Pemetaan Bawah Permukaan dan Analisis Tektonostratigrafi, Blok Ariati, Cekungan Jawa Timur
Vydia Ridha Ariati 1*) , Fahrudin 1 , Ahmad Syauqi Hidayatillah 1 , Rizzasila Widiartha 2
1 Departemen Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro, Semarang
2 Pertamina Hulu Energi Nunukan Company

## Abstrak
Cekungan  Jawa  Timur  adalah  salah  satu  cekungan  minyak  dan  gas  bumi  di  Indonesia.  Analisis tektonostratigrafi  pada  cekungan  ini  dilakukan  untuk  mengetahui  kontrol  tektonik  terhadap pengendapan  yang  terjadi  melalui  pemetaan  bawah  permukaan.  Penelitian  ini  dilakukan  dengan menggunakan  metode  deskriptif  analitis  dengan  data  yang  digunakan  adalah  data  sumur,  data checkshot ,  data cutting ,  data core ,  dan  data  penampang  seismik  2D.  Pada  sumur  VRA-1  terbagi menjadi  4  formasi,  sedangkan  pada  sumur  VRA-2  terbagi  menjadi  2  formasi.  Sikuen  stratigrafi  dan lingkungan  pengendapan  diinterpretasi  dari  masing-masing  formasi.  Formasi  Kujung  dan  Formasi Tuban  Karbonat  terendapkan  di isolated  platform ,  Formasi  Tuban Shale terendapkan  di isolated platform ,  Formasi  Ngrayong  terendapkan  di shelf ,  dan  Formasi  Wonocolo  terendapkan  di deep marine . Pada daerah penelitian ditemukan sesar inversi dan sesar naik dengan arah relatif timur-barat mengikuti Pola Sakala. Struktur ini mempengaruhi pengendapan Blok Ariati, Cekungan Jawa Timur. Secara tektonostratigrafi, daerah penelitian terdiri dari tiga fase. Fase pertama adalah fase prerift yang menghasilkan  batuan  dasar.  Fase  kedua  adalah  fase synrift yang  menghasilkan  unit  batuan  karbonat (Formasi Kujung dan Formasi Tuban Karbonat). Sedangkan fase ketiga adalah fase postrift atau syn- inversion yang menghasilkan Formasi Tuban Shale , Formasi Ngrayong, dan Formasi Wonocolo.
Kata kunci: Analisis Tektonostratigrafi; Cekungan Jawa Timur; Pemetaan Bawah Pemukaan.

## Abstract
East  Java  Basin  is  one  of the  oil  and  gas  basins  in Indonesia.  The  tectonostratigraphy analysis  was conducted  to  determine  the  tectonic  control  of  sedimentation  through  the  subsurface  mapping.  The method is a descriptive-analytical method that consists of well data, checkshot, cutting, core, and 2D seismic cross-sectional data. The VRA-1 well is divided into 4 formations, while the VRA-2 well is 2 formations.  Sequence  stratigraphy  and  depositional  environment  were  interpreted  from  each formation.  The  Kujung  Formation  and  Tuban  Carbonate  Formation  were  deposited  on  the  isolated platforms,  Tuban  Shale  Formation  on  the  isolated  platform,  Ngrayong  Formation  in  the  shelf,  and Wonocolo  Formation  in  deep  marine.  There  is  an  inversion  fault  and  reverse  fault  with  a  relatively east-west  direction  following  the  Sakala  Pattern  found  in  this  area.  Those  structures  affected  the deposition of Ariati Block, East Java Basin. In conclusion, based on tectonostratigraphy, the research area  consists  of  three  phases.  The  first  phase  is  the  pre-rift  phase  that  produced  the  basement.  The second phase is the syn-rift phase that produced carbonate rock units. Whereas the third phase is the post-rift phase or syn-inversion that produced Tuban Shale, Ngrayong, and Wonocolo Formation.
Keywords : Tectonostratigraphy Analysis; East Java Basin; Subsurface Mapping.

## PENDAHULUAN
Cekungan  Jawa  Timur  adalah extensional inversion  basin dengan  karakteristik basement yang  berbeda. Basement cekungan  ini  adalah hasil  tumbukan  dari  zona  transisi  Sundaland dengan  mikrokontinen  Gondwana  pada Late Cretaceous (Fahrudin,  dkk.,  2018).  Cekungan Jawa  Timur  adalah  salah  satu  cekungan  minyak
dan  gas  bumi  di  Indonesia.  Cekungan  Jawa Timur merupakan salah satu dari cekungan awal di  Indonesia  yang  telah  dieksplorasi  sejak  akhir tahun  1800.  Cekungan  ini  telah  dieksplorasi selama  130  tahun,  telah  memproduksi  minyak dan  gas  selama  114  tahun,  dan  hingga  saat  ini, Cekungan  Jawa  Timur  masih  sangat  menarik untuk  dieksplorasi.  Cekungan  ini  merupakan
“titik  panas”  untuk  eksplorasi  hidrokarbon  di Indonesia (Satyana dan Purwaningsih, 2003).
Cekungan  Jawa  Timur  berlokasi  di  batas tenggara dari Sundaland. Cekungan Jawa Timur memiliki  sejarah  geodinamik  yang  aktif. Cekungan  ini  berubah  dari oceanic  basin yang berlokasi  di  sebelah  selatan  dari  zona  subduksi di  Kapur  Akhir,  hingga  saat  ini  cekungan  ini menjadi back-arc basin yang berada di utara dari busur  vulkanik.  Terdapat  tiga  konfigurasi struktural  utama  dari  utara  ke  selatan  yaitu: Northern  Platform , Central  Deep ,  dan Southern Uplift (Satyana  dan  Purwaningsih,  2003). Tektonik  regional  dari  Jawa  Timur  mendukung adanya  bukti  tumbukan  antara micro-plate dan Sundaland.  Tumbukan  ini  diperkirakan  dimulai dari  Kapur  Akhir  hingga  Eosen  Tengah.  Dua arah  struktur  mayor  yang  ditemukan  di  daerah Jawa Timur adalah: E-W Sakala Trend dan NE- SW  Meratus Trend .  Berdasarkan  stratigrafi  dan
umur tertua dari pengendapan satuan sedimentasi di cekungan, diketahui bahwa umur Sakala Trend sedikit  lebih  tua  dibanding Meratus Trend (Sribudiyani  dkk.,  2003). Basement dari  Cekungan  Jawa  Timur  terbagi menjadi beberapa horst dan graben yang berarah NE-SW. Basement yang terbagi ini mengakomodasi  pengendapan  dari  sedimen synrift dan postrift berumur  Paleogen  dan mengakomodasi  perkembangan  dari  karbonat (Satyana dan Purwaningsih, 2003).
Pengetahuan  yang  lebih  baik  mengenai karakteristik  cekungan  sangat  penting  sebelum melakukan  eksplorasi  (Sribudiyani  dkk.,  2003). Dalam mempelajari karakteristik suatu cekungan,  dapat  dilakukan  analisis  berupa analisis tektonostratigrafi. Analisis ini dilakukan untuk  mengetahui  pengaruh  tektonisme  suatu cekungan  terhadap  pengendapan  sedimen  yang mengisi cekungan tersebut.

## METODOLOGI
Metode yang diaplikasikan pada penelitian pada umumnya  merupakan  analisis  menggunakan data  sekunder.  Analisis  dilakukan  dengan mengoperasikan software Petrel  2009  yang dapat menampilkan log-log sumur dan penampang seismik.

## Analisis Kualitatif Data Sumur
Metode analisis ini dilakukan untuk mengetahui litologi  yang  menyusun  Blok  Ariati,  Cekungan Jawa Timur berdasarkan dua sumur, yaitu VRA-
1 dan VRA-2. Penentuan litologi penyusun pada penelitian  ini  berdasarkan  pada  karakteristik penyusun  litologi.Data  sumur  yang  dipakai dalam analisis ini adalah wireline log , mencakup log gamma ray (GR), log spontaneous potential (SP), log resistivitas, log densitas, log neutron, log  sonic ,  dan log  photoelectron ,  serta  data cutting dan core .

## Analisis Sikuen Stratigrafi
Data  yang  digunakan  antara  lain  data  wireline log, cutting, dan core .  Data  sumur  digunakan untuk  mengetahui  elektrofasies  dari  stratigrafi. Elektrofasies ini dilihat dari kecenderungan pola dari log  Gamma  Ray .  Data  interpretasi elektrofasies  kemudian  dilengkapi  dengan  data jenis  litologi  beserta  karakteristiknya  dari  data cutting dan  data core untuk  mendapatkan interpretasi lingkungan pengendapan.

## Analisis Seismik Stratigrafi
Seismik stratigrafi diperlukan  untuk mengetahui kondisi geologi di bawah permukaan berdasarkan  karakteristik  reflektor  seismik  pada penampang  seismik  2D.  Analisis  ini  diawali dengan well  seismic  tie untuk  menentukan kedalaman  formasi  pada  penampang  seismik. Selanjutnya  dilakukan picking struktur  geologi, serta  horizon  yang  diperoleh  dari  data  sumur. Masing-masing  horizon  kemudian  dibuat  peta struktur kedalaman dan peta isochore .

## Analisis Tektonostratigrafi
Pengaruh struktur geologi dalam proses pengendapan  sedimen  di  daerah  penelitian dilakukan  dengan  menganalisis  hasil  peta isochore masing-masing formasi batuan.

## HASIL

## Litologi Penyusun
Pada sumur VRA-1 ditemukan 4 formasi batuan (Gambar  1  (a)),  yaitu  Formasi  Tuban  Karbonat, Formasi  Tuban Shale ,  Formasi  Ngrayong,  dan Formasi Wonocolo.
Formasi pertama ditunjukkan pada kedalaman  2.584  m  MD. Wireline  log pada kedalaman ini menunjukkan karakteristik batugamping,  sesuai  dengan cutting dan core berupa  batugamping  masif.  Batugamping  ini terdiri  dari foraminiferal  packstones dan wackestones dengan mudstones , rudstones , serta algal boundstones . Formasi ini diinterpretasikan ekuivalen  dengan  Formasi  Tuban  Karbonat.
(a) (b)
Gambar 1. Identifikasi Formasi Sumur (a) VRA-1 (b) VRA-2.
Formasi  kedua  ditunjukkan  pada  kedalaman sekitar  2.488  m  MD  hingga  2.584  m  MD. Wireline  log pada  kedalaman  ini  menunjukkan adanya  batulempung  dengan  sisipan  lapisan batupasir  dan  batugamping.  Berdasarkan  data cutting dan  data core ,  interval  ini  tersusun  dari batulempung  yang  didasari  oleh  batugamping yang  masif.  Formasi  ini  diinterpretasikan merupakan  ekuivalen  dari  batas  atas  Formasi Tuban Shale .
Formasi  ketiga  ditunjukkan  pada  kedalaman sekitar  2.286  m  MD  hingga  2.488  m  MD. Wireline  log pada  kedalaman  ini  menunjukkan adanya perselingan litologi batulempung, batupasir,  dan  batugamping.  Data cutting dan data core dari  kedalaman  ini  menunjukkan batulempung  dengan  lapisan  tipis  batupasir, lapisan  tipis  batugamping,  serta  dolomit. Formasi ini diinterpretasikan merupakan ekuivalen dari batas atas Formasi Ngrayong.
Formasi keempat ditunjukkan pada kedalaman sekitar 2.210 m MD hingga 2.286 m MD. Wireline log pada kedalaman ini menunjukkan  adanya  litologi  batulempung.
Berdasarkan  data cutting dan  data core ,  pada kedalaman  ini  terdapat  litologi  batulempung dengan  sisipan  batugamping,  batulanau,  dan lapisan  tipis  batupasir  sangat  halus.  Formasi  ini diinterpretasikan  merupakan  ekuivalen  dari batas atas Formasi Wonocolo.
Pada  sumur  VRA-2  ditemukan  2  formasi (Gambar  1  (b)).  Formasi  tersebut  antara  lain Formasi  Kujung  dan  Formasi  Tuban Shale . Formasi pertama ditunjukkan pada kedalaman di bawah 658 m MD. Wireline log pada kedalaman ini  menunjukkan  karakteristik  batugamping. Berdasarkan data cutting dan data core, interval ini  tersusun  oleh  batugamping.  Batugamping pada  formasi  ini  terdiri  dari packstones, wackestones,  mudstones,  grainstones,  chalky carbonate ,  dan crystalline  carbonate .  Formasi ini diinterpretasikan ekuivalen dengan batas atas Formasi Kujung.
Formasi  kedua  berada  pada  kedalaman  di atas  658  m  MD.  Wireline  log  pada  kedalaman ini  menunjukkan  adanya  litologi  batulempung. Berdasarkan  data cutting dan  data core, pada kedalaman  ini  dijumpai  batulempung  dengan
lapisan tipis batugamping, dan lapisan batupasir lanauan yang jarang.
Formasi ini diinterpretasikan  merupakan  ekuivalen  dari Formasi Tuban Shale .

## Analisis Seismik Stratigrafi Data Penampang Seismik 2D
Di  penelitian,  terdapat  dua  formasi  yang memiliki  litologi  berupa  batuan  karbonat  yaitu Formasi  Kujung  dan  Formasi  Tuban  Karbonat.
Formasi  ini  memiliki  kedalaman  yang  jauh berbeda  pada  kenampakan  penampang  seismik 2D,  namun  saat  dilakukan flattening pada horizon  Tuban Shale dapat  dilihat  bahwa  kedua formasi  ini  berada  pada  kedalaman  yang  sama sehingga diinterpretasikan batugamping penyusun Formasi Kujung berkembang menerus hingga  umur  Formasi  Tuban  (Gambar  2).  Oleh karena  itu,  kedua  formasi  ini  disetarakan menjadi unit batuan karbonat.
Gambar 2. Unit Batuan Karbonat dengan flattening Formasi Tuban Shale pada Line-1.
Gambar 4. Konfigurasi Seismik Unit Batuan Karbonat Line-5
Gambar 5. Konfigurasi Seismik Formasi Tuban Shale Line-8
Unit  batuan  karbonat  memiliki  batas  bawah yang  ditentukan  oleh  seismik  stratigrafi  yaitu dengan adanya perbedaan konfigurasi penampang  seismik  2D  antara  unit  ini  dengan unit  dibawahnya.  Batas  atas  pada  unit  batuan karbonat ditentukan oleh data sumur dan seismik stratigrafi.  Berdasarkan  data  seismik  stratigrafi, unit batuan karbonat dibatasi oleh adanya onlap dari  unit  diatasnya.  Unit  batuan  karbonat memiliki  konfigurasi  internal  berupa parallel- subparallel dan chaotic serta  memiliki  bentuk eksternal  berupa mound yang  menunjukkan bentuk carbonate build up (Gambar 3 dan 4).
Formasi  Tuban Shale memiliki  batas  bawah yang  ditentukan  oleh  data  sumur  dan  seismik stratigrafi  yaitu  dibatasi  oleh  adanya onlap . Batas  atas  pada  unit  Formasi  Tuban  Shale ditentukan  oleh  data  sumur.  Formasi  Tuban Shale  memiliki  konfigurasi  internal  berupa parallel-subparallel dan sigmoid (Gambar 5 dan 6). Formasi Ngrayong memiliki batas bawah dan batas  atas  yang  ditentukan  oleh  data  sumur. Formasi Ngrayong memiliki konfigurasi internal berupa parallel-subparallel (Gambar 7).
Formasi  Wonocolo  memiliki  batas  bawah dan batas atas yang ditentukan oleh data sumur.
Formasi Wonocolo memiliki konfigurasi internal berupa parallel-subparallel (Gambar 8).

## Analisis  Sikuen  Stratigrafi  dan  Lingkungan Pengendapan
Pada data log sumur VRA-1 dapat ditemukan tujuh sistem tract yang dapat dilihat berdasarkan pola  elektrofasies  (Gambar  9  (a)).  Sistem tract pertama  dibatasi  oleh  adanya  batas transgresive surface 1  (TS1).  Litologi di  bawah  batas  sistem
tract ini adalah litologi batugamping masif yang terdiri  dari foraminiferal  packstones dan wackestones dengan mudstones , rudstones ,  dan algal  boundstones .  Sistem tract ini  memiliki pola  elektrofasies cylindrical dengan  fase keep up  carbonate dan  diinterpretasikan  terendapkan pada lingkungan pengendapan isolated platform . Pada  sistem  tract  ini  diinterpretasikan  termasuk ke dalam lowstand system tract (LST).
Gambar 6. Konfigurasi Seismik Formasi Tuban Shale Line-9
Gambar 8. Konfigurasi Seismik Formasi Wonocolo Line-8.
Sistem tract kedua dibatasi oleh adanya batas flooding  surface 1  (FS1).  Litologi  di  bawah batas sistem tract ini adalah litologi batulempung  dengan  sisipan  lapisan  batupasir dan batugamping. Sistem tract ini memiliki pola elektrofasies symmetrical dengan fasies reworked  offshore  bar dan  diinterpretasikan terendapkan  pada  lingkungan  pengendapan isolated  platform .  Pada  sistem tract ini diinterpretasikan termasuk ke dalam transgressive system tract (TST).
Sistem tract ketiga dibatasi oleh adanya batas sequence  boundary 1  (SB1). Litologi  di  bawah batas sistem tract ini adalah litologi batulempung  dengan  sisipan  lapisan  batupasir dan batugamping. Sistem tract ini memiliki pola elektrofasies funnel dengan fasies shoreface dan diinterpretasikan  terendapkan  pada  lingkungan pengendapan isolated  platform .  Pada  sistem tract ini  diinterpretasikan  termasuk  ke  dalam highstand system tract (HST).
Sistem tract keempat  dibatasi  oleh  adanya batas maximum  flooding  surface 1  (MFS1). Litologi  di  bawah  batas  sistem tract ini  adalah litologi batulempung yang tebal. Sistem tract ini memiliki  pola  elektrofasies cylindrical dengan fasies carbonate-shelf margin dan diinterpretasikan  terendapkan  pada  lingkungan pengendapan shelf .  Pada  sistem tract ini
diinterpretasikan termasuk ke dalam transgressive system tract (TST).
Sistem tract kelima  dibatasi  oleh  adanya batas sequence  boundary 2  (SB2).  Litologi  di bawah  batas  sistem tract ini  adalah  litologi batulempung  dengan  sedikit  lapisan  batupasir dan batugamping. Sistem tract ini memiliki dua pola  elektrofasies  yaitu serrated dengan  fasies storm-dominated  shelf dan funnel dengan  fasies change  from  clastic  to  carbonates .  Sistem tract ini diinterpretasikan terendapkan pada
lingkungan pengendapan shelf .
Dan diinterpretasikan  termasuk  ke  dalam highstand system tract (HST).
Sistem tract keenam  dibatasi  oleh  adanya batas transgresive  surface 2  (TS2). Litologi  di bawah  batas  sistem tract ini  adalah  litologi batugamping,  batupasir,  dan  batulempung. Sistem tract ini  memiliki  pola  elektrofasies cylindrical dengan fasies carbonate shelf margin dan diinterpretasikan terendapkan pada lingkungan pengendapan shelf . Pada sistem tract ini diinterpretasikan termasuk ke dalam lowstand system tract (LST).
Sistem tract ketujuh  dibatasi  oleh  adanya batas  batas transgresive  surface 2  (TS2). Litologi  di  atas  batas  sistem tract ini  adalah litologi  batulempung  dengan  sisipan  lapisan batupasir  dan  batugamping.  Sistem tract ini memiliki  pola  elektrofasies serrated dengan
(a) (b)
Gambar 9. Interpretasi Sikuen Stratigrafi (a) Sumur VRA-1 (b) Sumur VRA-2
fasies distal deep marine slope dan diinterpretasikan  terendapkan  pada  lingkungan pengendapan deep marine . Pada sistem tract ini diinterpretasikan termasuk ke dalam transgressive system tract (TST).
Pada data log sumur VRA-2 dapat ditemukan empat sistem tract yang dapat dilihat berdasarkan  pola  elektrofasies  (Gambar  9  (b)). Sistem tract pertama  dibatasi  oleh  adanya  batas transgresive  surface 1  (TS1).  Litologi di  bawah batas sistem tract ini adalah litologi batugamping masif yang terdiri dari packstones , wackestones , mudstones , grainstones , chalky carbonate ,  dan crystalline  carbonate .  Sistem tract ini  terdiri  dari  tiga  bagian  yang  memiliki pola  elektrofasies cylindrical , cylindrical, serta bell yang  diinterpretasikan  terendapkan  pada lingkungan pengendapan isolated platform . Pada sistem tract ini  diinterpretasikan  termasuk  ke dalam lowstand system tract (LST).
Sistem tract kedua dibatasi oleh adanya batas flooding  surface 1  (FS1).  Litologi  di  bawah batas sistem tract ini adalah litologi batulempung  dengan  sisipan  lapisan  batupasir dan batugamping. Sistem tract ini memiliki pola elektrofasies serrated dengan  fasies storm
dominated shelf dan diinterpretasikan terendapkan  pada  lingkungan  pengendapan isolated  platform .  Pada  sistem tract ini diinterpretasikan termasuk ke dalam transgressive system tract (TST).
Sistem tract ketiga dibatasi oleh adanya batas sequence  boundary 1  (SB1). Litologi  di  bawah batas sistem tract ini adalah litologi batulempung  dengan  sisipan  lapisan  batupasir dan batugamping. Sistem tract ini memiliki pola elektrofasies funnel dengan fasies shoreface dan diinterpretasikan  terendapkan  pada  lingkungan pengendapan isolated  platform .  Pada  sistem tract ini  diinterpretasikan  termasuk  ke  dalam highstand system tract (HST).
Sistem tract keempat  dibatasi  oleh  adanya batas sequence  boundary 1  (SB1).  Litologi  di atas  batas  sistem tract ini  adalah  litologi batulempung  yang  tebal.  Sistem tract ini memiliki  pola  elektrofasies cylindrical dengan fasies carbonate-shelf margin dan diinterpretasikan  terendapkan  pada  lingkungan pengendapan isolated  platform .  Pada  sistem tract ini  diinterpretasikan  termasuk  ke  dalam transgressive system tract (TST).

## PEMBAHASAN Struktur Geologi
Proses  tektonik  pada  Blok  Ariati,  Cekungan Jawa  Timur  telah  menghasilkan  deformasi batuan  yang  terlihat  sebagai  struktur  geologi. Berdasarkan  data  penampang  seismik  2D, ditemukan  struktur  geologi  berupa  sesar. Kenampakan  struktur  sesar  pada  seismik  ini ditunjukkan  oleh  ketidakmenerusan  lapisan, reflektor  seismik  secara  lateral  terputus  dan bergeser.
Pada daerah penelitian, sesar yang ditemukan adalah  sesar  yang  bergerak  searah  dengan
kemiringan bidang sesar atau sering disebut dip- slip  fault .  Sesar  yang  terdapat  pada  daerah penelitian  ini  diidentifikasikan  sebagai  sesar naik.  Terdapat  6  sesar  yang  ditemukan  pada daerah  penelitian  yaitu, Fault 1  (sesar  inversi), Fault 2, Fault 3, Fault 4, Fault 5,  dan Fault 6. Deformasi  yang  terjadi  akibat  sesar  ini melibatkan  batuan  dasar  dan  bukan  hanya lapisan  sedimen  diatasya. Oleh  karena  itu,  sesar pada daerah penelitian ini disebut bersifat thick- skinned . Struktur yang terdapat pada Blok Ariati ini  memiliki  arah  timur-barat  atau  mengikuti pola Sakala (Gambar 10).
Gambar 10. Peta Struktur Kedalaman Unit Batuan Karbonat
Gambar 11. Peta Isochore Unit Batuan Karbonat

## Tektonostratigrafi
Fase prerift terjadi  sebelum  adanya  fase ekstensional berupa rifting . Pada daerah penelitian  rifting  terjadi  pada  umur  Paleogen. Hal  ini  mengindikasikan  bahwa  fase prerift terjadi  sebelum  umur  Paleogen  tersebut  atau dapat  disebut  Pra-Paleogen.  Menurut  Bransden, dkk(1992),  fase prerift adalah  zona  akresi  yang disebabkan  oleh  kolisi  antara  Lempeng  Mikro Laut  Jawa  Timur  dengan    Lempeng  Eurasia bagian  tenggara  pada  Kapur  Akhir.  Litologi yang termasuk kedalam fase prerift pada daerah penelitian ini adalah batuan dasar atau basement berupa batuan metamorf. Litologi ini menunjukkan kenampakan chaotic pada penampang  seismik  2D.  Kenampakan chaotic disebabkan  oleh  densitas  yang  tinggi  sehingga susah terbaca oleh seismik.
Pada  fase synrift ,  analisis  geometri  endapan synrift adalah  hal  yang  dilakukan  untuk mengetahui tektonostratigrafi pada daerah penelitian.  Geometri  endapan synrift pada  Blok Ariati,  Cekungan  Jawa  Timur  dapat  dilihat melalui  data  peta isochore formasi  yang diinterpretasikan  terbentuk  saat  terjadinya  fase synrift yaitu  unit  batuan  karbonat  yang  terdiri dari  Formasi  Kujung  dan  Formasi  Tuban Karbonat (Gambar 11).
Pada  daerah  penelitian  terlihat  terdapat  sesar yang  mempengaruhi proses sedimentasi. Hal ini dilihat  dari  adanya  pola  penebalan  yang  terjadi
ke  arah  bidang  sesar  yaitu  pada  sesar Fault 1. Fault 1  memiliki  arah  timur-barat  yang  relatif sama  dengan  arah  dari  pola  struktur  Sakala. Sesar  ini  mempengaruhi  geometri  endapan synrift di  daerah  penelitian.  Berdasarkan  peta isochore terlihat  terdapat  perbedaan  ketebalan yang awalnya tipis di bagian utara, lalu menebal, dan  kemudian  berubah  menjadi  tipis  kembali  di selatan  peta.  Perbedaan  ketebalan  lapisan  pada fase synrift disebabkan  karena  sedimen  mengisi cekungan yang terbentuk akibat sesar yang terus bergerak.  Perbedaan  ketebalan  ini  dibatasi  oleh sesar  pembatas  ( border  fault )  yaitu Fault 1. Adanya  pola  penebalan  di  peta isochore unit batuan  karbonat  membuktikan  bahwa  unit tersebut benar termasuk dalam fase synrift.
Pada fase postrift atau syn-inversion , analisis geometri  endapan postrift atau syn-inversion adalah  hal  yang  dilakukan  untuk  mengetahui tektonostratigrafi pada daerah penelitian. Geometri  endapan postrift atau syn-inversion pada  Blok  Ariati,  Cekungan  Jawa  Timur  dapat dilihat  melalui  data  peta isochore formasi  yang diinterpretasikan  terbentuk  saat  terjadinya  fase postrift atau syn-inversion yaitu  Formasi  Tuban Shale , Formasi Ngrayong, dan Formasi Wonocolo (Gambar 12 dan 13).
Pada  daerah  penelitian  dapat  terlihat  bahwa berdasarkan  peta isochore tidak  terlihat  adanya perbedaan  ketebalan,  ditandai  dengan  warna kontur  yang  cenderung  sama  pada  peta.
Gambar 13. Peta Isochore Formasi Ngrayong dan Formasi Wonocolo
Gambar 14. Rekonstruksi Sejarah Geologi Daerah Penelitian
Adanya  sedikit  perbedaan  ketebalan  lapisan  di sekitar  area Fault 1  yang  ditunjukkan  dengan ditemukannya  area  yang  berbeda  warna  kontur pada  fase postrift atau syn-inversion disebabkan karena sedimen mengisi cekungan yang terbentuk  akibat  sesar  normal  pada  fase ekstensional sebelumnya. Berdasarkan atas tidak adanya pola penebalan yang signifikan pada peta isochore Formasi Tuban Shale, Formasi Ngrayong,  dan  Formasi  Wonocolo  maka  dapat membuktikan  bahwa  ketiga  unit  tersebut  benar
termasuk  ke  dalam  fase postrift atau syn- inversion .
Pada  fase postrift atau syn-inversion ini, diinterpretasikan terbentuk pula struktur geologi berupa  sesar  yaitu Fault 2, Fault 3, Fault 4, Fault 5,  dan Fault 6  sebagai  hasil  dari  fase kompresional  pada  daerah  penelitian.  Sesar  ini merupakan  sesar  naik  dengan  arah  timur-barat yang relatif sama dengan arah dari pola struktur Sakala. Namun, sesar ini tidak terlalu mempengaruhi  geometri  endapan postrift atau syn-inversion .  Hal  ini  diinterpretasikan  terjadi
karena  pergerakan  sesar  tidak  cepat  sehingga pengendapan  masih  dapat  berlangsung  dengan ketebalan yang relatif sama.
Rekonstruksi sejarah geologi dilakukan untuk mengetahui urutan kejadian geologi yang terjadi pada daerah penelitian (Gambar 14). Rekonstruksi  sejarah  geologi  Blok  Ariati, Cekungan  Jawa  Timur  dimulai  pada  Pra- Paleogen.
Sebelum
periode Paleogen, diinterpretasikan pada daerah penelitian terbentuk  basement  atau  batuan  dasar.  Pada periode  Paleogen,  sesar  mayor  berarah  timur- barat  aktif.  Sesar  pada  periode  ini  merupakan hasil  dari dip-slip  extentional  structural . Tektonik  pada  periode  Paleogen  menyebabkan terbentuknya morfologi half graben pada daerah penelitian.  Pada  Oligosen  Akhir  hingga  Miosen Awal  terbentuk  unit  batuan  karbonat  yaitu Formasi  Kujung  dan  Formasi  Tuban  Karbonat. Formasi  Kujung  dan  Formasi  Tuban  Karbonat terdiri dari litologi batugamping yang menunjukkan  kenampakan carbonate  build  up pada  penampang  seismik  2D.  Pada  Miosen Awal, mulai terjadi inversi pada Cekungan Jawa Timur. Tektonik inversi ini berhubungan dengan subduksi  yang  berubah  arah  dari  timurlaut- baratdaya  selama  Kapur  Akhir  hingga  Tersier Awal menjadi pola utara-selatan sampai saat ini (Satyana dan Purwaningsih, 2003). Pada Miosen Awal,  terjadi  transisi  dari  ekstensi  berubah menjadi  kontraksi  serta  terendapkan  Formasi Tuban  Shale.  Pada  Miosen  Tengah,  terbentuk Formasi  Ngrayong  dan  pada  Miosen  Akhir terbentuk Formasi Wonocolo. Rekonstruksi pada daerah  penelitian  diakhiri  dengan  adanya  faktor eksternal berupa erosi.

## KESIMPULAN
Berdasarkan  dari  hasil  analisis  didapatkan kesimpulan  bahwa  Blok  Ariati,  Cekungan  Jawa Timur  tersusun  dari  Formasi  Kujung  dan Formasi  Tuban  Karbonat  yang  terendapkan  di lingkungan  pengendapan isolated  platform , Formasi  Tuban Shale yang  terendapkan  di lingkungan  pengendapan isolated  platform ,
Formasi
Ngrayong hasil pengendapan
lingkungan shelf ,  dan  Formasi  Wonocolo terendapkan  di  lingkungan  pengendapan deep
marine . Struktur geologi yang berkembang pada Blok Ariati, Cekungan Jawa Timur adalah sesar inversi serta sesar naik dengan arah relatif timur- barat  dan  diinterpretasikan  mengikuti  pola Sakala. Secara tektonostratigrafi, daerah penelitian  terdiri  dari  tiga  fase.  Fase  pertama adalah fase prerift yang menghasilkan basement atau batuan dasar. Fase kedua adalah fase synrift yang menghasilkan endapan unit batuan karbonat  (Formasi  Kujung  dan  Formasi  Tuban Karbonat).  Sedangkan  fase  ketiga  adalah  fase postrift atau syn-inversion yang  menghasilkan endapan Formasi Tuban Shale , Formasi Ngrayong, dan Formasi Wonocolo.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  terimakasih  kepada  JOB Pertamina-Petrochina  East  Java  yang  telah memberikan  kesempatan  penulis  mengolah  data Tugas Akhir dan atas bantuan berupa bimbingan yang telah diberikan.

## DAFTAR PUSTAKA
Fahrudin,  Nugroho,  H.,  Winarno,  T.,  Hasibuan, Z.  H.,  Suprayetno,  J.,  Firmansyah,  R., Muhajir,  dan  Kadarusman,  A.,  2018.  The Influence of Fault and Stress Contributed On Overpressure Mechanism For Neogen
Formation  (Mundu,  Wonocolo,  Ngrayong) East  Java  Basin,  Indonesia. MATEC  Web  of Conferences 159 (2018).
Satyana,  A.  H.  dan  Purwaningsih,  M.  E.  M., 2003. Geochemistry Of The East Java Basin: New Observations On Oil Grouping, Genetic Gas  Types  And  Trends  Of  Hydrocarbon Habitats, Indonesian  Petroleum  Association, 29th Annual Convention Proceedings, 2003.
Sribudiyani,  Muchsin,  N.,  Ryacudu,  R.,  Kunto T., Astono P., Prasetya, I., Sapiie, B., Asikin, S.,  Harsolumakso,  A.  H.,  dan  Yulianto  I., 2003.  The  Collision  Of  The  East  Java Microplate And Its Implication For Hydrocarbon  Occurrences  In  The  East  Java Basin, Indonesian  Petroleum  Association, 29th  Annual  Convention  Proceedings, hal. 335-346.