## KARAKTERISASI RESERVOIR DAN KOMPARTEMEN ENDAPAN POSTRIFT FORMASI TALANGAKAR ATAS, LAPANGAN BELUT, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
DIMAS PRAMUDITO 1 , DWIHARSO NUGROHO 2 , MIRZAM ABDURRACHMAN 2
1. PT. Pertamina EP Asset 2, Kantor Pusat Aset 2 lt.1, Prabumulih, Sumatera Selatan.
Email: dimas.pramudito@pertamina.com
2. Program Studi Teknik Geologi, Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB), Jl. Ganesha No.10, Bandung, Jawa Barat, Indonesia.
Sari – Lapangan Belut merupakan salah satu aset Pertamina EP yang telah berproduksi lebih dari 50 tahun. Lapangan ini  terletak  sekitar  120  km  di  sebelah  barat  dari  Kota  Palembang,  Sumatera  Selatan.  Reservoir  utama  merupakan batupasir  dan  batugamping  yang  diendapkan  pada  awal  Miocene  dan  termasuk  ke  dalam  kelompok  bagian  atas Talangakar atau Transgresive Member (TRM). Penemuan hidrokarbon di area yang lebih down flank (utara) berawal dari pemboran step out di area penelitian. Berdasarkan pemboran tersebut diperoleh minyak dari reservoir batupasir dengan  tekanan  lebih  besar  dibandingkan  di  area  eksisting.  Saat  ini  Lapangan  Belut  sudah  dalam  tahap pengembangan, sehingga dibutuhkan model reservoir yang lebih komprehensif untuk strategi pengembangan lebih lanjut. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data batuan inti dari tiga sumur, data rekaman tali kawat dari 47 sumur, analisis fosil, borehole image, dan data seismik tiga dimensi (3D Karbela) serta data tekanan reservoir. Tahapan pertama penelitian adalah menentukan litofasies dan asosiasi fasies dari data batuan inti dan biostratigrafi. Selanjutnya menentukan marker parasikuen dan sikuen dari pola electrofacies tiap sumur. Korelasi stratigrafi sikuen dilakukan  untuk  menentukan  pola  penyebaran  fasies  pengendapan.  Karakterisasi  reservoir  secara  tiga  dimensi dilakukan  melalui  pemodelan  fasies,  volume  serpih,  porositas,  permeabilitas, rock  type, dan  saturasi.  Berdasarkan korelasi stratigrafi sikuen dan seismik stratigrafi, penyebaran fasies secara lateral menunjukkan arah basinward ke sebelah  selatan.  Dalam  penelitian  ini  semakin  ke  area  selatan  akan  didominasi  oleh  endapan distal atau marine sebaliknya  semakin  ke  utara  maka  akan  ditemukan  endapan  terrestrial  yang  bersifat  lebih sand  prone .  Adanya kenaikan muka air laut selama pengisian cekungan ( retrogradational ) menyebabkan perubahan fasies secara vertikal yaitu mulai dari sistem pengendapan channel, delta , hingga shallow marine . Data tekanan menunjukkan bagian utara (setelah di datumkan) memiliki tekanan sebesar 0.85 – 0.99 (SG ekuivalen) sedangkan di area existing mempunyai tekanan 0.67 – 0.78 (SG ekuivalen). Perbedaan tekanan disebabkan karena perbedaan asosiasi fasies pada sikuen yang sama  antara  area  utara  dengan  area  selatan.  Berdasarkan  analisis  tekanan  formasi  dan  adanya  penemuan  potensi hidrokarbon di area down flank menunjukkan terdapat kompartemen antara area utara dan selatan ( stratigraphic trap ).
Kata kunci : Formasi Talang Akar, down flank , pemodelan facies, kompartemen.
Abstract – Belut field is one of Pertamina EP assets which has been in production for more than 50 years. This field is  located  about  120  km  west  of  Palembang  City,  South Sumatra.  The  main  reservoir  is  sandstone  and  limestone which  was  deposited  at  the  beginning  of  the  Miocene  and  is  included  in  the  upper  part  of  the  Talangakar  or Transgressive Member (TRM) group. The discovery of hydrocarbons in a more down flank (north) area originated from step out drilling in the study area. Based on the drilling, oil is obtained  from the sandstone reservoir with a greater  pressure  than  in  the  existing  area.  Currently,  Belut  area  is  already  in  the  development  stage,  so  a  more comprehensive reservoir model is needed for further development strategies. The data used in this study are core rock  data  from  three  wells,  wireline  data  from  47  wells,  fossil  analysis,  borehole  images,  and  three-dimensional seismic  data  (3D  Karbela)  as  well  as  reservoir  pressure  data.  The  first  stage  of  the  research  was  to  determine lithofacies and facies associations from core rock data and biostratigraphy. Furthermore, determine parasequence marker ce and sequence by the electrofacies pattern for each well. Sequence stratigraphic correlation was performed to  determine  the  distribution  pattern  of  depositional  facies.  Reservoir  characterization  in  three  dimensions  was carried  out  by  modeling  facies,  shale  volume,  porosity,  permeability,  rock  type,  and  saturation.  Based  on  the correlation  of  sequence  stratigraphy  and  seismic  stratigraphy,  the  lateral  distribution  of  the  facies  indicates  a southward basinward direction. In this study, the southern area will be dominated by distal or marine deposits. On the  other  hand,  the  further  north,  terrestrial  deposits  will  be  found  which  are  more  sand  prone  in  nature.  An increasing in sea level during filling of basins (retrogradational) causes changes in facies vertically, hence it made channel, delta, to shallow marine deposition systems. The pressure data shows the northern part (after datum) has a pressure of 0.85 - 0.99 (SG equivalent) while the existing area has a pressure of 0.67  - 0.78 (SG equivalent). The
BULLETIN OF GEOLOGY
Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB)
Institut Teknologi Bandung (ITB)
difference  in  pressure  is  due  to  differences  in  facies  association  in  the  same  sequence  between  the  northern  and southern areas. Based on the analysis of formation pressure and the discovery of hydrocarbon potentials in the down flank area, it shows that there is a compartment between the north and south areas (stratigraphic trap).
Keywords : Formasi Talang Akar, down flank, facies modeling, reservoir compartment.

## 1. PENDAHULUAN
Cekungan  Sumatera  Selatan  merupakan  salah satu cekungan yang  terbukti memiliki kandungan  hidrokarbon  dan  merupakan  salah satu cekungan yang menyumbangkan produksi hidrokarbon untuk  Indonesia. Saat ini minyak dan gas bumi masih merupakan sumber energi utama.  Oleh  sebab  itu,  permintaan  akan minyak dan gas bumi semakin meningkat dari waktu ke waktu. Untuk mengelola lapangan – lapangan  tua  seperti  Lapangan  Belut  di Cekungan Sumatra Selatan dibutuhkan metode dan  teknik  yang  mampu  meningkatkan recovery dan  menemukan  jebakan  –  jebakan stratigrafi  atau  kombinasi  struktural  dan stratigrafi  yakni  dengan  melakukan  evaluasi detail dan pemodelan baru terhadap prospek – prospek di Lapangan Belut.
Lapangan  Belut  ditemukan  pertama  kali  pada tahun 1955 dan mulai diproduksikan dari tahun 1965  hingga  saat  ini.  Untuk  menunjang program pengembangan lapangan lebih lanjut, diperlukan  model  reservoir  yang  dapat membedakan  kualitas  produksi  di  dalamnya. Saat ini model reservoir Lapangan Belut hanya dilakukan pada satu lapisan Talang Akar yakni baru  berupa  peta  struktur  kedalaman,  fasies, dan  properti.  Model  reservoir  ini  tentu  saja masih cukup sederhana karena masih menggunakan korelasi litostratigrafi dan belum mempertimbangkan  heterogenitas  dari  facies serta tentunya data – data dinamis seperti data produksi  dan  tekanan.  Dalam  penelitian  ini, konsep  sikuen  stratigrafi  akan  diterapkan secara  komprehensif  untuk  melihat  suksesi vertikalnya  dan  akan  diterapkan  secara  detail pada salah satu sikuen transgresi yang menjadi reservoir  utama.  Selain  itu,  dalam  pemodelan akan  diintegrasikan  dengan  data  tekanan  dan potensi hidrokarbon sehingga diharapkan dapat menjelaskan  heteroginitas  dan  konektivitas pada  reservoir  serta  akan  bermanfaat  dalam pengembangan  Lapangan  Belut  khususnya
untuk  perencanaan Enhance  Oil  Recovery (EOR).

## 2.  TATANAN GEOLOGI DAERAH PENELITIAN
Secara  tektonik  Lapangan  Belut  terletak  di Cekungan  Sumatera  Selatan  yang  merupakan Cekungan  Busur  Belakang  ( Back  Arc  Basin ) Tersier  yang  terletak  sepanjang  sisi  barat  dan selatan  dari  dataran  Sunda.  Cekungan berbentuk  asimetris  ini  di  sebelah  barat  daya dibatasi  oleh  sesar–sesar  dan  singkapan– singkapan batuan Pra-Tersier yang terangkat di sepanjang kawasan kaki Pegunungan Barisan. Di  timur-laut  dibatasi  oleh  formasi-formasi sedimen  dari  Paparan  Sunda.  Di  sebelah selatan  dan  timur  dibatasi  oleh  Pegunungan Garba dan daerah Tinggian Lampung dan suatu tinggian  yang  sejajar  dengan  pantai  timur Sumatra. Di utara dan barat laut dibatasi oleh Pegunungan Tiga Puluh dan Pegunungan Dua Belas.
Menurut  Suta  dan  Xiaoguang  (2005;  dalam Satya,  2010)  perkembangan  struktur  maupun evolusi cekungan sejak tersier merupakan hasil interaksi dari ketiga arah struktur utama yaitu, berarah  timurlaut-baratdaya  atau  disebut  Pola Jambi, berarah baratlaut - tenggara atau disebut Pola Sumatra, dan berarah utara - selatan atau disebut Pola Sunda. Hal inilah yang membuat struktur  geologi  di  daerah  Cekungan  Sumatra Selatan lebih kompleks dibandingkan cekungan  lainnya  di  Pulau  Sumatra.  Struktur geologi  berarah timurlaut-baratdaya atau Pola Jambi  sangat  jelas  teramati  di  Sub-Cekungan Jambi.  Terbentuknya  struktur  berarah  timur laut-barat daya di daerah ini berasosiasi dengan terbentuknya  sistem  graben  di  Cekungan Sumatra  Selatan.  Struktur  lipatan  yang berkembang pada Pola Jambi diakibatkan oleh pengaktifan kembali sesar-sesar normal tersebut pada periode kompresif Plio-Plistosen yang  berasosiasi  dengan  sesar  mendatar
( wrench  fault ).  Namun,  intensitas  perlipatan pada arah ini tidak begitu kuat.
Pembentukan  cekungan  (basin)  Sumatera Selatan  pada  suatu  sistem  reaksi  gerak  sesar geser makro ( strike slip fault ) yang umumnya akan  menghasilkan  pola-pola  sesar  normal (fase ekstensional), sesar naik, dan sesar geser ( fase  uplift ).  Untuk  faktor  utama  yang mempengaruhi pembentukan cekungan adalah konfigurasi  dari  batuan  dasar  dan  adanya perubahan  pada  daerah  subduksi  baik  spasial ataupun temporal. Cekungan Sumatera Selatan merupakan  tipe  cekungan  tersier,  sehingga perkembangan cekungannya dikendalikan oleh batuan  dasar  pra-tersier  (Pulunggono  dan Cameron, 1984). Batuan dasar pra-tersier pada Cekungan  Sumatera  Selatan  terdiri  dari beberapa  micro-plate  kontinen  dan  samudra. Elemen-elemen  struktur  yang  utama  pada cekungan  Sumatera  Selatan  ( Gambar  1 ) menunjukkan  orientasi  regangan  berarah timutlaut-baratdaya pada Eosen-Oligosen yang kemudian  dipotong  oleh  inversi  Pliosen- Pleistosen.
Gambar  1. Elemen  Struktur  Utama  pada
Cekungan Sumatra Selatan. Orientasi timurlaut-baratdaya atau  utara-selatan  menunjukkan umur Eosen-Oligosen dan Struktur  Inversi  menunjukkan umur  Plio-Pleistosen  (Ginger dan Fielding, 2005).
Berdasarkan evolusi cekungannya, tektonostratigrafi  Cekungan  Sumatra  Selatan dibagi menjadi tiga unit megasikuen berdasarkan Ginger dan Fielding (2005) yaitu:
2.1 Megasikuen Saat Lisu ( Syn-Rift Megasequence )
Periode ini (c. 40 - c. 29 Ma) ditandai adanya subduksi  sepanjang  Palung  Sumatra  Barat mengakibatkan  kerak  benua  di  Sumatra Selatan  mengalami  fase  ekstensional  yang terjadi pada Eosen-Oligosen dan menghasilkan separuh  graben.  Pada  awalnya,  ekstensi berorientasi  timur-barat  sehingga  sembul  dan graben  yang  terbentuk  berarah  utara-selatan. Rotasi  Sumatra  15  derajat  searah  jarum  pada Miosen  (Hall,  1995)  mengakibatkan  orientasi graben menjadi timurlaut-baratdaya.
2.2 Megasikuen Pascalisu ( Post-Rift
Megasequence )
Periode ini (c. 29 - c. 5 Ma) merupakan periode saat Cekungan Sumatra Selatan dalam keadaan sagging atau  periode  tenang  secara  tektonik, namun di beberapa bagian cekungan seperti di Sub-cekungan  Palembang  Tengah  mengalami penurunan  cekungan  dan  kenaikan  muka  air laut relatif yang menghasilkan fase transgresi. Pada  awal  Miosen  penurunan  melambat  dan kecepatan  sedimentasi  mengalami  kenaikan sehingga  menghasilkan  fase  regresi.  Periode ini  terjadi  pada  umur  Oligosen  Akhir-Miosen Akhir.  Formasi  yang  terdapat  di  periode  ini adalah  Formasi  Talangakar,  Gumai,  Baturaja, Airbenakat, dan Muaraenim.
2.3 Megasikuen Inversi (Invertion Megasequence) Fase  kompresional  ini  (c.  5  Ma  -  Sekarang) mengakibatkan  orogenesa  Bukit  Barisan  di sepanjang Sumatra Selatan sehingga menghasilkan  reaktivasi  sesar  normal  sebagai pembentuk  cekungan  dan  lipatan-lipatan dengan arah baratlaut-tenggara. Orogenesa ini terjadi pada umur Pliosen-Plistosen bersamaan dengan berkembangnya sesar mendatar berarah NW – SE di sepanjang Bukit Barisan (Sesar Semangko).

## 3.  SIKUEN  STRATIGRAFI  DAN  FASIES PENGENDAPAN
Stratigrafi sikuen adalah studi stratigrafi  yang berhubungan dengan kerangka waktu pengendapan dan kaitannya dengan perubahan siklus  muka  laut  secara  global  atau  regional (Wagoner  dkk.,  1990).  Stratigrafi  sikuen merupakan konsep yang digunakan secara luas untuk mengkorelasikan lapisan-lapisan batuan yang  terkait  dengan  perubahan  muka  air  laut. Studi ini mempelajari hubungan antara batuan dengan kerangka stratigrafi berdasarkan waktu yang  berulang,  yang  memiliki  hubungan dengan  lapisan  yang  dibatasi  erosi  atau  tidak adanya  pengendapan,  dan/atau correlative conformity (Wagoner  dkk.,  1990).  Korelasi dalam stratigrafi sikuen  menggunakan konsep kesamaan  waktu  ( chronostratigraphy ),  bukan kesamaan batuan ( lithostratigraphy ).
Sikuen menunjukkan suatu siklus pengendapan yang  dibatasi  oleh  erosi  bukan  laut  dan terendapkan  ketika  suatu  proses  signifikan akibat dari siklus  naik  dan turunnya muka air laut. Muka air laut dikontrol oleh tingginya air laut dan turunnya muka air laut. Pembagi orde stratigrafi sikuen pada setiap sikuen pengendapan terdiri dari perulangan perlapisan yang  dibatasi  oleh  permukaan  erosi  atau permukaan yang selaras (Wagoner dkk., 1990). Sikuen dibatasi secara regional oleh ketidakselarasan  atau  permukaan  keselarasan. Dalam  interpretasi  stratigrafi  sikuen  dan komponen  sikuennya  seperti  batas  sikuen ( sequence  boundary )  dan  bidang maximum flooding  surface (MFS)  sehingga  diperlukan pemahaman dalam hubungan stratigrafi, umur, batimetri, dan fasies.
Kenaikan  muka  air  laut  merupakan  faktor utama yang paling mempengaruhi pengendapan  dan  suplai  sedimen.  Jika  suplai sedimen tetap maka kecepatan kenaikan muka air laut menjadi kontrol utama dalam stratigrafi sikuen.  Hubungan  suplai  sedimen  dan kecepatan  kenaikan  muka  air  laut  akan menghasilkan pola-pola penumpukan pengendapan ( stacking pattern ), yaitu progradasi, retrogradasi, dan agradasi.
a. Pola Penumpukan Progradasi
Pola penumpukan progradasi terbentuk akibat kenaikan  muka  air  laut  relatif  lebih  lambat dibandingkan dengan suplai sedimen yang ada. Pola  penumpukan  progradasi  juga  dapat terbentuk  akibat  suplai  sedimen  yang  terus menerus  hadir  walaupun  tidak  ada  kenaikan muka  air  laut  relatif.  Pola  ini  membentuk endapan  yang  terus  menerus  maju  dan  akan mengasar serta menebal ke atas ( Gambar 2 ).
Gambar  2 .  Pola  penumpukan  ( parasquence set )  dengan  pola  progradasi (Wagoner dkk., 1990).

## b.  Pola Penumpukan Retrogradasi
Pola  penumpukan  retrogradasi  terjadi  apabila kenaikan  muka  air  laut  relatif  lebih  cepat dibandingkan dengan suplai sedimennya. Pola penumpukan  ini  menyebabkan  endapan  yang terbentuk  akan  semakin  mundur  dan  menipis ke atas ( Gambar 3 ).
Gambar  3. Pola  penumpukan  ( parasequene set )  dengan  pola  retrogradasi (Wagoner dkk., 1990).

## c.  Pola Penumpukan Agradasi
Pola penumpukan agradasi akan terbentuk jika ada  kenaikan  muka  air  laut  relatif  sebanding dengan jumlah suplai sedimen. Pola penumpukan  ini  tidak  menunjukkan  pola menipis atau menebal melainkan menunjukkan pola yang relatif sama ( Gambar 4).
Gambar  4. Pola  penumpukan  ( parasequence set ) dengan pola agradasi (Wagoner dkk., 1990).

## 4. DATA DAN METODOLOGI
Pada  penelitian  ini  digunakan  data  primer seperti data tali kawat sebanyak 47 sumur, data interpretasi  batuan  inti  hasil  olahan  PT. Geoservice,  data borehole  image ,  seismik  3D Karbela (2014), mudlog , data biostratigrafi dari Sumur  BED01,  BEL036,  BEL037,  BEL039, BEL040.  Analisis well  seismic  tie dilakukan dengan  dua  data Vertical  Seismic  Profiling (VSP)  yakni  Sumur  BED01  dan  Sumur BEL044 serta tiga data check shot dari Sumur BEL019, BEL023, dan BEL031. Ketersediaan data  terbatas  hanya  pada  wilayah  Sub- Cekungan  Palembang  Selatan  yakni trend Limau  seluas  seismik  Karbela  (132  km 2 ).
Selain itu, dalam penelitian ini juga digunakan literatur  dari  berbagai  laporan  internal  dan eksternal perusahaan.
Analisis  akan diawali dari analisis inti  batuan dan  fossil  yang  bertujuan  untuk  menentukan jenis  batuan,  tekstur,  struktur  sedimen, lingkungan  pengendapan  hingga  kualitas reservoir  seperti  porositas  dan  permeabilitas ( routine  core  analysis ).  Sedangkan  analisis fossil (biostratigrafi) dilakukan untuk menentukan  umur  –  umur  relatif  berdasarkan kemunculan fossil dan lingkungan pengendapannya.
Penelitian  ini  dilakukan  pada  reservoir batupasir  S  (FS-4.1.2)  dan  batupasir  X0  (FS- 3.9.3)  karena  sudah  mempunyai  data  yang cukup  komprehensif  seperti  data  batuan  inti (FS-4.1.2),  analisis  fossil, image  log ,  dan merupakan  lapisan  yang  mempunyai  potensi hidrokarbon.
Data  tali  kawat  digunakan  untuk  menentukan pola transgresi dan regresi sehingga diperoleh
batasan  –  batasan  sikuen  berupa flooding surface ( Posamentier  and  Allen,  1999) . Kumpulan  parasikuen  ( parasequence  sets )
dibatasi  oleh flooding  surface (FS)  dapat diidentifikasi berupa kemunculan
batulempung,  batubara,  atau  batugamping. Selanjutnya  dilakukan  korelasi  stratigrafi berdasarkan  marker flooding  surface yang sudah ditentukan pada keywell Sumur BED01 ( Gambar 5 ).
Gambar  5. Konseptual  model parasequence, parasequence  set ,  dan facies association yang ditentukan berdasarkan elektrofasies.
Korelasi  biostratigrafi  dilakukan  dari  Sumur BEL036,  BEL037,  BEL039,  BEL040,  dan BED01.  Analisis  data  biostratigrafi  dilakukan untuk menentukan umur batuan dan lingkungan  pengendapan  pada  saat  batuan diendapkan.
Analisis  dan  interpretasi  seismik  diawali dengan well  seismik  tie (WST)  pada  sumur yang  memiliki  data  VSP/ checkshot ,  densitas, dan  sonik.  WST  dilakukan  pada  salah  satu sumur  yaitu  BEL-031  terhadap  horison  BRF, R,  S,  dan  X0.  Berdasarkan  analisis  tersebut diperoleh  korelasi  yang  baik  dengan  rata-rata tiap sumur sebesar 0.8 ( Gambar 6 ).
Gambar  6 . Well  Seismic  Tie di  Sumur  BEL- 031  pada  horison  target  dan korelasi sebesar 0.8.
Interpretasi secara struktural dilakukan dengan menentukan  pola  –  pola  patahan  berdasarkan fitur seismik amplitudo dan atribut ( variance ) seperti  terlihat  pada Gambar  7 .  Kemudian interpretasi  secara  horison  dilakukan  pada empat  marker  sikuen  yaitu  FS3.9,  FS4.0,  FS- 4.1,  dan  FS-4.2.  Masing  –  masing  reservoir merupakan  bagian  dari  marker  parasekuen tersebut.
Gambar  7 .  Interpretasi  sesar  pada  atribut variance terlihat  pola  patahan didominasi  berarah  timurlaut  – baratdaya.
Kemudian  interpretasi  horison  dan  struktur pada  domain  waktu  selanjutnya  dilakukan konversi ke domain kedalaman menggunakan velocity modeling. Dari kerangka struktur dan horison tersebut selanjutnya dilakukan
pemodelan fasies berdasarkan korelasi stratigrafi  dan  disesuaikan  secara  lateral menggunakan  analisis  inversi  seismik.  Dalam penelitian  ini  digunakan  hasil  inversi  Vp/Vs
yang  dapat  membedakan  antara  reservoir  dan bukan  reservoir.  Data borehole  image akan digunakan untuk menentukan arah sedimentasi dari  pola  –  pola cross  bed/lamination.
Selanjutnya  akan  ditentukan  penyebaran properti menggunakan data petrofisika menggunakan  analisis  variogram  dan  trend fasies. Perhitungan porositas dilakukan menggunakan analisis petrophysics yang sudah dikalibrasi oleh data porositas dari batuan inti. Sehingga  parameter  perhitungan  porositas  di Sumur  BED-01  dan  BEL-039  yang  memiliki core dapat digunakan di sumur lain yang tidak memiliki data batuan inti.

## 5. HASIL DAN ANALISIS
Analisis batuan inti pada penelitian dilakukan sebagai berikut:
1.  Sumur BEL-039 interval 1527 – 1537 m Batupasir (bagian bawah):
 Menunjukkan  pola  menghalus  ke  atas ( finning upwards ).
 Berbutir halus hingga kasar.
 Terdapat Cross  lamination,  low  angel cross  bed,  mud  clast dan coaly  organic fragment.
 Pada bagian bawah batupasir mengandung kalsit sedangkan  pada  bagian  tengah  dan bagian  atas  batupasir  tidak  mengandung kalsit.
Batu serpih dan batu lanau (bagian atas):
 Bersifat Silty dan Sandy Shale.
 Terdapat parallel lamination dan lenticular.
 Terdapat  pola  struktur  Teichichnus, Thalassinoides.
2.  Sumur BED-01 interval 1501.40-
1511.30 m
Batuserpih dan batupasir serpih:
 Abu – abu kecoklatan cerah hingga abu – abu gelap.
 Paralel laminasi.
 Burrow Gyrolithes.
 Porositas terlihat buruk.
Batupasir dan batuserpih:
 Berbutir halus.
 Pemilahan cukup baik hingga baik.
 Masif dengan minor cross lamination.
 Minor burrows dengan Gyrolithes.
 Porositas baik.
Tidal Flat batupasir:
 Abu  –  abu  kecoklatan  hingga  abu  –  abu gelap.
 Terdapat oil stain pada lapisan tipis.
 Terdapat Glossifungites surface.
 Terdiri atas batupasir tipis (laminasi).
Berdasarkan analisis batuan inti menunjukkan bahwa  reservoir  S  (FS-4.1.2)  ini  berada  pada lingkungan pengendapan deltaic dengan fasies genetik diinterpretasi sebagai interdistributary channel ( Gambar 8 ).
Analisis  biostratigrafi  menunjukkan  bahwa reservoir  batupasir  ini  diendapkan  dalam Lower  Intertertidal  –  Shallow  Marine Sublitoral.
Gambar 8. Analisis batuan inti interval 1527 –
1537  m  di  Sumur  BEL039 menunjukkan batupasir merupakan  bagian  dari  sistem distributary channel
dengan pengaruh tidal .
Berdasarkan  peta  paleogeografi  oleh  Ginger dan  Fielding,  2005,  dapat  ditunjukkan  bahwa pada  Formasi  Talangakar  (TAF)  diendapkan pada  umur  Akhir  Oligecene  hingga  Awal Miocene.  Di  daerah  penelitian, Lower  TAF diendapkan  pada  lingkungan  pengendapan fluvial  channel .  Selanjutnya  diendapkan lapisan  yang  lebih  muda  yakni Upper  TAF
selama periode trangressi sehingga diendapkan fasies  –  fasies  TAF  seperti delta hingga shallow marine ( Gambar 9 ).
Gambar  9. Peta  paleogeografi  Upper  TAF (akhir oligocene) dan Lower TAF (awal miocene) serta arah sedimentasi  (biru)  pada  daerah penelitian ditunjukkan oleh kotak merah.
Analisis  sedimentologi  pada  Sumur  BEL-039 interval  1527  –  1537  m  menunjukkan  bahwa batuan inti tersusun atas batupasir pada bagian atas dan batulanau serta batuserpih pada bagian bawah.  Batupasir  mempunyai  ukuran butir bervariasi  dalam  siklus fining  upward mulai dari tebal 2,5 m di bagian bawah hingga kurang dari  20  cm  di  bagian  atas  dan  ini  ditumpuk untuk  membentuk  suksesi fining-up secara keseluruhan.  Adapun  kontak  basal  dengan batuserpih  yang  lebih  tua  adalah  tajam  dan erosif. Laminasi silang terlihat jelas di seluruh bagian dan terutama tipe planar sudut rendah. Tingkat  bioturbasi  bervariasi  dari  rendah hingga sedang antara batupasir berukuran yang lebih  kasar  dan  yang  lebih  halus.  Porositas yang terlihat biasanya baik, meskipun basal 10 m  batu  pasir,  di  atas  kontak  dengan  serpih, telah disemen oleh kalsit dan rapat ( tight ).
Berdasarkan  deskripsi  struktur  sedimen  maka dapat  diinterpretasi  sebagai  endapan high sinousity  fluvial dengan  pengaruh  gelombang laut  atau tidal .  Sedangkan  b atulanau  dan batuserpih di bagian bawah mempunyai warna a bu-abu kecoklatan sedang hingga tua dengan lensa abu-abu muda dari lumpur dan pasir yang sangat  halus.  Struktur  sedimen  meliputi laminasi  paralel  dan lenticular  bedding .
Terdapat  bioturbasi  sedang  dan burrow termasuk Large  Teichichnus ( Gambar  10 ). Adanya  fosil  –  fosil  di  atas  menunjukkan bahwa  batulanau  dan  batuserpih  berasosiasi dengan endapan marine ( prodelta shale ).
Gambar  10. Analisis  sedimentologi  batuan inti  interval  1527  –  1537  m menunjukkan bagian atas batupasir  berasosiasi  dengan endapan high  sinousity  fluvial dengan  pengaruh  gelombang laut atau tidal sedangkan batuserpih pada bagian bawahnya  berasosiasi  dengan endapan marine (prodelta) .
Selanjutnya  kerangka  parasikuen  dan  sikuen stratigrafi  disusun  dari  sumur  kunci  yaitu Sumur  BED01.  Berdasarkan  korelasi  sumur secara vertikal memperlihatkan adanya perubahan facies association . Facies association ditunjukkan dengan perubahan dari mulai  lingkungan fluvial (sikuen  FS-3.9) menjadi  lingkungan delta (sikuen  FS-4.0  dan FS-4.1)  dan shallow  marine atau inner  shelf (sikuen  FS-4.2).  Asosiasi  fasies  pada  interval Reservoir S (sikuen FS-4.1.2) didasarkan pada deskripsi  batuan  inti  pada  Sumur  BEL-039. Pada  penelitian  ini  asosisi  fasies  dibagi menjadi  tiga,  yaitu  asosiasi  fasies prodelta , asosiasi  fasies mouth  bar ,  dan  asosiasi  fasies distributary  channel .  Ketiga  asosiasi  fasies tersebut  secara paleoenvironment diendapkan pada  lingkungan outer  litoral hingga shallow inner sublitoral .
Korelasi  sikuen  stratigrafi  arah  timurlaut  - baratdaya menunjukkan adanya pola sedimentasi yang berbeda. Pada arah landward ,  sikuen  FS-3.9  hingga  FS-4.1, endapan  didominasi  oleh  amalgamasi  atau stacking batupasir dengan tipe log cylindrical yang  berasosasi  dengan  fasies fluvial  channel meandering . Selain itu, terdapat juga endapan sungai  berupa  batulempung  sebagai overbank shale atau flood  plain ,  batupasir  tipis mengkasar ke atas sebagai creavese splay, dan sisipan  batubara  dibagian  atasnya.  Pada  arah basinward pada  sikuen  yang  sama,  ketebalan batupasir mulai berkurang dan telah didominasi  oleh  endapan  –  endapan  transisi seperti tide  distributary  channel,  mouth  bar , dan prodelta .
Setelah itu, pada sikuen yang lebih muda yakni FS-4.2  dan  FS-4.3  diendapkan  fasies  –  fasies yang  berhubungan  dengan  endapan  laut dangkal.  Hal  ini  terjadi  karena  muka  air  laut naik dengan cepat pada periode Miosene Awal dan cekungan sumatra selatan sedang mengalami fase sagging (penurunan). Periode muka  air  laut  naik  terus  terjadi  hingga penutupan  hampir  sebagian  besar  cekungan sumatra  selatan  oleh  endapan  laut  yaitu Formasi Gumai pada periode Middle Miocene (Maximum Flooding Surface ). Perubahan dari arah  darat  ke  laut  secara  detail  dapat  dilihat pada Gambar 11 .
Gambar  11. Korelasi  berarah  timurlaut  – baratdaya memperlihatkan pola  sedimentasi  pada  tiap sikuen  dan  perubahan  fasies distribusi  dari  sistem  sungai menjadi delta dan menuju laut dangkal.
Berdasarkan data mudlog pada Sumur BEL044 di  bagian  utara,  sikuen  FS-3.9.3  didominasi oleh batupasir berbutir halus hingga mengkasar warna  putih  keabu-abuan.  Sikuen  ini  terdiri atas  perselingan  batuserpih  dengan  batupasir dan  batubara.  Kemudian  semakin  ke  arah batuan  yang  lebih  muda  (FS-4.1.2),  endapan lebih  didominasi  oleh  perselingan  batupasir, batupasir gampingan, batulanau, dan batuserpih gampingan.
Analisis data salinitas pada area penelitian ini mempunyai  variasi  salinitas  antara  14000- 25000 ppm. Gambar 12 menunjukkan bahwa trend salinitas semakin rendah ke arah batuan yang  lebih  tua.  Hal  ini  berkaitan  dengan perubahan  lingkungan  pengendapan  yakni semakin ke arah batuan yang lebih tua ( Lower TAF ) sistem lingkungan pengendapan semakin ke  arah  sungai  ( terrestrial ).  Berdasarkan  data salinitas  di  atas  dapat  diinterpretasi  bahwa Reservoir  Y  mempunyai  nilai  salinitas  14100 ppm  atau  lebih  rendah  dibandingkan  salinitas dari Reservoir W, S, dan R. Variasi dari nilai salinitas menunjukkan adanya sistem pengendapan dan hal ini berkaitan dengan data paleoenvironment dari  analisis  biostratigrafi yang  menunjukkan  bahwa  pada  interval Reservoir Y berkaitan dengan upper intertidal , Reservoir  S  merupakan  endapan  berkaitan dengan lower  intertidal ,  dan  Reservoir  R berkaitan dengan shallow inner
sublitoral/beach.
Gambar  12. Data  salinitas  dari  beberapa lapisan  di  Talangakar  yang menunjukkan adanya perubahan  dari  lingkungan fluvio  deltaic (14100  ppm) menuju lingkungan
laut dangkal (25000 ppm).
Selanjutnya  pemodelan  fasies  tiga  dimensi dilakukan  berdasarkan  korelasi  stratigrafi  dan seismik  modeling  serta  singkapan  sebagai analog  pemodelan.  Berdasarkan  data  -  data regional dan borehole image di Sumur BEL044 dan  BED01  menunjukkan  bahwa  bidang pelapisan  berarah  NW-SW.  Hal  ini  sesuai dengan  peneltian  yang  dilakukan  oleh  Ginger dan Fielding (2005) sebelumnya bahwa proses sedimentasi  di  Sub-Cekungan  Palembang Selatan  dikontrol  oleh  rendahan normal  fault NE-SW hasil ekstentional pada awal Oligosene.

## Pemodelan Reservoir

##  Pemodelan Parasikuen FS-4.1.2
Pemodelan  fasies  pada  sikuen  FS-4.1.2 (Reservoir S) dilakukan  berdasarkan data batuan  inti  yang  menunjukkan  bahwa litologi  membentuk blocky hingga bell shape secara electrofasies .  Kemudian pada  struktur  sedimen  memperlihatkan adanya cross  lamination,  cross  bedding pada  bagian  atas,  dan  keberadaan bioturbasi  dari  sedikit  hingga  cukup. Secara  interpretasi  dari  batuan  inti  dan analisis  fosil  sikuen  merupakan  bagian dari  endapan delta .  Secara  asosiasi  fasies batupasir  ini  merupakan  bagian  dari distributary  channel yang  digambarkan dengan  cukup  jelas  pada log  pattern di Sumur  BEL33A,  BEL039,  dan  BED01 menunjukkan blocky dan  kecenderugan menghalus  ke  atas  pada  bagian  atas. Secara parasikuen terjadi siklus regresif.
Selanjutnya  kenaikan  muka  air  laut menyebabkan batuserpih/batulempung menutupi  batupasir  sehingga  terjadi perubahan fase menjadi transgresif. Hal ini dapat  dilihat  dari  litologi  di  bagian  atas yang  menunjukkan  keberadaan  endapan batuserpih tidal berwarna  abu  –  abu kecoklatan  cerah  hingga  abu  –  abu  gelap dengan  struktur  paralel  laminasi  dan terdapat burrow berupa Gyrolithes
( Gambar 13 ).
Gambar  13. Model  pembentukkan tide dominated  delta untuk  FS-
4.1.2  menunjukkan  adanya batupasir saat fase regresi dan dilanjutkan  dengan  sedimen laut batuserpih pada saat fase transgresi.
Selanjutnya  dari  model transgresive channel pada  Gambar  12,  dilakukan validasi analog di lapangan yang menunjukkan  adanya  perubahan  fasies dari  mulai distributary  channel dibagian bawah  menjadi  fasies tidal  bar atau tidal flat di  bagian  atas  ( Gambar  14 ).  Secara litofacies  endapan  tersebut  terdiri  atas batupasir abu – abu kecoklatan menghalus hingga  mengkasar,  ukuran  butiran  halus hingga mengkasar, pemilahan cukup baik hingga  baik,  dengan  bentuk  butiran meruncing  tanggung  hingga  membundar tanggung, terdapat mineral kuarsa, sedikit pirit, dan fragmen litik. Di antara batupasir dengan  batupasir  di  atasnya  terdapat batubara dengan tebal 10-15 cm. Di bagian atasnya  merupakan  endapan  batulanau berwarna coklat kehitaman dengan ukuran butir halus hingga sangat halus.
Gambar  14. Model  analog  untuk  FS-4.1.2. Singkapan  berada  di  daerah Empat  Lawang  menunjukkan adanya  perubahan  fasies  dari mulai distributary channel dibagian  bawah  menjadi  fasies tidal bar atau tidal flat di bagian atas.
Dari  model  analog  di  atas,  dilanjutkan dengan  pemodelan  fasies  secara  lateral pada  software  pemodalan. Gambar  15 memperlihatkan model fasies distributary channel dengan trend sedimentasi  dari arah  utara  ke  selatan.  Berdasarkan pemodelan  fasies  terdapat  sedikitnya  tiga channel  feeder atau distributary  channel di  area  penelitian.  Untuk  memvalidasi hasil  distribusi  fasies  secara  lateral  maka perlu  dilakukan  pencocokan  pada  tiap sumur.  Berdasarkan  penampang  korelasi sumur  dari  barat  ke  timur  menunjukkan adanya variasi bentuk electrofacies mulai dari blocky di  bagian  tengah, bell  shape dibagian  timur,  hingga  berupa funnel shape tergerus  menjadi bell  shape di bagian barat.
Berdasarkan penyebaran properti porositas  menunjukkan  adanya  kisaran dari  12%  –  24%  dengan  nilai  rata  –  rata 16%.  Dilihat  dari  data  petrografi  pada salah  satu  sumur  menunjukkan  bahwa porositas  yang  terlihat  rata  –  rata  sebesar 15.6%  ( Gambar  16 ).  Total  porositas tersebut berasal dari porositas intergranular sebesar 13.6% dan porositas sekunder  sebesar  2%  akibat  proses disolusi.
Gambar 15. Model fasies delta untuk FS-4.1.2 dan  penampang  korelasi  sumur barat  –  timur  menunjukkan adanya perubahan electrofacies di bagian timur yang cenderung bell shape dengan  di  bagian  barat cenderung  dengan blocky dan funnel shape.
Gambar 16. Peta penyebaran properti dan data petrografi menunjukkan porositas rata – rata sebesar 16%.
 Pemodelan Parasikuen FS-3.9.3
Berdasarkan  analisis paleoenvironment
menunjukkan
bahwa batuan ini diendapkan  pada  lingkungan fluvial meandering .  Data mudlog menunjukkan bahwa Reservoir X0 merupakan reservoir batupasir  berwarna  putih  kepucatan dengan ukuran butiran setengah mengkasar – hingga mengkasar, setengah
meruncing  hingga  setengah  membundar, pemilahan  cukup,  dominasi  mineral kuarsa,  terdapat  sedikit  mineral  pirit, lempung, carbon serta  fragmen  litik.
Terdapat oil show pada serbuk bor.
Untuk  menentukan  pola  stacking  dan sinusoidal, digunakan data electrofacies di tiap sumur. Trend inversi dan atribut dari seismik  belum  bisa  digunakan  karena ketebalan lapisan lebih kecil dibandingkan ketebalan dari tunning thickness di sekitar 30  m.  Kemudian  digunakan  model  atau analog  dari  singkapan  di  lapangan.
Berdasarkan data pada salah satu singkapan  batuan,  menunjukkan  bahwa complex  channel tersusun  atas  beberapa single  channel yang  membentuk  suatu stacking .  Lebar channel yang  dapat teridentifikasi di singkapan adalah sebesar 150-160 m ( Gambar 17 ).
Gambar  17. Analog  model  dari fluvial meandering dan model
stacking pada data tali kawat.
Selanjutnya  dilakukan  pemodelan  fasies fluvial secara tiga dimensi pada parasikuen FS-3.9.3. Berdasarkan
electrofacies menunjukkan bahwa sumur – sumur  yang  menembus  sikuen  ini  terdiri atas  main channel,  point  bar,  creavase splay, dan flood  plain .  Model  –  model asosiasi fasies tersebut kemudian ditunjukkan dalam Gambar 18 .
Gambar  18. Model  distribusi  fasies  dan korelasi  timurlaut-barat  daya pada area penelitian.

## Analisis Kompartemen
Berdasarkan  data  tekanan  reservoir  yang diperoleh  dari  MDT,  XPT  maupun Bottom Hole  Pressure  (BHP) juga  menunjukkan  hal yang sesuai dengan hipotesis dalam penelitian ini. Data – data tekanan ini dibuat dalam satu datum  kedalaman  dengan  tujuan  untuk mendapatkan tekanan reservoir yang tervalidasi  dalam  satu  level  atau  parasikuen yang sama. Teknik sudah umum dilakukan dan secara  prinsip  mirip  dengan  melakukan perataan  atau flattening pada  korelasi. Reservoir  X0  (FS-3.9.3)  di  sebelah  utara dengan struktur lebih downdip dari data MDT mempunyai tekanan lebih besar yaitu ekuivalen  SG  0.835  sedangkan  untuk  area eksisting  (struktur  lebih updip )  mempunyai tekanan  sebesar  ekuivalen  0.143.  Perbedaan tekanan  pada  level  FS-3.9.3  disebabkan  oleh perbedaan  fasies  yang  didominasi  oleh main channel di  sebelah  utara  dan  berubah  secara gradual  menjadi creavase  splay di  sebelah selatan.  Reservoir  lainnya  seperti  W3  dan  R5 menunjukkan hal yang sama yakni mempunyai tekanan  yang  lebih  besar  di  sebelah  utara dibandingkan  dengan  di  sebelah  selatan. Secara detail mengenai perbedaan tekanan ini dapat dilihat pada Tabel 1 .
Tabel 1 . Data tekanan antara Sumur BEL-044 dengan sumur existing.
Data  tekanan  pada  Reservoir  S  (FS-4.1.2) menunjukkan bahwa secara lateral reservoir ini terbagi  atas  area  bagian  barat,  tengah,  dan timur. Pembagian ini ditunjukkan dengan data tekanan reservoir pada area bagian tengah lebih besar  dibandingkan  dengan  area  bagian  timur ( Gambar 19 ). Pada area bagian tengah Sumur BEL-031  pada  tahun  2015  hingga  saat  ini mempunyai  tekanan  sebesar  1809  psi.  Pada area  bagian  timur  sumur  –  sumur  yang  dibor pada tahun 2019 dan 2020 (BEL-042 dan BEL- 046) menunjukkan tekanan antara 1346 – 1453 psi.  Perbedaan  tekanan  antara  kedua  area tersebut  hampir  sebesar  450  psi.  Berdasarkan data tekanan menunjukkan terdapat kompartemen reservoir antara satu lingkungan pengendapan delta . Hal ini disebabkan karena perbedaan asosiasi fasies antara bagian tengah yang  didominasi  oleh  asosiasi  mouth  bar  dan bagian  timur  yang  didominasi  oleh  asosiasi fasies distributary channel. Keberadaan patahan normal  berarah  timurlaut –  baratdaya yang  membagi  area  tangah  dan  timur diinterpretasi  juga  berkontribusi  penyebab perbedaan tekanan tersebut.
Data  tekanan  pada  Sumur  BEL-047  (tahun 2020)  sebesar  1670  psi  menunjukkan  bahwa Reservoir  S  telah  terkoneksi  ke  area existing. Konektivitas reservoir terjadi karena reservoir Sumur  BEL-047  memiliki  kualitas rock  type yang  relatif  sama  dengan  reservoir existing. Berdasarkan pemodelan rock type, Reservoir S pada bagian tengah struktur berada pada RT2 dengan asosiasi fasies mouth bar .
Gambar  19. Model  kompartemen  reservoir pada zona FS-4.1.2 berdasarkan data  tekanan  reservoir  dari MDT.

## 6. KESIMPULAN
Berdasarkan  hasil  penelitian  pada  endapan pasca lisu ( post-rift ) pada Formasi Talangakar Atas  di  Lapangan  Belut  dapat  disimpulkan bahwa:
• Secara sikuen stratigrafi, Formasi
Talangakar  Atas  terdiri  dari  Reservoir  X0 (FS-3.9.3)  yang  diendapkan  pada  sistem meandering channel dan Reservoir S (FS-
4.1.2)  yang  diendapkan  pada  sistem tide dominated delta .
• Sistem tide dominated delta pada Reservoir S  terdiri  asosiasi  fasies distributary channel,  mouth  bar ,  dan prodelta. Sistem pengendapan ini diendapkan pada lingkungan outer  litoral hingga shallow inner sublitoral .
• Sistem meandering channel pada Reservoir X0  terdiri  asosiasi  fasies main  channel, crevasse  splay ,  dan flood  plain/overbank shale. Sistem pengendapan ini diendapkan pada lingkungan inner litoral hingga outer litoral.
• Penyebaran fasies secara lateral
menunjukkan  bahwa  arah basinward berada di sebelah selatan. Dalam penelitian ini  semakin  ke  area  selatan  akan didominasi oleh endapan distal atau marine sebaliknya  semakin  ke  utara  maka  akan ditemukan endapan terrestrial yang bersifat lebih sand prone .
• Pemodelan  porositas  menunjukkan  bahwa Reservoir  S  berkisar  antara  12%  –  24% sedangkan dari petrografi terlihat porositas rata  -  rata  sebesar  15,6%.  Reservoir  X0 memiliki  porositas  berkisar  antara  12%  – 22%. •
Data  tekanan  di  area  Belut  bagian  utara (setelah  di  datumkan)  menunjukkan tekanan  sebesar  0,85  –  0,99  (SG ekuivalen)  sedangkan  di  area existing mempunyai  tekanan  0,67  –  0,78  (SG ekuivalen). Perbedaan tekanan disebabkan karena  perbedaan  fasies  secara  lateral  di bagian utara dan di bagian selatan.
• Berdasarkan  potensi  hidrokarbon  di  area rendahan sebelah  utara  menunjukkan
bahwa  terdapat stratigraphic  trap pada Reservoir  X0  yang  disebabkan  oleh perbedaan  asosiasi  fasies  yaitu: main channel di  utara  dan crevasse  splay di selatan area penelitian.
• Data tekanan (setelah didatumkan) di area existing menunjukkan  bahwa  terdapat perbedaan tekanan sebesar 450 psi antara fasies distributary  channel di  area  timur dengan fasies mouth bar di area tengah.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis berterimakasih kepada manajemen dan pekerja  eksplorasi  PT.  Pertamina  dan  para pengajar  Program  Studi  Teknik  Geologi, Fakultas  Ilmu  dan  Teknologi  Kebumian, Institut Teknologi Bandung (ITB).

## DAFTAR PUSTAKA
Ginger,  David  dan  Fielding,  Kevin.  (2005):
The  Petroleum  Systems  And  Future Potential  Of  The  South  Sumatra  Basin, Proceedings 30 th Annual Convention dan Exhibition IPA.
Hall,
R. (1995): Plate Tectonic Reconstructions of the Indonesian
Region. Proceedings 24 th Annual Convention IPA , 71-84. Posamentier, H.W. dan Allen, G.P. (1999): Siliciclastic Sequence Stratigraphy: Concepts and Applications, SEPM  Concepts  in  Sedimentology  and
Paleontology no. 7 , 210 p.
PT.  Pertamina  EP  (2017): POFD  Lapangan Belimbing Phase-1 , tidak dipublikasikan. Suta, I.N. dan Xiaoguang, L. (2005): Complex Stratigraphic and Structural Evolution of Jabung  Basin  and  Its  Hydrocarbon
Accumulation;  Case  Study  from  Lower
Talang  Akar  Reservoir  South  Sumatra
Basin  Indonesia,  Jakarta, Proceedings Indonesian Petroleum
Association
Annual Convention .
Van Wagoner, J.C., Mitchum, R.M., Campion,
K.M.,  dan  Rahmanian,  V.D.  (1990):
Siliciclastic  Sequence  Stratigraphy  in Well  Logs,  Cores,  and  Outcrops: Concepts for High Resolution Correlation  of  Time  and  Facies, AAPG
Methods  in  Exploration  Series ,  No. 7 , USA.