Potensi Reservoir Batupasir Formasi Ngimbang dan Interval Umur pra-Tersier Area Silaen-10, Sub-Cekungan Kangean, Cekungan Jawa Timur Utara
Michael Silaen 1 , Yoga Aribowo 1 , Reddy Setyawan 1*
1 Departemen Teknik Geologi, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro

## Abstrak
Salah satu cekungan sedimen yang telah banyak dilakukan kegiatan eksplorasi minyak dan gas  bumi adalah  Cekungan  Jawa  Timur  Utara.  Cekungan  ini  memiliki  sistem  petroleum  yang  kompleks  dan berbeda-beda untuk setiap Sub Cekungan. Berdasarkan penilitian terdahulu di Cekungan Jawa Timur- Utara,  diperlukan  kajian  lebih  lanjut  terhadap  Formasi  Ngimbang  dan  pra-Ngimbang  untuk  dapat menemukan prospek baru. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui stratigrafi dan persebaran batuan, mengetahui nilai properti batuan dari hasil perhitungan petrofisika, dan menentukan area prospek baru. Data yang digunakan mencakup dua sumur, yaitu sumur Silaen-1 dan Silaen 3, dan data seismik 3D. Empat  marker  yang  digunakan  dalam  picking  horison,  yaitu  R2,  R1  ( top dan bottom ),  dan  SB  pra- Tersier.  Hasil  analisis  data  sumur  menunjukkan  pada  sumur  Silaen-1  tersusun  dari  perlapisan batupasir, batugamping, dan shale berseling dengan batubara, sedangkan sumur Silaen-3 tersusun atas litologi  yang  sama  dengan  Silaen-1,  tetapi  tanpa  batugamping.  Perhitungan  petrofisika  pada  sumur Silaen-1 menunjukkan nilai rerata porositas efektif 27%; Vshale 0,23; dan saturasi air 80%, sedangkan Sumur  Silaen-3  memiliki  nilai  rerata  porositas  efektif  24%; Vshale 0,05;  dan  saturasi  air  82%. Penentuan  area  prospek  terbaru  menggunakan  kombinasi play ,  peta  struktur  kedalaman,  dan  juga sebaran  porositas  efektif.  Berdasarkan  ketiga  parameter  tersebut,  ada  tiga  horison  yang  layak  untuk potensi,  yaitu  top  R1,  bottom  R1,  dan  SB  pra-Tersier.  Horison  R1  terdapat  dua  area  prospek  baru untuk dilakukan eksploitasi, sedangkan horison SB pra-Tersier memiliki empat area prospek terbaru. Kata kunci: Analisis Petrofisika; Cekungan Jawa Timur-Utara; Interpretasi Litologi; Penentuan Area Propek.

## Abstract
The North East Java Basin has interesting geological conditions. Based on the research carried out in the East-North Java Basin, further studies are needed on the Ngimbang and pre-Ngimbang Formation to find new hydrocarbon prospects. This study aims to determine the stratigraphy and distribution of rocks,  to  determine  the  value  of  rock  properties  based  on  petrophysical  calculations,  and  determine the area of new prospects. The research location is in the Silaen-10 Area, Kangean Block, Kangean Sub  Basin.  The  data  used  in  the  study  used  well  data  (Silaen-1  and  Silaen  3)  and  3D  seismik  data. Four  markers  used  in  horizon  picking,  namely  R2,  R1  (top  and  bottom),  and  pre-Tertiary  SB.  The results of lithological interpretation of well data analysis found that the Silaen-1 well was composed of sandstone, limestone and shale layers interspersed with coal, while the Silaen-3 well was composed of  the  same  lithology  as  Silaen-1,  but  there  was  no  limestone.  Petrophysical  calculations  on  the Silaen-1 obtained average value of effective porosity of 27%; Vshale of 0.23; and water saturation of 80%,  while  the  Silaen-3  obtained  average  value  of  effective  porosity  of  24%;  Vshale  of  0.05;  and water  saturation  of  82%.  To  determine  the  latest  prospect  area  using  a  combination  of  play,  depth structure maps, and also the distribution of effective porosity. Based on the three parameters, here are three feasible horizons for potential, top R1; bottom R1; and pre-Tertiary SB. Horizon R1 has two new prospect areas, while the pre-Tertiary SB horizon has four new prospect areas.
Keywords : East-Java  Basin,  Lithology  Interpretation,  Petrophysics  Analysis,  Prospect  Area Determination
* ) Korespondensi: reddy@live.undip.ac.id
Diajukan : 2 Februari 2021 Diterima : 30 Juni 2021 Diterbitkan  : 31 Juli 2021

## PENDAHULUAN
Cekungan  Jawa  Timur  merupakan  cekungan yang sudah banyak dilakukan kegiatan eksplorasi  minyak  dan  gas  bumi.  Cekungan Jawa Timur-Utara memiliki lima sistem petroleum  yang  berbeda-beda  yaitu:  Ngimbang- OK  Ngrayong  pada  area  Cepu  Jawa  Timur, Ngimbang-Ngimbang pada area offshore Kangean  sebelah  utara  pulau  Bali,  Ngimbang- Kujung  pada  area  Cepu  dan  Sub  Cekungan Madura,  Tersier-Miosen  dengan  komposisi sistem  gas  yang  besar  pada  area  Sub  Cekungan Muriah, dan Tersier-Pliosen dengan sistem kaya akan  gas  biogenik  pada  area southeast Madura yang  berbatasan  dengan  utara  Bali  (Doust  dan Noble, 2008). Salah  satu  Formasi  yang menarik dan  dijadikan  target  adalah  Formasi  Ngimbang. Formasi  Ngimbang  dapat  berperan  sebagai batuan sumber dan reservoir.
Survei  seismik  2D  terbaru  yang  telah dipublikasikan oleh Satyana (2016) menggambarkan rekonstruksi terbaru
tektonostratigrafi dari umur Paleozoikum hingga Kuarter.  Hasil  penampang  seismik  terbaru tersebut  memperlihatkan  bahwa  masih  terdapat susunan  batuan  yang  diinterpretasi  sebagai batuan sedimen pada umur Mesozoikum. Bagian bawah  Formasi  Ngimbang  dipisahkan  oleh sequence  boundary yang  memisahkan  endapan sedimen Mesozoikum dengan Kenozoikum.
Maulin  dkk.  (2012)  melakukan  penelitian pada  Cekungan  Jawa  Timur  Utara  berdasarkan suvei  seismik.  Penelitian  mereka  bertujuan untuk  mengembangkan  teori  tektonik  yang bekerja  pada  Cekungan  ini.  Hasil  penelitian mereka menunjukkan bahwa ada tektonik inversi yang  sangat  berpengaruh  dalam  pembentukan struktur  patahan  dan  lipatan  yang  sangat kompleks  dengan  oritentasi  arah  Timur-Barat. Pembentukan  struktur  inversi  ini  terjadi  pada umur Tersier, kala Pliosen.
Berdasarkan  penilitian  yang  telah  banyak dilakukan  pada  Cekungan  Jawa  Timur-Utara, diperlukan  kajian  lebih  lanjut  terhadap  Formasi Ngimbang  dan  pra-Ngimbang  untuk  dapat melihat prospek baru dalam mencari hidrokarbon. Area penelitian terletak pada lokasi offshore pulau  Kangean  bagian  selatan.  Studi seismik menggunakan survei seismik 3D.
Tujuan  dari  penelitian  ini  adalah  untuk mengetahui  stratigrafi,  persebaran  litologi, struktur geologi, dan indikasi dalaman ( depocenter) yang menjadi tempat pembentukan
dan  pematangan  hidrokarbon,  mengetahui  nilai porositas  efektif,  saturasi  air,  dan  V shale pada zona reservoir, dan menentukan potensi alternatif hidrokarbon pada area penelitian.

## Geologi Regional
Daerah  penelitian  termasuk  pada  Formasi Ngimbang  dan  pra-Ngimbang.  Menurut  Philips dkk.  (1991)  Formasi  pra-Ngimbang  didominasi batupasir  dan  batulempung  pasiran  berumur Paleosen hingga Eosen Tengah diendapkan pada alluvial.  Formasi  Ngimbang  dibedakan  menjadi Ngimbang  Klastik,  Ngimbang  Karbonat,  dan Ngimbang Shale .  Ngimbang  Klastik  didominasi oleh batupasir yang diendapakn pada lingkungan terrestrial  berumur  Eosen  Akhir,  sedangkan Ngimbang  Karbonat  disusun  oleh  batugamping yang  diendapkan  di shallow  marine berumur Eosen  Akhir,  dan  Ngibang Shale disusun  oleh shale diendapkan  pada deep  outer  shelf hingga bathyal umur Eosen Akhir.
Struktur geologi yang terdapat pada Cekungan Jawa Timur Utara merupakan patahan geser  yang  memanjang  dari  Utara  Lombok hingga  Madura  dan  disebut  sebagai  patahan RMKS  (Rembang,  Madura,  Kangean,  dan Sakala).  Selain  patahan,  struktur  geologi  yang bekerja  yaitu  zona  antiklinorium.  Patahan RMKS  dan  zona  antiklinorium  memiliki orientasi  arah  yang  sama  yaitu  Barat-Timur. Sribudiyani  dkk  (2003)  membagi  tiga  bagian evolusi  tektonik  regional  pulau  Jawa,  yaitu Kapur  Akhir–Tersier  (70–35  Ma),  Oligosen– Awal  Miosen  (35–20  Ma),  dan  Akhir  Miosen– Kuarter (7–2 Ma).
Emmet dan Bally (1996) melakukan penelitian  terhadap  kondisi  tektonik  pada Cekungan  Jawa  Timur-Utara.  Hasil  analisa mereka  menunjukkan  adanya  pengaruh  tektonik menyebabkan  banyaknya  terbentuk  patahan  dan lipatan yang kompleks pada Cekungan tersebut.

## METODOLOGI
Dalam  penelitian  ini  metode  yang  digunakan adalah  pengumpulan  data  sumur  dan  data seismik,  serta  data  sekunder  untuk  mendukung dalam penelitian. Penelitian ini tidak menggunakan data batuan inti ( core ).
Data  sumur  yang  digunakan  sebanyak  dua sumur yaitu Silaen-1 dan Silaen-3. Kedua sumur tersebut  memiliki  data  log  berupa  Log  gamma ray,  resistivitas,  densitas,  neutron,  dan  sonic. Secara  umum  analisis  yang  dilakukan  dalam
penelitian  ini  adalah  analisis  petrofisika, seismik,  analisis  atribut  seismik,  Analisis metode inversi, pembuatan peta sebaran porositas efektif, dan inventarisasi area prospek.
Data log tersebut digunakan untuk melakukan  penentuan  litologi  dan  analisis petrofisika. Analisis petrofisk mencakup analisis mencari  nilai volume  shale ,  nilai  porositas batuan dan nilai saturasi air.
Analisis seismik pada penelitian ini menggunakan  data  survei  3D  yang  memiliki luasan  berkisar  400  km 2 .  Ada  sebanyak  76  line seismik yang diinterpretasi dalam penelitian  ini, yakni  ada  57  line  seismik  crossline  dan  19 lintasan  seismik  inline  (Gambar  1). Dalam analisis seismik tahapan pertama yang dilakukan adalah  melakukan picking  horison dan  patahan. Analisis  seismik  merupakan  proses  pengerjaan untuk  menginterpretasi  bawah  permukaan  dan bertujuan  untuk  memodelkan  bawah  permukaan sehingga  mendapatkan  gambaran  stratigrafi, struktur  patahan/lipatan,  dan  juga  sistem petroleum.  Ada  tahapan  yang  perlu  dilakukan dalam  analisis  seismik  sebelum  sampai  pada menginterpretasi  bawah  permukaan.  Tahapan tersebut  berupa Well  to  Seismic  Tie ,  penentuan marker stratigrafi yang akan dianalisis, penentuan  arah  struktur  regional  penelitian,  dan membuat peta struktur waktu  serta peta struktur kedalaman.
Tahap  proses  well Seismic  Tie merupakan tahapan untuk mengikat sumur terhadap seismik. Pengikatan  data  sumur  perlu  dilakukan  untuk menginterpretasi keberadaan suatu formasi pada seismik  dengan  baik.  Selain  itu  perlunya  proses
tersebut  dilakukan  karena  domain  seismik berbeda dengan data sumur, seismik menggunakan  domain  waktu  sedangkan  sumur menggunakan domain kedalaman. Proses well to Seismic  Tie memerlukan  data  log  berupa  log densitas  dan  log  sonic.  Kedua  log  ini  nantinya akan  dikonvolusikan  dengan  suatu  gelombang disebut  sebagai wavelet (dengan  pemilihan berbagai  jenis  fase).  Hasil  konvolusi  dengan wavelet seismogram sintetik. Seismogram sintetik  merupakan  seismik  buatan  yang  sudah terkoreksi  dengan  data  log  sehingga  hasilnya akan  lebih  baik  dari  seismik  data  semula. Setelah  seismogram  sintetik  terbentuk  tahap berikutnya  ialah  mengkorelasikannya  dengan seismik  semula.  Hasil  korelasi  akan  membawa dampak perubahan terhadap marker sumur yang tampak pada seismik.
Setelah  tahapan well  Seismic  Tie langkah berikutnya  adalah  menentukan  marker  yang akan  dijadikan  sebagai  picking  horison.    Selain melakukan  picking  horison¸  tahapan  yang dilakukan  berikutnya  yaitu  picking  patahan. Patahan sangat penting karena dalam memodelkan  suatu  reservoir  patahan  sangat berperan penting dalam proses migrasi. Tahapan setelah  melakukan  tahapan  picking  horison  dan patahan  yaitu  membuat  peta  waktu.  Pada  peta struktur  waktu  ini  masih  dalam  bentuk  model yang belum memiliki patahan sehingga diperlukan  proses  untuk  membuat  model patahan  pada  peta  struktur  waktu.  Model  dari patahan  pada  peta  waktu  disebut  sebagai  peta struktur waktu ( time structure map ).
Gambar 1. Area lokasi penelitian dan peta dasar lintasan seismik (inset kiri bawah).
U
Peta  struktur  waktu  masih  memiliki  domain dalam  waktu,  sehingga  perlu  langkah  untuk melakukan konversi dari waktu  menjadi kedalaman dengan menggunakan data checkshot .  Data  tersebut  sangat  penting  karena berisi  waktu  dan  kedalaman  yang  didapatkan bersamaan  di  sumur.  Setelah  memasukkan  data checkshot maka  peta  struktur  waktu  yang  sudah didapatkan  sebelumnya  akan  menjadi  peta struktur kedalaman ( depth structure map ).
Setelah  tahapan  tersebut,  untuk  menduga adanya indikasi keterdapatan hidrokarbon menggunakan  atribut  seismik  berupa  rms amplitude.  Kemudian  untuk  dapat  melihat  nilai dari  model  reservoir  dilakukan  permodelan menggunakan metode inversi dari hasil property porositas  sehingga  model  reservoir  yang  sudah tergambar akan terlihat nilai dari porositas yang didapatkan.  Hasil  akhir  dari  analisis  tersebut yaitu inventarisasi area propek model reservoir.

## HASIL

## Analisis Petrofisika
Formasi  yang  dijadikan  sebagai  fokus  penilitian merupakan  mulai  dari  Formasi  Ngimbang,  pra- Ngimbang, dan pra - Tersier. Formasi pra-Tersier belum  ada  ditembus  oleh  sumur  baik  eksplorasi maupun  produksi,  sehingga  untuk  interpretasi jenis/tipe litologi dan menghitung nilai petrofisika hanya mencakup berdasarkan pembacaan  data  log  pada  Formasi  Ngimbang hingga  pra - Ngimbang.  Formasi  Ngimbang  pada sumur  Silaen-1  diinterpretasi  berada  pada kedalaman  antara  2.320  meter  hingga  3.086 meter,  sedangkan  pada  Sumur  Silaen  -3 diinterpretasi  berada  pada  kedalaman  antara 2.500 meter hingga 3.447 meter.
Hasil  pembacaan  nilai  log  menunjukkan Sumur  Silaen-1  terdapat  litologi  berupa shale berseling dengan batubara, batupasir, batugamping  (Gambar  2),  sedangkan  untuk sumur  Silaen-3  juga  memiliki  tipe  litologi  yang sama,  yakni  terdapat  susunan  litologi  berupa shale berseling  dengan  batubara,  dan  batupasir tetapi tidak terdapat batugamping.
Berdasarkan analisis petrofisika menggunakan  data  log  pada  sumur,  didapatkan beberapa  zona  yang  diinterpretasi  sebagai reservoir.  Pada  Sumur  Silaen-1  terdapat  tiga zona  yang  diinterpretasi  sebagai  reservoir  pada kedalaman  2.600  m  hingga  2990  m,  sementara
Sumur  Silaen-3  terdapat  tiga  zona  yang diinterpretasi  sebagai  reservoir  pada  kedalaman 3.100  m  hingga  3.300m.  Hasil  perhitungan analisis  petrofisika  pada  kedua  sumur  yakni, Sumur  Silaen-1  (Gambar  3)  memiliki  nilai Vshale sebesar  0,23  porositas  efektif  bernilai 27%,  dan  saturasi  air  bernilai  80%  sedangkan Sumur  Silaen-3  memiliki  nilai  Vshale  sebesar 0,05 porositas efektif  bernilai 24%, dan saturasi air bernilai 82%.

## Analisis Seismik
Korelasi  antara  seismogram  sintetik  dengan seismik  semula  bernilai  0,8  dengan timeshift sebesar  0  ms.  Bila  dilihat  dari  nilai  korelasi  ini termasuk  sudah  akurat  antara  pengikatan  sumur terhadap penampang seismik.
Setelah  tahapan well  Seismic  Tie, langkah berikutnya  adalah  menentukan  marker  yang akan  dijadikan  sebagai  picking  horison  Dalam penelitian  ini  terdapat  empat  marker  yang  hasil dari picking  horison yaitu  horison  R2,  Top  R1, Bottom R1, dan SB pra-Tersier (Gambar 4).
Gambar 2. Interpretasi litologi Sumur Silaen-1 pada kedalaman ±2.700m hingga ±3.100m.
Gambar 3 . Hasil analisis petrofisika dalam bentuk log pada Sumur Silaen-1 pada kedalaman 2600m – 3.100m.
Gambar  4. Empat  marker  yang  hasil  dari  picking horison.

## Analisis Atribut Seismik
Salah  satu  cara  sederhana  untuk  melihat keberadaan  hidrokarbon  di  penampang  seismik adalah  menggunakan  atribut  seismik  berupa amplitudo.  Sinyal  amplitudo  dapat  merekam keberdaan  hidrokarbon  khususnya  gas  bumi. Rekaman  sinyal  amplitudo  akan  merekam keterdapatan  gas  bumi  yang  akan  ditunjukkan dengan  sebuah  anomali.  Anomali  tersebut berupa brightspot .  Hasil  dari  pengerjaan amplitudo  rms  yang  dikerjakan  pada  seismik yakni  keberadaan  anomali brightspot paling
banyak  muncul  di  bagian  closure  dan  bagian depocenter .
Kenampakan brighspot ditandai  dengan warna  yang  relatif  jingga  tersebut.  Arti kenampakan brighspot pada  salah  satu  horison R2 tersebut menunjukkan nilai amplitudo daerah itu relatif tinggi. Kenampakan tersebut diinterpretasikan  sebagai  area  yang  menarik karena  kondisi  fisis  batuan  berupa  porositas relating  tinggi,  volume shale dan  saturasi  yang relatif  rendah.  Dari  kenampakan  tersebut mengindikasikan  bahwa  gas  (Gambar  5)  berada banyak  pada  bagian  dalaman  sebagai  tempat terbentuknya  dan  akan  bermigrasi  ke  bagian penutup ( closure ).

## Analisis Metode Inversi
Pemodelan  reservoir  yang  berikutnya  adalah dengan  menggunakan  metode  inversi  untuk membuat  model  bawah  permukaan  yang mereprasentasikan  litologi  dan  persebarannya dari  data  observasi  pengukuran,  dalam  hal  ini yaitu  data well  log .  Dalam  tahap  memodelkan potensi  reservoir  menggunakan  metode  inversi, ada  beberapa  tahapan  yang  harus  dikerjakan terlebih  dahulu  yakni  mengerjakan  analisis sensitivitas,  membuat  model  awal  Inversi, analisis pra inversi,  dan membuat model inversi AI ( Accoustic Impedance ).
Tahapan  analisis  sensitivitas  menggunakan crossplot  log  densitas,  neutron,  gamma  ray,  dan impedans. Crossplot pertama merupakan
Gambar 5. Kenampakan brightspot pada surface atribut RMS amplitude horison R2.
hubungan  antara  log  densitas,  impedans,  dan gamma  ray,  sedangkan  xplot  kedua  merupakan hubungan  antara  log  neutron,  impedans,  dan juga  gamma  ray.  Tujuan  dilakukannya  xplot adalah  untuk  mengetahui  hubungan  antara pembacaan  log  dalam  pengerjaan  dengan  zona yang  diduga  sebagai  reservoir  dan  juga  untuk mengetahui  jenis  litologi  sebagai  reservoir tersebut (Gambar 6).
Dari  pembacaan  tersebut,  secara  garis  besar dapat  dibedakan  menjadi  dua  area,  yang berwarna  kuning  dan  berwarna  abu-abu.  Area yang  berwarna  kuning  memiliki  nilai  densitas, impedans, dan gamma ray yang rendah. Dengan kondisi tersebut, kemungkinan litologinya adalah  batupasir.  Pada  area  yang  berwarna  abu-
abu  tersebut  memiliki  nilai  densitas,  nilai impedans,  dan  gamma  ray  tinggi.  Jenis  litologi dengan  kondisi  tersebut  adalah shale .  Untuk mendukung  interpretasi  litologi  berdasarkan sifat  fisis  batuan  tersebut,  dapat  dibaca menggunakan  xplot  pada  log  neutron,  log gamma  ray,  dan  juga  impedans.  Analisis  ini dilakukan  pada  kedalaman  yang  sama  untuk dapat menyebandingkan hubungan antara densitas dan neutron (Gambar 7).
Pada  Gambar  6,  dapat  dilihat  area  yang sebelah  kiri  didominasi  oleh  nilai  neutron  yang relatif  tinggi,  sedangkan  nilai  impedans  yang rendah  dan  juga  nilai gamma  ray yang  rendah. Berdasarkan keadaan tersebut, dapat diinterpretasikan sifat fisis batuan di area
U
Gambar 6. Sensitivitas densitas sumur Silaen-1
Gambar 7. Sensitivitas neutron sumur Silaen-1.
tersebut porositas relatif tinggi, namun porositas dalam  pembacaan  ini  merupakan  porositas  total bukan  porositas  efektif.  Di  bagian  kanan,  dapat diihat  nilai  porositas  cenderung  menurun, didukung  dengan  nilai  impedans  yang  relatif tinggi  dan  juga  nilai gamma  ray yang  tinggi. Berdasarkan  keadaan  tersebut,  sifat  fisis  batuan yang  menggambarkan  area  itu  merupakan rendah porositas.
Langkah  selanjutnya  ialah  membuat  model awal  sebelum  inversi  yang  menggambarkan keadaan bawah permukaan berdasarkan pembacaan  impedans.  Pada  Gambar  8  dapat dilihat bagian yang berada pada horison picking memiliki  nilai  impedans  yang  relatif  sedang- rendah.  Hal  tersebut  diinterpretasikan  bahwa
bagian horison tersebut merupakan litologi yang memiliki karakteristik densitas cenderung rendah.  Karakteristik  litologi  tersebut  dapat berupa  batupasir  yang  diinterpretasikan  sebagai zona reservoir.
Selanjutnya  adalah  melakukan  analisis  pra inversi  yang  bertujuan  untuk  membuat  model berdasarkan  hasil  korelasi  model  awal  inversi dengan nilai asli dari data observasi pengukuran well  log.  Tujuan  dari  tahapan  ini  adalah memiliki  model  yang  bagus  berdasarkan keadaan  sifat  fisis  batuan.  Kontrol  kualitas model  dapat  dilihat  dari  nilai  korelasi  model. Semakin tinggi nilai korelasi, semakin mendekati sifat fisis asli batuan.
Gambar 8. Model awal inversi inline 1279
Gambar 9. Model based hasil inversi.
Model  based  memiliki  korelasi  sebesar  0,91 (Gambar  10).  Model  based  memiliki  nilai korelasi  yang  cenderung  tinggi  karena  baik digunakan pada target yang memiliki reflektifitas  rendah.  Setelah  melakukan  analisis pra inversi, langkah terakhir adalah memodelkan reservoir  menggunakan  metode  inversi  dengan domain dalam impedans.
Hasil  model  inversi  tersebut  dapat  dibuat persebaran  secara  horisontal  berdasarkan  empat horison  hasil picking .  Dari  keempat  hasil slice atau  persebaran  secara  lateral,  nantinya  akan dapat  ditafsirkan  area  prospek  pada  setiap horison tersebut. Gambar  12 menunjukkan hasil irisan horison R2.
Berdasarkan  hasil  persebaran  secara  lateral pada  horison  R2,  menunjukkan  warna  jingga, kuning, dan hijau muda. Semua area horison R2 dapat  ditafsirkan  sebagai  area  potensi  baik karena  parameter  dalam  AI  yang  dilihat  adalah sifat fisik densitas dari batuan tersebut.

## Peta Sebaran Porositas Efektif
Porositas efektif telah didapatkan dalam analisis petrofisika.  Sebelum  membuat  peta  sebaran porositas efektif, tahapan yang dilakukan adalah memasukkan log hasil perhitungan mendapatkan nilai  porositas  efektif  ke  dalam  analisis  seperti membuat  analisis  inversi.  Setelah  memasukkan log  porositas  efektif  dalam  pengerjaan,  langkah berikutnya  ialah  menentukan  area  yang  benar- benar prospek berdasarkan sifat fisik batuan dan juga  keadaan  geologi.  Berdasarkan  sifat  fisik
dan  juga  keadaan  geologi  batuan,  area  yang ditandai berada pada top R1 sampai bottom R1. Berikutnya  adalah  tahap neural  network untuk  melihat  korelasi  keadaan  sebenarnya dengan model hasil pengukuran. Garis biru pada Gambar  11  menunjukkan  bahwa  daerah  yang sudah  ditarget  sebelumnya  terletak  dari  horison top R1  hingga bottom R1.  Bagian  berwarna hitam  yang  berbentuk  seperti  log,  merupakan data  input  dari  log  porositas  efektif,  dan  bagian yang  berwarna  merah  merupakan  model  log porositas  efektif  yang  akan  dikerjakan  dalam pembuatan persebaran porositas tersebut. Apabila tampilan dari masing-masing sumur dari Gambar  13  menunjukkan  korelasi  yang  tinggi antara  model  log  yang  dibuat  dengan  log  asli pengukuran  sehingga  dengan  korelasi  yang tinggi ini dapat membuat model yang komprehensif (Gambar 9).
Gambar 11. Tahapan neural network.
Langkah  selanjutnya  yaitu  membuat  analisis sebaran  porositas  efektif  pada  kedua  sumur tersebut.  Langkah  ini  sama  dengan  melakukan analisis  AI  pada  tahap  sebelumnya.  Gambar  14 menunjukkan  hasil  analisis  sebaran  porositas efektif  pada  lintasan  seismik inline 1271  yang melewati sumur Silaen-1.
Pada  Gambar  14  dapat  dilihat  bahwa  warna ungu  memiliki  angka  porositas  efektif  yang tinggi  mencapai  32  (dalam  satuan  persen), sedangkan  warna  hijau  relatif  rendah  mencapai 25  (dalam  satuan  persen.  Sebaran  lateral porositas  efektif  yang  digunakan  untuk  melihat angka  porositas  efektif  sepanjang  horison tersebut. Hasil irisan persebaran porositas efektif dapat dilihat pada Gambar 14.
Gambar  9. Perbesaran  skala  hasil  korelasi  sumur Silaen-1.
Gambar 10. Sebaran nilai porositas efektif.
Gambar 11. Irisan sebaran porositas efektif horison R1.

## Inventarisasi Area Prospek
Inventarisasi  area  prospek  merupakan  tahapan akhir  dalam  penelitian  ini.  Inventarisasi  area prospek  ini  berdasarkan play dan  keadaan porositas  efektif  batuan.  Berdasarkan play ,  dari empat  horison  yang  diindikasikan  merupakan area  potensi,  tiga  diantaranya  dapat  dijadikan area  prospek  terbaru  dalam  tahapan  eksplorasi. Tiga  horison  tersebut  berupa horison  top R1, bottom R1, dan SB pra-tersier. Horison R2, tidak dapat dijadikan area prospek baru karena bagian antiklin  sudah  dilakukan  pengeboran  terhadap sumur  Silaen-3.  Sementara  sepanjang  horison R2,  bagian  antiklin  hanya  terdapat  pada  sumur yang  sudah  dilakukan  pengeboran  tersebut (Gambar 16).
Horison top R1  dan bottom R1  diasumsikan sama,  karena  R1  merupakan  satu  tubuh  formasi yang  sama.  Ada  dua  lokasi  yang  prospek  pada horison  R1,  yaitu  R1-MS-01  ( closure bagian timur)  dan  R1-MS-02  ( closure bagian  barat). Area  R1  menjadi  menarik  untuk  diteliti  lebih lanjut karena sumur yang berproduksi pada area ini  masih  mengincar  reservoir  berumur  Miosen yaitu pada Formasi Kujung, dan hanya beberapa sumur  yang  mencari  reservoir  hingga  umur Eosen yakni pada Formasi Ngimbang klastik.
Gambar 17 menunjukkan bahwa area prospek baru tersebut dibatasi oleh adanya patahan yang menyambungkan  dari  area depocentre yang dapat diindikasikan bahwa hidrokarbon
bermigrasi  dari  area  tersebut  sampai  pada bentukan  lipatan  antiklin.  Garis  berwarna  hitam tebal  merupakan  patahan  regional  penelitian yang  telah  dianalisis  serta  memiliki  orientasi arah  barat-timur.  Jadi  berdasarkan play ,  area prospek  baru  horison  R1,  terdiri  dari  dua  area prospek  terbaru,  yaitu  R1-MS-01  ( closure bagian  timur)  dan  R1-MS-02  ( closure bagian barat) .
Horison SB pra-Tersier memiliki empat  area prosepek  baru,  yaitu  MS-SBPT-01,  MS-  SBPT- 02,  MS-  SBPT-03,  dan  MS-  SBPT-04  (Gambar 18,  dari  barat  ke  timur)  Keterdapatan  area prospek  baru  pada  horison  ini  akan  menarik untuk  diteliti  lebih  lanjut  karena  sebelumnya tidak  ada  sumur  yang  melakukan  pengeboran hingga  level  horison  SB  pra-Tersier  ini.  Selain itu dengan kondisi patahan mayor yang memiliki umur  sama  dengan  pengisian  sedimen  pada cekungan  ini  menjadi  daya  dukung  dalam melihat potensi keterdapatan jebakan hidrokarbon  yang  mungkin  terdapat  dalam horison  ini.  Patahan  mayor  itulah  yang mengendapkan  batuan  ataupun  formasi  yang diindikasikan  sebagai  batuan  sumber  yakni  Pra- Ngimbang.  Hal  ini  akan  menjadi  lebih  menarik lagi meneliti untuk mengetahui sumber hidrokarbon  sebenarnya  karena  masih  ada batuan metasedimen berumur lebih tua daripada Tersier (Gambar 18).
Gambar 13. Area prospek baru horison R1 berdasarkan play ditunjukkan oleh tanda panah, R1-MS-01 ( closure bagian timur) dan R1-MS-02 ( closure bagian barat).
Gambar  14. Area  prospek  baru  horison  SB  pra-Tersier  berdasarkan  play  ditunjukkan  oleh  tanda  panah  (MS- SBPT-01, MS- SBPT-02, MS- SBPT-03, dan MS- SBPT-04 (dari barat ke timur).
Area  prospek  baru  pada  horison  SB  pra tersier  tersebut  merupakan  yang  dibatasi  oleh patahan  terhubung  dengan depocentre sebagai tempat  hidrokarbon  dapat  bermigrasi  dan dibatasi  oleh  bagian  atas  berupa  bentukan antiklin  agar  hidrokarbon  berakumulasi  di antiklin  tersebut.  Jadi  berdasarkan play ,  area
prospek  baru  horison  SB  pra  tersier  terdapat empat  area  terbaru  yang  dapat  ditunjukkan  oleh tanda panah tersebut.
Parameter berbeda untuk mengetahui potensi reservoir  berdasarkan  persebaran  porositas efektif.  Sebaran  porositas  efektif  dapat  diketahi setelah melakukan tahapan analisis petrofisika
Gambar 15. Overlay peta porositas efektif dengan peta struktur kedalaman horison R1.
untuk  mendapat  angka  propertinya.  Dengan demikian,  horison  yang  dapat  dijadikan  sebagai potensi  reservoir  berdasarkan  keadaan  porositas efektif  yaitu  hanya  horison  R1  karena  horison SB  pra  tersier  tidak  memiliki  angka  properti porositas.  Hasil slice sebaran  porositas  efektif dari  analisis  sebelumnya  dapat  dikombinasikan dengan  peta  struktur  kedalaman  horison  untuk mengetahui hubungan keadaan porositas dengan keadaan  geologi  berupa  patahan  dan  lipatan. Gambar  18  merupakan  hasil  analisis  antara hubungan  peta  struktur  kedalaman  dengan persebaran porositas efektif pada horison R1.
Gambar  19  menunjukkan  adanya  hubungan area  prospek  baru  horison  R1  yang  sudah dijelaskan sebelumnya. Area yang memiliki nilai porositas tinggi tersebut merupakan area prospek baru  dan  sesuai  keberadaan play .  Daerah  yang memiliki  warna  lebih  cerah  daripada  area  lain, ditunjukkan  oleh  warna  biru  muda  denga  nilai leboh  besar  dari  0,1  (v/v),  menujukkan keterdapatan  porositas  efektif  sangat  tinggi. Oleh  karena  itu,  pada  daerah  tersebut  potensi reservoir  menjadi  lebih  tinggi  lagi.  Selain  itu, dengan  adanya overlay terhadap  peta  struktur kedalaman menunjukkan daerah tersebut merupakan  daerah  tutupan  atau closure artinya tempat  akumulasi  hidrokarbon  tinggi  di  area tersebut.  Ini  menjadi  daya  dukung  dalam melakukan kegiatan eksplorasi lebih lanjut.

## PEMBAHASAN

## Diskusi Geologi Area Penelitian
Berdasarkan  interpretasi  litologi  kedua  sumur menggunakan  pembacaan  log Gamma  Ray ,  log Density ,  dan  log Neutron yang  juga  validasi dengan completion log , terdapat hasil interpretasi  berupa  batupasir  yang  memiliki karakteristik berbeda berdasarkan ukuran butiran dan komposisi.
Dari  hasil  interpretasi  litologi  pada  Sumur Silaen-1,  terdapat  susunan  litologi  yang  sangat beragam  sehingga  bila  disebandingkan  dengan stratigrafi regional formasi yang diteliti merupakan Formasi pra-Ngimbang dan Ngimbang.
Formasi pra-Ngimbang disusun oleh batupasir  yang  berseling  dengan shale serta  ada keterdapatan sisipan batugamping. Data completion  log menunjukkan  batupasir  pra- Ngimbang  banyak  terdapat  fragmen  berupa konglomerat  dan  kerakal,  sehingga  dapat diinterpretasikan  batupasir  tersebut  merupakan produk  sedimen  dari  darat.  Kenampakan Formasi  pra-Ngimbang  pada  seismik  dibatasi oleh  patahan  yang  terbentuk  oleh  aktifitas tektonik  pemekaran  atau  rifting.  Pemekaran tersebut  akan  membentuk  daerah  rendahan  atau disebut sebagai graben dan tinggian atau disebut sebagai horst .  Seperti  diketahui  bahwa  sebelum terjadinya  tektonik  pemekaran,  bagian  yang
menjadi  batuan  dasar  Cekungan  Jawa  Timur- Utara  merupakan  mikrokontinen  Australia. Setelah terjadinya tektonik pemekaran menyebabkan  area  mikrokontinen  tersebut menjadi terbagi-bagi sehingga ada yang terdapat di  bagian  tinggian  ( horst )  dan  rendahan ( graben ).  Pada  daerah  tinggian,  perlahan  akan mengalami  proses  erosi  batuan  dan  semakin bertambah  waktu  menjadi  mengalami  proses sedimentasi  sehingga  material  akan  tertransport pada  bagian  tinggian  sehingga  mengisi  bagian rendahan  yang  menyebabkan  material  tersebut merupakan  cikal  bakal  Formasi  Pra-Ngimbang. Proses  pengisian  material  tersebut  disebut  juga sebagai  proses  synrift  karena  selama  terjadinya tektonik  pemekaran,  proses  pengisian  oleh material  sedimen  akan  menempati  area  yang terkena tektonik pemekaran tersebut.
Menurut  Prosser  (1993),  endapan  synrift dibedakan  menjadi  dua  jenis  berdasarkan letaknya,  yakni  endapan synrift  initiation dan synrift  climax .  Endapan synrift  initiation merupakan  endapan  yang  dibatasi  pada  patahan dan  bentukannya  onlap  terhadap  hanging  wall. Endapan synrift  climax merupakan  endapan yang  dibatasi  yang  terbentuk  karena  laju perpindahan  patahan  bernilai  maksimum  dan bentukannya  dicirikan  bagian reflector yang mendekat  pada footwall .  Berdasarkan  analisis kedalaman  oleh  data  sumur,  kenampakan  pada seismik,  Formasi  Pra-Ngimbang  diendapkan pada  lingkungan  pengendapan  alluvial.  Analisis kedalaman  dilakukan  dengan  melihat  nilai kedalaman  yang  ada  di  data  log.  Gambar  20 menunjukkan  kenampakan  pada  seismik  dan hubungannya dengan kondisi lingkungan pengendapan pada Formasi Pra-Ngimbang.
Berbeda  dengan  susunan  litologi  Formasi Pra-Ngimbang,  Formasi  Ngimbang  dicirikan dengan keterdapatan susunan litologi shale yang sangat  dominan  dengan  ada  sisipan  batubara. Pada  suatu  keadaan,  terdapat  endapan  batupasir yang  menebal  diantara shale .  Keadaan  tersebut dapat  mencirikan  fasies  pengendapan  berupa channel .  Gambar  20  menunjukkan  endapan channel pada  susunan  stratigrafi  berdasarkan analisis data log pada Formasi Ngimbang.
Berdasarkan  analisis  kenampakan  data  log, kenampakan seismik, dan biostratigrafi, Formasi Ngimbang  terendapkan  di  eustuarin  pada fasies Channel .  Perbedaan  antara  sistem  pengendapan eustuarin  dengan  delta ialah proses sedimentasi, yang  mana  pada  sistem  pengendapan  delta
didominasi  oleh  suplai  sedimen,  sehingga pengendapan  delta  cenderung  mengarah  pada laut,  sedangkan  pada  eustarin  didominasi  oleh ruang  akomodasi  oleh  laut  yang  menyebabkan dominasi  oleh  sedimen  halus  dari  laut  berupa shale .
Adanya  keterdapatan  sisipan  batubara  dan batupasir  pada  sistem  Eusturain  ini  merupakan pengaruh  kontrol  dari  sistem  sungai  yang memotong  bentukan  Eustuarin  dan  membawa material  batubara  serta  batupasir,  sehingga pengendapannya  akan  bersamaan  dengan shale tersebut.  Selain  itu,  proses  sikuen  yang  terjadi pada lingkungan pengendapan Eustuarin, yaitu
Gambar  16. Rifting  initiation (panah  warna  hitam) dan climax (panah berwarna merah).
Gambar 17. Fasies channel pada Formasi Ngimbang,  Sumur  Silaen-1,  ditunjukkan  panah merah.
permukaan  air  laut  relatif  yang  berpengaruh terhadap  ruang  akomodasi.  Permukaan  air  laut relatif  yang  terjadi  merupakan  permukaan  air yang  naik,  sehingga  menyebabkan  dominasi oleh  sedimentasi  dari  laut  menuju  darat.  Proses tersebut  banyak  menyebabkan  pengendapan material  halus  berupa shale pada  kondisi tersebut.  Suplai  sedimen  dari  darat  masih  juga berlangsung,  sehingga  dapat  mengendapkan berupa  batupasir  dan  juga  batubara.  Gambar  21 memperlihatkan  bahwa  sistem  pengendapan eustari  berupa  fasies channel berperan  penting dalam  mengendapkan  litologi  berupa  batupasir yang  nantinya  akan  sebagai  reservoir  dalam sistem petroleum. Batupasir dengan keterdapatan  porositas  tinggi  akan  membuat kualitas  semakin  baik  lagi.  Porositas  tinggi  dari batupasir  didapatkan  dari  hasil  sedimentasi  di material  sedimen  di  lingkungan channel. Persebaran  nilai  porositas  tinggi  (Gambar  19), menunjukkan  nilai  porositas  tersebut  berada  di sepanjang channel (Gambar 17 dan 18).

## KESIMPULAN
Susunan  stratigrafi  yang  diteliti  terdiri  atas Formasi pra-Ngimbang-Ngimbang, yang
memiliki penciri satuan litologi berupa batupasir.  Formasi  yang  dijadikan  dalam  target penelitian adalah metasedimen Mesozoikum dan Formasi pra-Ngimbang-Ngimbang. Struktur geologi  regional  hasil  penelitian  berupa  sesar normal  yang  bersifat  mayor  dan  memiliki orientasi arah barat-timur.
Area  yang  diindikasikan  sebagai  tempat akumulasi  hidrokarbon  pada  sumur  Silaen-1 berada  di  kedalaman  2.800-2.990  m,  sedangkan sumur  Silaen-3  berada  di  kedalaman  2.900- 3.180  m.  Nilai  rata-rata  parameter  petrofisika pada  zona  reservoir  yakni,  porositas  efektif memiliki  rerata  nilai  pada  sumur  Silaen-1 sebesar  0,27  sumur  Silaen-3  sebesar  0,24.  Nilai rerata  volume  serpih  pada  sumur  Silaen-1 sebesar 0,23 sedangkan sumur Silaen-3 memiliki nilai  sebesar  0,05.  Nilai  saturasi  air  pada  sumur Silaen-1 memiliki rerata sebesar 0,90 sedangkan sumur Silaen-3 sebesar 0,8.
Berdasarkan  keterdapatan play ,  ada  tiga horison  yang  dapat  dijadikan  sebagai  zona potensi  baik  yaitu  horison  top  R1,  bottom R1¸dan  SB  pra-tersier,  namun  R1  diasumsikan sebagai  satu  horison  karena  R1  merupakan  satu tubuh  formasi  yang  sama.  Horison  R1  terdapat
dua  area  prospek  terbaru,  yaitu  R1-MS-01 ( closure bagian  timur)  dan  R1-MS-02  ( closure bagian  barat) , sedangkan  horison  SB  pra-tersier terdapat  empat  area  propek  terbaru,  yaitu  MS- SBPT-01,  MS-  SBPT-02,  MS-  SBPT-03,  dan MS-  SBPT-04.  Adanya  parameter  persebaran porositas  efektif  hanya  dilakukan  pada  horison R1  karena  data  sumur  tidak  mencapai  horison SB  pra-tersier.  Dengan  persebaran  porositas efektif tersebut dapat menguatkan argumen area prospek baru.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  ucapan  terima  kasih, kepada EASCO East Sepanjang yang membantu dalam  menyediakan  data  dan  perijinan  terkait publikasi.

## DAFTAR PUSTAKA
Doust,  H.  dan  Noble,  A.  R.,  2008,  Petroleum system  of  Indonesia. Marine  and  Petroleum Geology , 25(2), 103–129.
Emmet,  P.A.  dan  Bally,  A.W.,  1996, Evolution of  Cenozoic  inversion  structures,  East  Java Sea , Indonesia.. Abstrak.  San  Diego:
American Association of Petroleum Geologists Meeting.
Maulin,  H.,  B.,  Armandita,  C.,  Mukti,  M., Mandiri,  D.,  Rubyanto,  J.,  Romi,  S.,  2012. Structural Reactivation and Its Implication on Exploration Play:  Case  Study of  JS-1  Ridge.
Proceeding of Indonesian Petroleum Association 36th Annual Convention . Philips,  T.L.,  Noble,  R.A.,  dan  Sinarto,  F.F., 1991. Origin  of  Hydrocarbons,  Kangean Block  Northersn  Platform,  Offshore  N.E. Java Sea . Proceeding of Indonesia Petroleum Association  20th  Annual  Convention ,  P.637- 661. Prosser, S., 1993. Rift-related linked depositional  systems  and  their  seismik expression,  in  G.  D.  Wouldiams  and  A. Dobb,  eds., Tectonics  and  seismik  sequence stratigraphy:  Geological  Society  Special Publication, 71, hal.35–66. Satyana,  A.,  H.,  2016,  The  Emergence  of  Pre- Cenozoic  Petroleum  System  In  East  Java Basin:  Constraints  From  New  Data  And Interpretation  Of  Tectonic  Reconstruction, Deep Seismik, and Geochemistry. Proceeding of Indonesian Petroleum Association  40th  Annual  Convention ,  P.  16-
573.
Sribudiyani,  Muschin,  N.,  Ryacudu,  R.,  Kunto,
T., Astono, P., Prasetya, I., Sapiie B., Asikin, S.,  Harsolumakso,  H.A.,  dan  Yulianto,  I., 2003.  The  Collision  of  The  East  Java Microplate and Its Implication for
Hydrocarbon  occurrences  in  the  East  Java Basin. Proceeding  of  Indonesian  Petroleum
Association 29th Annual Convention .