oleh litologi sebagai berikut:
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
(a) Batuan beku granitik (granodiorit, diorit kuarsa) dan  basaltik  (basalt,  andesit)  umumnya  hadir pada  lapisan  atas  batuan  dasar  dengan  sebaran vertikal  dan  horizontal  yang  terbatas,  tidak memperlihatkan  struktur  batolit  maupun  dike secara jelas. Batuan-batuan beku ini umumnya terlihat  mengalami  ubahan  atau  alterasi  dalam tingkat menengah hingga tinggi. Mineral primer mengalami  ubahan  menjadi  mineral  sekunder akibat aktivitas ubahan hidrotermal. Granodiorit, diorit  dan  basalt  merupakan  batuan  beku  yang paling  umum  mengalami  ubahan.  Mineral ubahan hadir sebagai epidot, serisit, klorit, tanah liat,  kuarsa  sekunder,  dan  sejumlah  kecil karbonat.  Porositas  batuan  sebagian  besar teramati sebagai bagian dari disolusi, porositas rekahan,  dan  porositas  intragranular  dengan intensitas  rendah  (Gambar  5  dan  6).  Temuan hidrokarbon pada batuan ini terbukti pada sumur ASD-1  dan  BDA-1,  yang  memiliki  porositas rekahan  yang  cukup  baik  (3-5%)  dan  mampu mengalirkan  hidrokarbon  dengan  produktivitas yang  baik.  Pengukuran  umur  batuan  dengan metode K-Ar menghasilkan kisaran umur 63,6- 81,7 juta tahun yang lalu (Kapur Awal) (Tabel 1).
(b) Batuan metamorfik (Kuarsit, Sabak, Filit, Sekis dan Marmer) umumnya hadir di bagian bawah dari  formasi  batuan  dasar,  dengan  sebaran vertikal dan horizontal yang lebih seragam. Filit terfragmentasi dengan ukuran butir 0,50 – 3,80 mm, berwarna coklat, berbutir lempung sampai sedang,  berfoliasi  lemah  sampai  sedang, memiliki  porositas  buruk  sampai  sedang, bertekstur  lepidoblastik-granoblastik,  sebagian terlapukan,  komponen  utama  terdiri  dari muskovit,  lempung,  kuarsa,  dan  material organik.  Porositas  menunjukkan  tipe  disolusi dan  pada  beberapa  butir  mengikuti  foliasi (Gambar  6  dan  7).  Karakter  reservoir  pada litologi  ini  memiliki  kualitas  yang  buruk, porositas  rekahan  tidak  berkembang  dengan baik pada litologi ini (< 2%). Umur K-Ar untuk batuan  ini berkisar  antara  79,9-131 Jtyl  (kapur Awal  sampai  Akhir)  (Tabel  1).  Indikasi hidrokarbon yang terbukti hanya dihasilkan dari
sumur ASD-2 dengan produktivitas yang buruk.
Gambar  5.  Petrografi  sumur  BDA-1  pada  kedalaman 1886  m  dan  1872  m  yang  menunjukkan  batuan  beku granodiorit yang teralterasi.
Gambar  6.  Petrografi  sumur  JTB-1  pada  kedalaman 1428-1430  m  yang  menunjukkan  batuan  beku  Basalt (kiri) dan kedalaman 1410 m yang menunjukkan batuan kuarsit (kanan).
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
Gambar 7 Petrografi sumur NRM-1 yang menunjukkan batuan metamorf. Kedalaman 1550 m batusabak, 1594 m filit, dan 1630 m sekis.
Tabel  1  Hasil  pentarikhan  umur  batuan  dasar  dengan metode K-Ar menghasilkan kisaran umur 81,3-131 juta tahun yang lalu (Kapur Bawah/Awal)-Atas /Akhir).

## 4.2.  ANALISIS  STRUKTUR  GEOLOGI  DAN KARAKTERISASI REKAHAN ALAMI
Karakterisasi  rekahan  alami  di  batuan  dasar dilakukan dengan mengintegrasikan interpetasi log tali  kawat,  log  lumpur,  data  pengeboran  dan  log gambar.  Tidak  semua  sumur  dalam  penelitian  ini memiliki data log gambar. Untuk sumur yang tidak memiliki log gambar, data pengeboran seperti ROP ( Rate of Penetration ), aktivitas bit change , gas peak , gas chromatograph (GC) , dan data Logging While Drilling (LWD) telah dianalisis secara intensif untuk menentukan zona rekahan reservoir. Zona rekahan diidentifikasi  dengan  peningkatan  ROP  gas  dan pengeboran  serta  penurunan  pembacaan  densitas dan  resistivitas.  Contoh  log  dari  sumur  BDA-1 menunjukkan korelasi yang baik antara parameter- parameter ini (Gambar 8).
Gambar 8. Litologi batuan dasar dan identifikasi rekahan alami di sumur BDA-1, sumur tanpa data log gambar.
Pada sumur BDA-1, rekahan berkembang di bagian granodiorit dan basalt yang telah mengalami ubahan. Bagian  filit  di  bagian  bawah  menunjukkan penurunan  intensitas  rekahan.  Pada  sumur  JTB-1 (Gambar 9), rekahan berkembang baik pada litologi kuarsit,  dan  intensitas  melemah  ke  bagian  bawah pada litologi basalt.
Batuan  metamorf  sebagai  batuan  dasar  umumnya memiliki  perkembangan  rekahan  yang  rendah seperti  yang  terlihat  pada  sumur  BDA-1  (bagian bawah), dan NRM-1 (Gambar 10 dan 11). Data di sumur  NRM-1  dengan  jelas  menunjukkan  bahwa porositas,  apertur,  dan  densitas  rekahan  tidak berkembang  dengan  baik  pada  interval  batuan metamorf.  Interval  basement  di  NRM-1  dominan terdiri  dari  sabak  dan  filit  dengan  tingkat  alterasi yang rendah.
No. Nama
Sumur Jenis Sampel Interval Kedalaman (m) Deskripsi Batuan Error 2α 1 ASD‐2T Serbuk bor 2230‐2232 Sekis 106 Kapur Bawah 2.5 2 ASDJ‐21 Serbuk bor 1663‐1665 Kuarsit 81.3 Kapur Atas 2.5 3 ASDJ‐5 Serbuk bor 1616‐1618 Serpih, Filit 90.3 Kapur Atas 2 4 ASDJ‐79 Serbuk bor 1628‐1630 Sekis, Kuarsit 79.9 Kapur Atas 1.9 5 BDA‐1 Serbuk bor 2006‐2007 Granodiorit (Terubah) 81.7 Kapur Atas 2.2 6 BDA‐1 Serbuk bor 1914‐1915 Granodiorit (Terubah) 83.2 Kapur Atas 1.8 7 NRM‐1 Serbuk bor 1516‐1518 Serpih, Filit 111 Kapur Bawah 3 8 NRM‐1 Serbuk bor 1592‐1594 Serpih, Filit 131 Kapur Bawah 3 Umur Batuan (Juta Tahun yang lalu)
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
Gambar 9. Litologi batuan dasar dan identifikasi rekahan alami di sumur JTB-1, sumur dengan data log gambar.
Gambar  10.  Densitas  rekahan  (P10),  porositas  rekahan (P33)  dan  Apertur  Rekahan  di  interval  batuan  dasar dengan  litologi  batuan  metamorf  sumur  NRM-1  yang menunjukkan perkembangan rekahan yang kurang baik.
Gambar  11  Orientasi  rekahan  konduktif,  konduktif sebagian dan resistif di sumur dengan data Log gambar.
Berdasarkan  orientasi  data  citra  log,  rekahan konduktif pada interval basement mulai dari N 355 o E (JTB-1), N 312 o E (NRM-1), dan N 42 o E (BDA- 2) (Gambar 12). Drilling breakout dan data Drilling Induce Tensile Fracture (DITF) menunjukkan arah stress horizontal maksimum (SHmax) adalah Timur Laut-Barat  Daya  (Gambar  13).  Arah  pola  struktur yang sejajar dengan arah stress maksimum (SHmax) akan  sangat  potensial  untuk  berkembangnya rekahan  konduktif  yang  dapat  bersifat  permeabel pada  reservoir  batuan  dasar.  Hal  ini  dibuktikan dengan adanya hidrokarbon pada sumur BDA-1 dan ASD-1 yang terletak pada pola struktur Barat Laut- Tenggara.
Analisis  rekahan  kritis  dilakukan  di  sumur  JTB-1. Rekahan  kritis  merupakan  rekahan  yang  bersifat aktif  dan  akan  mengalami  pergeseran  akibat  dari tegasan yang bekerja pada saat ini. Rekahan kritis merupakan rekahan alami yang memiliki nilai shear stress dan normal stress melebihi  nilai  dari shear friction strength line .  Analisis  rekahan  kritis dilakukan  dengan  mengintegrasikan  vektor  dari tegasan in situ ,  besarnya shear stress dan normal stress terhadap shear friction strength .
Identifikasi  rekahan  kritis  merupakan  hal  yang penting untuk mengetahui rekahan alami yang dapat
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
mengalirkan  fluida  pada  masa  kini.  Orientasi rekahan  kritis  berasosiasi  dengan  zona  produksi reservoir  dan  berkaitan  dengan  keberadaan  zona permeabilitas pada reservoir rekahan.
Rekahan-rekahan  di  batuan  dasar  sumur  JTB-1 sebagian  telah  berada  pada  kondisi  kritis  dengan arah  orientasi  rekahan  N  14 o E  dan  kemiringan rekahan  dominan  60-80 o .  Kondisi  inilah  yang menjelaskan properti rekahan yang sangat baik pada sumur ini.
Gambar  12.  Orientasi  tegasan  utama  (SHmax) berdasarkan  data Borehole Breakout dan Drilling Induced Tensile Fracture di sumur JTB-1 dan NRM-1.
Gambar 13. Analisis rekahan kritis di sumur JTB-1 yang menunjukkan beberapa rekahan berada dalam kondisi kritis. Arah rekahan kritis berada pada arah azimut N 14 o E dan kemiringan rekahan dominan 60-80 o .

## 5. DISKUSI
Hasil  interpretasi  data  seismik  menunjukkan  dua pola  struktur  tinggian  yang  dominan  pada  formasi batuan  dasar  pra-Tersier  di  Blok  OK,  yaitu  pola orientasi  tinggian  berarah  Timur  Laut-Barat  Daya dan  Barat  Laut-Tenggara.  Akumulasi  hidrokarbon pada batuan dasar terbukti pada pola struktur Timur Laut-Barat Daya seperti teramati pada Tinggian Air Serdang  dan  Tinggian  Bandar  Agung  (Gambar  14 dan  15).  Orientasi  ini  umumnya  sejajar  dengan terban dan deposenter terdekat. Plot struktur lipatan
dan sesar dalam diagram roset dari peta kedalaman Batuan Dasar menunjukkan orientasi struktur sesar dominan  Barat  Laut-Tenggara  dan  Utara  Selatan (Gambar  14).  Pola  struktur  relatif  Utara-Selatan diinterpretasikan merupakan struktur pra-Tersier di batuan  dasar  yang  teraktivasi  pada  umur  Miosen- Resen. Pola Timur Laut-Barat Daya merupakan pola struktur  muda  yang  berhubungan  dengan  sesar mendatar menganan Sumatra yang aktif pada umur Miosen Akhir-Resen.
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1
Rekahan alami di interval batuan dasar berkembang dengan baik  pada  litologi  granodiorit,  basalt  dan  kuarsit seperti  yang  ditunjukkan  pada  sumur  BDA-1  dan JTB-1 yang divalidasi oleh data log gambar.Batuan beku pada interval dengan intensitas rekahan yang baik umumnya telah mengalami alterasi atau ubahan. Kehadiran  alterasi  hidrotermal  pada  batuan  dasar membuktikan  bahwa  zona  permeabilitas  tinggi pernah terjadi sebelumnya.
Gambar  14.  Peta  Struktur  Kedalaman  Batuan  Dasar  di daerah Blok OK bagian barat (Tinggian Bandar Agung dan Meraksa)
Gambar  15.  Peta  Struktur  Kedalaman  Batuan  Dasar  di daerah  Blok  OK  bagian  Timur  Laut  (Lapangan  Air Serdang).
Batuan beku yang menjadi batuan dasar di Blok OK pada  umumnya  memiliki  properti  rekahan  alami yang  lebih  baik  dibandingkan  dengan  batuan metamorf.  Komposisi  mineral  dengan brittleness tinggi  seperti  kuarsa  akan  memengaruhi  kekuatan
batuan sehingga mengontrol densitas dan intensitas rekahan  alami  yang  terbentuk  pada  batuan  dasar. Batuan metamorf memiliki kecenderungan perkembangan  pembentukan  rekahan  alami  yang kurang  baik.  Keberadaan  struktur  primer  seperti foliasi kemungkinan besar mengontrol perkembangan  struktur  sekunder  pada  batuan metamorf.
Litologi batuan dasar yang kompleks dengan umur yang berbeda dan orientasi rekahan yang khas untuk setiap  jenis  batuan  memberikan  indikasi  adanya blok batuan dasar yang berbeda di daerah penelitian. Orientasi  rekahan  yang  berbeda  mencerminkan rekahan yang merupakan warisan ( inheritance ) dari blok batuan dasar asal.
Hubungan  antara  litologi,  orientasi  rekahan,  dan sifat-sifat  akan  membantu  dalam  karakterisasi rekahan  untuk  memperkirakan  rekahan  kritis  dan zona permeabel pada reservoir dasar rekahan alami.

## 6. KESIMPULAN
Batuan basement pra-Tersier di Blok OK terdiri dari berbagai litologi dari batuan beku hingga metamorf, yang  sebagian  batuannya  terbentuk  rekahan  alami dan mengandung hidrokarbon yang dapat mengalir. Hasil  pentarikhan  umur  K-Ar  untuk  interval basement di Blok OK memiliki umur Kapur Bawah sampai Kapur Atas/Akhir, yang dipastikan sebagai umur  batuan  dasar  geologi  di  Cekungan  Sumatera Selatan.  Zona  rekahan  berkembang  dengan  baik pada litologi granodiorit, basalt dan kuarsit. Batuan metamorf  di  Blok  OK  memiliki  potensi perkembangan rekahan yang sangat rendah. Alterasi hidrotermal  pada  batuan  beku  merupakan  faktor penting  yang  mempengaruhi  perkembangan rekahan  pada  reservoir  basement.  Secara  umum tubuh  batuan  yang  telah  mengalami  alterasi  telah memiliki rekahan-rekahan in situ yang dilewati oleh larutan  hidrotermal  sebelumnya.  Tegasan in situ utama  yang  berlaku  saat  ini  akan  menambah permeabilitas  dari  rekahan  alami  yang  telah terbentuk sebelumnya. Arah orientasi rekahan alami terhadap tegasan utama saat ini sangat berpengaruh terhadap  perkembangan  permeabilitas  rekahan  di reservoir batuan dasar
Bayu Sapta Fitriana 1,2,* , Benyamin Sapiie 1 ,
Alfend Rudyawan 1

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  terima  kasih  kepada manajemen  Pertamina  Hulu  Rokan  Zona-4  atas izinnya  untuk  menerbitkan  tulisan  ini  dan  terima kasih  khusus  kepada  tim  Laboratorium  Petrografi ITB  &  tim  UNPAD  atas  bantuan,  diskusi,  dan kontribusinya terhadap makalah ini.

## DAFTAR PUSTAKA
Aguilera,  Roberto,  1995,  Naturally  Fractured Reservoirs, Penn Well Pub., Oklahoma. Barber, A. J., Crow, M. J., dan Milsom, J. (2005):
Sumatra: Geology, resources and tectonic evolution , The Geological Society, London. Daly,  M.C.,  Hooper,  B.G.D.,  dan  Smith,  D.G.
(1987):  Tertiary  Plate  Tectonics  and  Basin Evolution  in  Indonesia, Proceedings
Indonesian Petroleum Association  16th Annual Convention , 399-427.
Ginger,  D.,  and  K.  Fielding,  2005,  The Petroleum System  and  Future  Potential  of  the  South Sumatera  Basin, Proceedings IPA 30th Annual Convention 67-89 Hamilton, W. (1976): Subduction in the Indonesian Region, Proceedings Indonesian Petroleum Association 5th Annual Convention , 2, 3-24. Nelson, R. A. (2001): Geologic analysis of naturally fractured  reservoirs  2nd  edition, Elsevier , 15-50.
Pertamina,  BPPKA,  1997,  Petroleum  Geology  of Indonesia Basins, Volume X–South Sumatra
Basins, Pertamina BPPKA: Jakarta . PT  Pertamina  (2018):  Studi  Internal  Regional Cekungan Sumatra Selatan, tidak dipublikasikan.
PT Pertamina Hulu Energi (2021): Laporan internal Sumur JTB-1 tidak dipublikasikan.
Pulunggono, A. & Cameron, N.R., 1984, Sumatran Microplates,  their  Characteristics  and  their Roll  in  the  Evolution  of  the  Central  and South  Sumatra  Basins, IPA 13th Annual Convention Proceedings .
Pulunggono, A., Haryo, S. Agus, and Kosuma, C. G., 1992, Pre-Tertiary and Tertiary fault systems as a framework of the South Sumatra Basin; a study of sar-maps: Proceedings Indonesian Petroleum Association Twenty-First Annual Convention, October 1992 , p. 339-360. Rudyawan, A., E Septama, I Gunawan, B Rama, Y Festian,  2021,  Sumatera  Basement  Rocks; Outcrop  Analogs  for  the  Porosity  and Permeability  for  Naturally  Fractured Reservoir, EAGE Asia Pacific Virtual Geoscience Week 2021 (4) , 1-4. Veltman, W. W., Velez, E., dan Lujan, V. (2012): A
Fresh look for natural fracture characterization  using  advance  borehole acoustics techniques, AAPG Annual
Convention and Exhibition .