## ANALISA MEKANISME PENDORONG RESERVOIR “AB” FORMASI CIBULAKAN BAWAH CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA
Bagus Adhitya 1* , Hari Wiki Utama 1
1 Teknik Geologi, Fakultas Sains dan Teknologi, Universitas Jambi, Jl. Lintas Sumatra Jl. Jambi - Muara Bulian No.Km. 15, Mendalo Darat, Kec. Jambi Luar Kota, Kabupaten Muaro Jambi, Jambi 36122, Indonesia *e-mail: bagusadhitya@unja.ac.id

## ABSTRAK
Mekanisme pendorong reservoir  berperan untuk memproduksikan minyak dari reservoir masuk ke lubang bor dan naik ke permukaan tanpa bantuan pompa.  Namun  energi  pendorong  ini  tidak  akan  bertahan  sampai  akhir  produksi,  karena  seiring  dengan  proses  produksi  fluida  reservoir  ke permukaan, akan terjadi pengurangan tekanan sehingga tenaga pendorong alami hanya akan bertahan pada saat tahap primary recovery atau pada saat well flowing pressure lebih besar dari static pressure. Mengetahui jenis mekanisme pendorong akan membantu dalam mengetahui berapa lama tahap primary recovery ini berlangsung dan juga akan membantu dalam proses simulasi reservoir agar model dinamis yang dibuat akan merepresentasikan reservoir yang sebenarnya. Untuk mengidentifikasi jenis mekanisme pendorong yang bekerja pada suatu reservoir dapat dilakukan dengan metode kualitatif dan metode kuantitatif. Pada metode kualitatif dengan menganalisa tren produksi minyak, air, gas, water cut, GOR, dan tekanan reservoir. Dari tren yang terbentuk akan diketahui bagaimana karakteristik reservoir berdasarkan mekanisme pendorong yang bekerja. Pada metode kuantitatif dilakukan analisa Drive Index untuk menentukan mekanisme pendorong yang bekerja pada suatu reservoir. Dari hasil analisa diketahui mekanisme pendorong yang bekerja pada reservoir AB adalah combination drive (depletion drive dan weak water drive). Reservoir AB berada pada Cekungan Jawa Barat Utara, Anggota Formasi Cibulakan Bawah. Berdasarkan ciri korelasi litologi dengan Cekungan Sumatera Selatan Anggota Formasi Cibulakan Bawah terdiri dari setara Formasi Talangakar dan Setara Formasi Baturaja, dan untuk reservoir AB ini termasuk ke dalam setara Formasi Talangakar. Formasi Talangakar ini adalah formasi yang sangat penting di Cekungan Jawa Barat Utara karena berperan sebagai source rock, reservoir rock, dan cap rock.
Kata Kunci : Mekanisme Pendorong; Formasi Talangakar; Cekungan Jawa Barat Utara

## ABSTRACT
[Title: Drive Mechanism Analysis Reservoir AB Cibulakan Bawah Formation North West Java Basin] The drive mechanism reservoir plays a role in producing oil from the reservoir into the borehole and rising to the surface without the aid of a pump. However, this driving energy will not last until the end of production, because along with the production process, there will be a reduction in pressure so that the natural driving force will only last during the primary recovery stage or when the Pwf is higher than Ps. By knowing the type of driving mechanism will help in knowing how long this primary recovery stage will occurred and it will help the dynamic model that is created will represent the real reservoir. Qualitative and quantitative methods can be used to identify the type of drive mechanism that act on a reservoir. Qualitative methods used by analyzing the production trends of oil, water, gas, water cut, GOR, and reservoir pressure. It will be known how the reservoir characteristics based on the driving mechanism from the trend formed. In quantitative method, Drive Index analysis is carried out to determine the drive mechanism that acts on a reservoir. From the results of qualitative and quantitative analysis, it is known that the driving mechanism that works on reservoir AB is combination drive (depletion drive and weak water drive). Reservoir AB is located in North West Java Basin, member of the Lower Cibulakan Formation, based on the characteristics of the lithological correlation with the South Sumatra Basin. Reservoir AB is included in the equivalent of the Talangakar Formation. The Talangakar Formation is very important formation in the North West Java Basin because it acts as source rock, reservoir rock, and cap rock.
Keywords: Drive Mechanism; Talangakar Formation; North West Java Basin

## PENDAHULUAN
Cekungan Jawa Barat Utara adalah salah satu cekungan produktif minyak di Indonesia yang berada di  Barat  Daya  Pulau  Jawa.  Secara  Fisiografis Cekungan Jawa Barat Utara terletak di antara Paparan Sunda  di  bagian  Utara,  jalur  perlipatan  Bogor  di bagian Selatan, daerah pengangkatan Karimunjawa di bagian  Timur,  dan  paparan  Pulau  Seribu  di  bagian Barat dengan luas area lebih kurang 40.000 Km 2 dan sekitar 62,5% luas area berada di daerah lepas pantai (Van Bemmelen,1949).
Setiap  reservoir  memiliki  karakter  yang berbeda-beda,  karakter  ini  akan  mempengaruhi perilaku  atau performance dari  suatu  reservoir  saat fluida  reservoir  diproduksikan  ke  permukaan. Karakter  dari  suatu  reservoir  dipengaruhi  oleh  sifat fisik  batuan,  sifat  fisik  fluida,  kondisi  reservoir (tekanan dan temperatur ) , geometri, kedalaman, dan jenis  perangkap  reservoir,  serta  yang  akan  dibahas pada studi ini adalah mekanisme pendorong dari suatu reservoir.
Mekanisme  pendorong  adalah  tenaga  alami yang  berasal  dari  formasi  reservoir,  yang  berguna untuk mendorong minyak selama proses produksi ke permukaan  (Rukmana  dkk.,  2011).  Mekanisme pendorong yang ada di reservoir berasal dari tekanan hidrostatik  fluida  yang  ada  di  pori-pori  batuan reservoir dan juga karena adanya tekanan yang berasal dari beban batuan yang ada di atas reservoir atau biasa dikenal  dengan  tekanan overburden .  Mekanisme pendorong  reservoir  sangat  berguna  untuk memproduksikan  hidrokarbon  pada  saat primary recovery ,  karena  akan  mengangkat  fluida  reservoir (minyak,  gas,  dan  air)  dari  bawah  permukaan  ke permukaan secara alami tanpa bantuan pompa. Jenis mekanisme  pendorong  yang  bekerja  di  suatu reservoir  sangat  mempengaruhi  faktor  perolehan produksi, di mana yang paling besar faktor perolehan atau recovery factor (RF) minyaknya adalah mekanisme pendorong air atau water drive. Mekanisme pendorong air mampu memperoleh RF mencapai 40% dari total OOIP ( Original  Oil  in  Place ).  Walaupun  tidak  ada reservoir  yang  memiliki  karakter  yang  sama  secara identik,  tenaga  pendorong  ini  dapat  dikelompok menjadi  5  jenis, depletion  drive,  gas  cap  drive,  water drive,  gravity  drainage  drive, dan combination  drive (Ahmed, 2001).
Selama  proses  produksi  ada  berbagai  macam metode recovery minyak yang dilakukan kepada sumur produksi (Khormali, 2015). Metode recovery minyak tersebut  bisa  berupa  pemasangan  pompa  produksi, injeksi air sebagai pressure maintenance , wa ter disposal , dan waterflooding, hal ini akan mempengaruhi kondisi tekanan dan produksi yang ada di reservoir, sehingga akan  mempengaruhi  dalam  menganalisa  tenaga
pendorong  yang  bekerja.  Dengan  mengetahui  jenis mekanisme pendorong yang dominan bekerja di suatu reservoir  maka  akan  memberikan  masukan  untuk metode produksi yang paling cocok digunakan pada secondary dan tertiary recovery ,  karena  mekanisme pendorong sangat  mempengaruhi besarnya cadangan minyak tersisa yang ada di reservoir.

## Geologi Regional
Tektonik .  Cekungan  Jawa  Barat  Utara terbentuk dari hasil subduksi antara Lempeng Indo- Australia yang menunjam di bawah Lempeng Sunda. Berdasarkan  arah  kelurusan  pola  Struktur  yang berkembang  di  Jawa  Barat  secara  regional  terbagi menjadi tiga pola; Pola Meratus yang berarah Barat Daya  –  Timur  Laut,  Pola  Sunda  berarah  Utara  – Selatan, dan Pola Jawa yang berarah Barat – Timur (Martodjojo, 1984).
Fase  tektonik  yang  terjadi  berupa  (Adhitya, 2017):
1. Fase  Tektonik  pertama Pre-Rift dan Syn-Rift (Kapur  Awal  –  Eosen  Awal).  Terjadinya metamorfisme  secara  regional  disebabkan  oleh subduksi  pada  Lempeng  Sunda  oleh  Lempeng Indo-Australia sehingga menyebabkan deformasi, pengangkatan,  erosi,  dan  magmatisme  pada bagian  Sub-Cekungan  Arjuna  pada  kurun Paleosen. Proses subduksi ini juga  menghasilkan sesar mendatar yang membentuk pull apart basin , pada fase pertama  ini terendapkan endapan danau ( lacustrine )  dan  vulkanik  yang  membentuk Formasi  Jatibarang  selama  proses Syn  Rift Depostitional .
2. Fase  Tektonik  Kedua Post-Rift (Neogen  Awal: Oligosen - Miosen). Pada fase kedua ini di Selatan Jawa  terbentuk  jalur  penunjaman  baru  sehingga menghasilkan endapan gunung api bawah laut.
3. Fase Tektonik Akhir Inversi (Pliosen-Pleistosen). Pada  fase  ketiga  ini  terjadi  proses  inversi pengaktifan  sesar-sesar  tua,  sehingga  terbentuk sesar naik pada bagian selatan cekungan Jawa Barat Utara,  disebabkan  tumbukan  antara  Barat  Laut Australia dengan Palung Sunda.
Stratigrafi . Urutan stratigrafi dari umur yang paling  tua  ke  paling  muda  meliputi;  batuan  dasar, Formasi  Jatibarang,  Anggota  Formasi  Cibulakan bawah (Setara Formasi Talangakar dan setara Formasi Baturaja), Anggota Formasi Cibulakan Atas, Formasi Parigi,  Formasi  Cisubuh,  dan  Alluvial.  Formasi Cibulakan  saat  adalah  Formasi  utama  yang  ada  di Cekungan  Jawa  Barat  Utara.  Formasi  ini  terbentuk karena  proses  transgresi  dan  regresi  muka  air  laut yang  terjadi  secara  simultan  di  zona  paralik  –  laut dangkal  pada basement  highs .    Sedangkan  pada
basement  deeps  Formasi  ini  terbentuk  pada  zona neritik luar – batial (Arpandi, 1975).
Petroleum System . Formasi Cibulakan Bawah (setara  Formasi  Talangakar  Bawah)  diperkirakan sebagai source  rock atau  batuan  induk  yang  telah terbukti  telah  mengalirkan  miyak  dan  gas.  Proses migrasi minyak dari batuan induk menuju reservoir- reservoir  yang  ada  di  Formasi  Cibulakan  dan  Parigi berasal dari sesar normal yang menembus dari batuan dasar sampai ke Formasi Parigi. Formasi yang berperan sebagai reservoir yang baik pada lapangan X adalah Formasi Cibulakan dan Formasi Parigi di mana secara  umum  terdiri  dari batugamping.  Formasi Cibulakan dan Formasi Parigi memiliki porositas yang baik  dengan  jenis  porositas  berupa  interkristalin sampai vuggy .
Reservoir  AB  berada  pada  Formasi  Cibulakan Bawah  (setara  Formasi  Talangakar  Bawah). Perangkap pada reservoir AB adalah kombinasi dari perangkap struktur dan perangkap stratigrafi. Hal ini dibuktikan  dengan  adanya  batugamping  Formasi Parigi dan perubahan fasies pada Formasi Cibulakan Atas. Formasi yang berperan sebagai batuan penutup atau cap rock adalah batuan serpih dan batulempung yang berasal dari Formasi Cisubuh.
Dasar Teori Mekanisme Pendorong

## Reservoir
Tenaga  pendorong  reservoir  yang  berguna untuk  mengangkat  fluida  reservoir  ke  permukaan berasal  dari  tekanan  formasi  yang  ada  di  reservoir. Proses pengangkatan ini terjadi secara alami pada saat primary  recovery dan  berlangsung  selama  Pwf ( well flowing  pressure )  lebih  besar  dari  Ps ( static  pressure ) (Rukmana dkk., 2012).
Tenaga  pendorong  alami  ini  berasal  dari tekanan pori atau tekanan hidrostatik, yaitu tekanan yang berasal dari fluida reservoir yang ada di pori-pori batuan.  Tenaga  pendorong  ini  meliputi gravity drainage drive tenaga pendorong yang berasal dari gaya gravitasi minyak dan gas terhadap air. Depletion drive tenaga pendorong yang berasal dari gas yang terlarut dalam minyak, sehingga saat terjadi proses produksi gas  akan  mengembang  dan  mendorong  minyak kepermukaan. Gas  cap  drive tenaga  pendorong  yang berasal pengembangan gas yang ada di top reservoir. Water  drive tenaga  pendorong  yang  berasal  dari  air yang  ada  di  aquifer. Combination  drive tenaga pendorong  yang  berasal  dari  gabungan  beberapa mekanisme pendorong.
Penentuan  mekanisme  pendorong  suatu reservoir  dapat  dilakukan  secara  kualitatif,  yaitu dengan  melihat  tren  penurunan  tekanan,  laju produksi  minyak, water  cut, dan  Gas  Oil  Ratio (GOR).  Selain  itu  mekanisme  pendorong  ini  dapat juga  ditentukan  secara  kuantitatif  dengan
menggunakan  metode Drive  Index .  Pengetahuan mengenai  parameter  PVT  diperlukan  untuk mengetahui  sifat  fisik  fluida  hidrokarbon  yang mengalir, karena sangat mempengaruhi hasil analisa pada perhitungan Drive Index (Gumrah, 2012) . Pada  Penentuan  mekanisme  pendorong dengan  menggunakan  metode Drive  Index menggunakan  persamaan  dibawah  ini  (Ahmed, 2001).
DDI + SDI + WDI + EDI = 1 , (1)
Di mana: DDI   = Depletion Drive Index SDI       = Segregation (Gas Cap) Drive Index WDI  = Water Drive Index EDI = Expansion (rock and liquid)
Untuk  menetukan  nilai  DDI,  SDI,  WDI menggunakan persamaan berikut:
DDI = ) (, - ., -/ ) ) 1 , - 2 3 1 4 3 5/ , 6 , (2)
SDI  =
7 8 9-/  96496/
96/ ) 1 , - 2 3 1 4 3 5/ , 6 , (3)
WDI = :
; : 1 , < ) 1 , - 2 3 1 4 3 5/ , 6 , (4)
Di mana:
N = Original Oil In Place , STB N p = Kumulatif Produksi, STB R p = Kumulatif  Produksi  GOR, scf/STB R si = Kelarutan Gas Initial , scf/STB m = Perbandingan  Volume  Gas  Cap terhadap Volume Oil , scf/bbl B t = Faktor  Volume  Formasi  Total , bbl/scf B ti = Faktor  Volume  Formasi  Total pada kondisi initial, bbl/scf B g = Faktor  Volume  Formasi  Gas , bbl/scf B gi = Faktor  Volume  Formasi  Gas pada kondisi initial, bbl/scf W e = Kumulati Water Influx, bbl W p = Kumulati Water Produksi , bbl B w = Faktor Volume Formasi Air, bbl
Kontribusi  mekanisme  pendorong  ekspansi batuan  dan  fluida  sangat  kecil  terhadap  proses produksi  minyak  dari  reservoir  ke  permukaan
sehingga  pengaruhnya  terhadap  proses  produksi minyak ke permukaan bisa diabaikan.

## METODE
Secara  umum  metode  yang  dilakukan  pada penelitian  ini  berupa  studi  pustaka,  perumusan masalah, pengumpulan dan pengolahan data, analisa, dan  pembuatan  laporan.  Dengan  perencanaan  yang baik  dan  sistematis  proses  penelitian  akan  selesai dengan maksimal dan hasil yang diharapkan juga akan tercapai dengan baik.
Studi pustaka dilakukan pada awal tahap awal untuk  menunjang  penelitian  mengenai  kondisi geologi  regional  dan  geologi  lapangan  berupa tektonik,  struktur,  dan  stratigrafi.  Perumusan masalah  bertujuan  untuk  memperjelas  arah  dan tujuan  penelitian  serta  batasan  atau  ruang  lingkup penelitian.  Data-data  yang  dikumpulkan  pada  studi ini berupa data PVT ( pressure, volume, dan temperature ), data  produksi,  dan data  tekanan.  Dan  untuk  proses pengolahan  data  dilakukan  secara  kualitatif  dan kuantitatif  menggunakan Microsoft  excel dengan menggunakan  metode Drive  Index  Analysis .  Proses analisa  dilakukan  secara  kualitatif  dan  kuatitatif bertujuan  untuk  mendapatkan  hasil  yang  akurat, dengan  cara  melakukan cross  check antara  kedua metode tersebut, harapannya antara analisa kualitatif dan kuantitatif memiliki hasil yang selaras.

## HASIL DAN PEMBAHASAN
Untuk menentukan jenis mekanisme pendorong  pada  reservoir  AB,  dilakukan  secara kualitatif  dan  kuantitatif.  Untuk  analisa  secara kualitatif  dilakukan  dengan plotting data  produksi, water cut , dan tekanan. Berdasarkan  produksi minyak dan  gas  terlihat  tren  dari  produksi  minyak  dan  gas hampir  mirip,  terlihat  saat  produksi  minyak meningkat produksi gas juga ikut naik, hal ini berarti ada  peran  gas  dalam  proses  produksi  minyak  ke permukaan. Sedangkan berdasarkan dari produksi air dan water  cut (perbandingan  produksi  air  terhadap produksi liquid) sejak tahun 1992 terjadi peningkatan produksi  air  yang  tinggi  namun  menurun  secara drastis pada tahun 2002. Dari tren water cut (wc) yang terbentuk,  pada  awal  produksi  mekanisme pendorong  yang  lebih  dominan  adalah  gas  yang terlarut  dalam  minyak,  kemudian  pada  tahun  1984 mekanisme  pendorong  air  mulai  dominan  hal  ini terlihat  dari  wc  yang  melebihi  50%  dan  puncaknya ada pada tahun 1996 dengan wc sebesar 94,8%. Dari  analisa  kualitatif  ini  diketahui  ada  dua mekanisme  pendorong  yang  berperan  penting  pada proses  produksi  pada  reservoir  AB,  yang  pertama depletion drive , karena initial pressure lebih besar dari
buble point pressure (Pi>Pb; Pi: 2508,47 psi, Pb: 1920 psi), sehingga gas yang ada di reservoir akan terlarut di dalam minyak. Yang kedua mekanisme pendorong yang  berperan  pada  proses  produksi  pada  reservoir AB adalah water drive, hal ini terlihat dengan stabilnya wc di atas 90% dari tahun 1995 sampai tahun 2001. Namun dengan recovery faktor (RF) yang kecil sebesar 15,2%,  dan  penurunan  tekanan  yang  besar  namun relatif  landai,    dapat  dijustifikasi  kalau  tenaga pendorong  reservoir  AB  adalah combination  drive antara depletion drive dan weak water drive.
Gambar 1. Tren produksi, water cut , dan Tren Tekanan Reservoir AB vs Waktu.
Secara  kuantitatif  analisa  dilakukan  dengan metode Drive Index . Analisa Drive Index diawali dengan analisa data tekanan, kemudian dari data tekanan yang telah  didatumkan  kemudian  ditambahkan trendline untuk  membuat  data  tekanan  pertahun.  Hal  ini dilakukan  karena  minimnya  data  tekanan  yang tersedia di reservoir AB (Gambar 2).
Gambar 2. Tren Tekanan Reservoir AB.
Dari data tekanan yang yang sudah di- generate pertahun,  kemudian  dimasukkan  data  kumulatif produksi  minyak,  air,  dan  gas  serta  data  PVT  (data fluida). Sehingga dapat ditentukan nilai GOR ( gas oil ratio ),  kelarutan  gas  (Rs),  kompresibilitas  minyak (Co),  faktor  volume  formasi  minyak  (Bo),  faktor volume formasi gas (Bg), dan faktor volume formasi total  (Bt).  Setelah  parameter  fluida  ditentukan langkah  terakhir  menentukan  nilai  DDI  ( Depletion Drive Index ), SDI ( Segregation Drive Index ), dan WDI
( Water Drive Index ) menggunakan persamaan (2), (3), dan (4). Tren DDI, SDI dan WDI dapat dilihat pada (Gambar 3).
Gambar 3. Tren DDI, SDI, dan WDI pada Analisa Drive Index .
Berdasarkan  tren  DDI,  SDI,  dan  WDI  yang terbentuk  (Gambar  3),  dapat  diketahui  ada  dua mekanisme pendorong yang berkerja pada reservoir AB, di mana yang paling dominan adalah WDI ( Water Drive  Index )  dan  DDI  ( Depletion  Drive  Index ),  hal  ini terbukti  dari  analisa  kualitatif  di  mana water  cut cenderung  tinggi  di  awal  dan  akhir  produksi  yang menunjukkan  ciri  tenaga  pendorong  air,  serta produksi gas yang besar di awal dan menurun secara drastis  pada  akhir  produksi  yang  merupakan  ciri tenaga pendorong gas terlarut dalam minyak.

## KESIMPULAN DAN SARAN
Dari analisa kualitatif dan kuantitatif diketahui mekanisme  pendorong  yang  bekerja  pada  reservoir AB  adalah  tenaga  pendorong  yang  berasal  dari  gas yang terlarut dalam gas atau depletion drive index dan tenaga  pendorong  yang  berasal  dari  air  yang  ada  di aquifer  atau water  drive  index .  Sehingga  dapat disimpulkan  mekanisme  pendorong  pada  reservoir AB  adalah combination  drive. Namun  dengan Orignal Oil  in  Place (OOIP) sebesar  2.410,1  MSTB,  dan kumulatif produksi 367,3 MSTB, maka RF reservoir AB adalah 15,2%, hal ini menunjukkan kalau tenaga pendorong air berupa weak water drive atau pendorong air  yang  lemah,  karena  tenaga  pendorong  air  yang baik bisa memproduksikan minyak mencapai RF lebih besar dari 40% dari total OOIP.
Berdasarkan  penelitian  yang  telah  dilakukan dapat diberikan saran bahwa lapangan ini masih sangat layak  dikembangkan  kemetode  produksi  tahap secondary  recovery berupa  injeksi  air,  karena mekanisme pendorong pada reservoir AB ini berupa weak  water  drive. Namun  tetap  perlu  dilakukan screening criteria untuk mengetahui metode EOR yang paling cocok untuk diterapkan.

## DAFTAR PUSTAKA
Adhitya, B. 2017. Penentuan Pola Injeksi Optimum Untuk  Proses  Waterflooding  Dengan Mengintegrasikan Model Statik Dan Model Dinamis  Lapangan  “Bm”  Cekungan  Jawa Barat  Utara.  Thesis.  Fakultas  Teknik Mineral. Universitas Pembangunan Nasional Veteran Yogyakarta. Arpandi,  D.,    Patmosukismo,  S.  1975.  The Cibulakan  Formation  as  One  of  the  Most
Prospective  Stratigraphic  Units  in  the North-West  Java  Basinal  Area.  Applied Subsurface  Geological  Mapping  (AAPG), 4(1), 181-210.
Ahmed, T. 2001. Reservoir Engineering Handbook (Second  ed.).  London:  Gulf  Professional Publishing.
Craft  and  Hawkins.  1990.  Applied  Petroleum Reservoir Engineering. USA: Prentice Hall Inc.
Gumrah,  F.,  Aliyev,  A.,  Guliyeva  C.,  Ozavci,  O.
2012. Determining reservoir characteristics and drive mechanisms for an oil reservoir. SOCAR Proceedings 2012(4):6-19.
Khormali,  A.,  Petrakov,  D.  G.,  and  Yilqei, Noorallah.  2015.  Simulation  of  Oil Reservoirs  Driving  Indices  and  Recovery Mechanisms.  Journal  of  Chemical  and Petroleum Engineering (JChPE), 49(1), 13- 20.
Martodjojo.  1984.  Evolusi  Cekungan  Bogor. Bandung: ITB. Tidak dipublikasikan. Rukmana,  D.,  Kristanto,  D.,  dan  Dedi,  V.  2012. Teknik  Reservoir  Teori  dan  Aplikasi. Yogyakarta: Yayasan Gerbang Timur.
Van  Bemmelen,  R.  W.  1949.  The  Geology  of Indonesia. Government Printing Office.