https://journal.ipb.ac.id/index.php/jurnalikt
e-ISSN   : 2620-309X

## ANALISIS LINGKUNGAN PENGENDAPAN DAN SISTEM PETROLEUM BERDASARKAN INTEGRASI DATA SEISMIK DAN SUMUR DI PESISIR CEKUNGAN SUMATRA TENGAH

## ANALYSIS OF DEPOSITIONAL ENVIRONMENT AND PETROLEUM SYSTEM BASED ON INTEGRATION OF SEISMIC AND WELL DATA IN THE COASTAL OF CENTRAL SUMATRA BASIN
Perdana R. Ordas 1* , Abdurrokhim 2 , Yoga A. Sendjaja 2 , & Tumpal B. Nainggolan 3
1 Program Pascasarjana, Fakultas Teknik Geologi, Universitas Padjadjaran, Indonesia
2 Fakultas Teknik Geologi, Universitas Padjadjaran, Indonesia
3 Pusat Riset Sumber Daya Geologi, Badan Riset dan Inovasi Nasional, Indonesia *E-mail: perdana.rizkiordas@gmail.com

## ABSTRACT
As one of the hydrocarbon-producing basins in Indonesia, the Central Sumatra Basin’s development had been  hampered  due  to  limited  exploration  and  studies.  This  study  aimed  to  identify  depositional environments  and  petroleum  systems  through  stratigraphic  seismic  and  well  studies.  This  study  used  a seismic  method  with  Hampson  Russell  and  Petrel  software.  Log  data  helped  process  seismic  data  with Interactive  Petrophysic  (IP)  software  and Techlog  for  well  data  processing. This  research  zone had  five depositional sequences, most of which were formed in the depositional environment of branching channels and estuaries. There were two potential source rocks, namely in the Pematang Formation and shale layers in the upper TST-1. Based on stratigraphic sequence analysis on seismic sections, petroleum systems were identified in the Merak, Melibur, and Garib wells on the coast of the Central Sumatra Basin. Hydrocarbon reservoirs  were  found  in  the  Bekasi,  Bangko,  and  Menggala  Formations  and  parts  of  the  Pematang Formation; source rock was found in parts of the Menggala and Pematang Formations. The determination of  reservoir  layers  and  source  rock  was  strengthened  by  the  results  of  the  analysis  of  wells  located  on seismic trajectories. Faults were useful as migration pathways for hydrocarbon fluids from source rock to reservoirs so that a petroleum system was formed in the area. This layer had immature and mature parent rocks. It was concluded that the depositional environment and the petroleum system in the wells in the area could be identified.

## Keywords: Central Sumatra Basin, depositional environment, petroleum system, stratigraphy

## ABSTRAK
Cekungan  Sumatra  Tengah  merupakan  salah  satu  cekungan  penghasil  hidrokarbon  di  Indonesia,  karena keterbatasan  ekplorasi  dan  studi,  perkembangan  cekungan  tersebut  mengalami  hambatan.  Penelitian  ini bertujuan  untuk  mengidentifikasi  lingkungan  pengendapan  dan  sistem  petroleum  melalui  studi  stratigrafi seismik  dan  sumur.  Penelitian  ini  menggunakan  metode  seismik  dengan software  Hampson  Russell dan Petrel .  Data  log  membantu  pengolahan  data  seismik  dengan software  Interactive  Petrophysic (IP)  dan Techlog untuk  pengolahan  data  sumur.  Zona  penelitian  ini  memiliki  lima  sekuen  pengendapan  yang sebagian besar terbentuk di lingkungan pengendapan alur bercabang dan estuari. Terdapat dua batuan induk potensial,  yakni  pada  Formasi  Pematang  dan  lapisan  serpih  pada  TST-1  atas.  Hasil  analisis  sekuen stratigrafi  pada  penampang  seismik,  sistem  petroleum  teridentifikasi  pada  Sumur  Merak,  Melibur,  dan Garib di pesisir Cekungan Sumatra Tengah. Reservoar hidrokarbon terdapat di Formasi Bekasap, Bangko, Menggala,  dan  sebagian  Formasi  Pematang;  batuan  induk  terdapat  di  sebagian  Formasi  Menggala  dan Pematang. Penentuan lapisan reservoar dan batuan induk diperkuat oleh hasil analisis sumur yang terletak pada lintasan seismik. Patahan berguna sebagai jalur migrasi fluida hidrokarbon dari batuan induk hingga reservoar,  sehingga  terbentuk  sistem  petroleum  pada  daerah  tersebut.  Lapisan  ini  memiliki  batuan  induk yang belum matang dan matang. Karenanya dapat disimpulkan bahwa lingkungan pengendapan dan sistem petroleum pada sumur-sumur di daerah tersebut dapat diketahui.
Kata kunci : Cekungan Sumatra Tengah, lingkungan pengendapan, sistem petroleum, stratigrafi

## I. PENDAHULUAN
Cekungan Sumatra Tengah merupakan salah satu cekungan
penyumbang hidrokarbon terbesar di Indonesia yang terletak di busur belakang di Pulau  Sumatra.  Struktur  dan  stratigrafinya terbentuk  pada  periode  Pra-Tersier  hingga sekarang  (Nainggolan et  al. ,  2021).  Tingkat keberhasilan eksplorasi hidrokarbon tergantung  pada  pemahaman  geologi  bawah permukaan  bidang  eksplorasi  (Abiola et  al. , 2018). Eksplorasi hidrokarbon sudah banyak dilakukan  oleh  para  peneliti  dengan  metode yang  berbeda-beda,  seperti  pada  penelitian Chasandra  (2018),  Tarigan  (2019),  Yuliani (2020),  Manurung  (2017),  Ertanto  (2017), Siallagan (2017) hanya menggunakan metode  log.  Sedangkan,  Aprilia  (2018)  dan Ramdhani  (2018)  menggunakan  metode  log dengan  seismik  tetapi  tidak  membahas lingkungan pengendapannya. Penelitian mengenai  eksplorasi  hidrokarbon akan lebih lengkap  dan  akurat  jika  metode  log  dan seismik  yang  terintegrasi,  dan  ditambah dengan lingkungan pengendapannya.
Dengan  begitu,  karakteristik  batuan  induk dan  minyak  bumi,  korelasi  minyak-batuan induk,  korelasi  antara  minyak  bumi,  serta genesis  minyak  dan  petroleum  sistem  akan dapat diketahui. Informasi mengenai lingkungan pengendapan juga akan mengarah pada informasi mengenai perkembangan hidrokarbon sehingga memudahkan  analisis  reservoar  dan  sistem petroleumnya.
Potensi  sumber  hidrokarbon  dapat diidentifikasi  sebagai  batuan  induk.  Faktor berikutnya adalah keberadaan batuan reservoar  dan  perangkap,  baik  perangkap stratigrafi,  struktur,  maupun  kombinasi keduanya.  Proses  pematangan  dan  migrasi terjadi sehingga hidrokarbon akan bermigrasi ke batuan reservoar dan terperangkap  di  bawah  batuan  penutup (Koesnama  &  Permana,  2015).  Batuan reservoar  dan  batuan  induk  dapat  diketahui litologinya  dari  data  sumur,  sedangkan
patahan  yang  terbentuk  berguna  sebagai tempat  migrasi  fluida  hidrokarbon  dari batuan  induk  hingga  batuan  reservoar  yang dianalisis dengan stratigrafi seismik.
Stratigrafi  seismik  adalah  penafsiran stratigrafi  dari  data  seismik  yang  digunakan untuk mempelajari pola pengendapan sedimen. Stratigrafi seismik dalam penelitian  geologi  dapat  mengkombinasikan skala  observasi  yang  berbeda,  seperti akuisisi data seismik refleksi dengan kontrol data  sumur  dengan  resolusi  tinggi  (Shiddiq et  al. ,  2021).  Penelitian  sekuen  stratigrafi memiliki peran penting dalam studi eksplorasi  untuk  menentukan  kontinuitas sistem petroleum. Sistem petroleum merupakan bagian dari elemen geologi  serta proses  yang  sangat  penting  hubungannya dalam menghasilkan dan menyimpan minyak  bumi,  serta  dibutuhkan  pemahaman mengenai  sistem petroleum dan proses yang bekerja  pada  suatu  daerah,  yang  nantinya sangat  berpengaruh  terhadap  keberhasilan dari  suatu  eksplorasi  (Mansouri-Daneshvar et al. , 2015).
Dalam  konteks  penelitian  ini,  satuan stratigrafi  Cekungan Sumatra Tengah terdiri dari  Formasi  Pematang,  Kelompok  Sihapas, Formasi Petani, dan Formasi Minas. Endapan  sedimen  dari  Formasi  Pematang sampai  Formasi  Petani  sebagian  besar terbentuk  di  lingkungan  pengendapan  laut. Penemuan reservoar hidrokarbon di Cekungan  Sumatra  Tengah  berasal  dari lakustrin  sampai  batuan  induk  teresterial pada masa syn-rift awal dengan kemungkinan  adanya  keberadaan  batubara pada syn-rift akhir  (Doust  &  Noble,  2008). Penerapan stratigrafi sekuen perlu dilakukan dengan  mengamati  kontrol  geografis  dan korelasi pola perubahan muka air laut global untuk  memahami  cekungan  sedimen  laut  di lingkungan pengendapan laut (Seeling et al. , 2017).  Metode  ini  akan  menentukan  urutan pengendapan  mana  yang  dapat  disimpulkan sebagai reservoar hidrokarbon dan korelasinya  dalam  sistem  petroleum  dengan menggunakan  sistem  traktus.  Sistem  traktus
terdiri  dari  tiga  bagian,  yaitu Lowstand System  Tract (LST), Transgressive  System Tract (TST)  dan Highstand  System  Tract (HST) (Simmons, 2012).
Analisis  sekuen  stratigrafi  pada penampang  seismik  penelitian  ini  dapat mengidentifikasi  sistem  petroleum  pada sumur  di  Cekungan  Sumatra  Tengah.  Studi terbatas pada Formasi Menggala di Cekungan Sumatra Tengah pernah dilakukan untuk  mendapatkan  gambaran  mengenai fasies  reservoar  pada  formasi  tersebut (Natasia et  al. ,  2017).  Studi  tentang  sistem petroleum sebelumnya sudah dilakukan oleh Yuliantina  (2022),  tetapi  terbatas  pada identifikasi  pada  daerah  sumur  dengan metode  log  dan  geokimia.  Berangkat  dari studi  terdahulu,  penelitian  ini  akan  dapat melengkapi  kajian  sebelumnya  dengan mengintegrasikan  metode  data  seismik  dan sumur.  Selain  mengindentifikasi  lingkungan pengendapan,  penelitian  ini  juga  bertujuan untuk  mengidentifikasi  sistem  petroleum, yang  mana  belum  ada  pembahasan  proses
pembentukan  petroleum  secara  detail  dalam penelitian sebelumnya.

## II.   METODE PENELITIAN

## 2.1. Lokasi Penelitian
Penelitian  dilakukan  pada  bulan Maret-Juli  2022  di Geophysical  Data Processing  Laboratory ,  Balai  Besar  Survei dan Pemetaan Geologi Kelautan (BBSPGL), Bandung.  Lokasi  daerah  penelitian  terletak di  Cekungan  Sumatra  Tengah  yaitu  daerah pesisir  di  antara  Pulau  Pedang  dan  Pulau Sumatra  (Gambar  1a).  Sejarah  geologi Cekungan
Sumatra Tengah sangat dipengaruhi oleh sejarah tektoniknya. Pembahasan  mengenai  stratigrafi  Cekungan Sumatra  Tengah  akan  diletakkan  dalam kerangka  tektonostratigrafi  (Gambar  1b). Gambar 1b menunjukkan stratigrafi Cekungan  Sumatra  Tengah  yang  dibagi menjadi  tiga  periode  stratigrafi,  yaitu  Pra- Tersier,  Tersier,  dan  Kuarter  (Doust  & Noble, 2008).
(a) (b)
Gambar 1.  (a) Peta wilayah studi pesisir Cekungan Sumatra Tengah, (b) Stratigrafi Cekungan Sumatra Tengah (Doust & Noble, 2008).

## 2.2. Data Penelitian
Data  yang  digunakan  meliputi  data sumur  dan  data  penampang  seismik  yang diperoleh  dari  Pusat  Data  dan  Informasi Teknologi  (Pusdatin).  Data  log gamma  ray (GR)  dari  sumur  Merak  digunakan  sebagai kontrol  litologi  untuk  penentuan  stratigrafi dari penampang seismik. Tahapan pengikatan  data  sumur  yang  memiliki domain  kedalaman,  dan  data  seismik  yang memiliki  domain  waktu  dilakukan  untuk mendapatkan  keakuratan  posisi  kedalaman setiap batas formasi.
Analisis kualitatif dilakukan perhitungan saturasi air (Sw) dan interpretasi secara  geologi  dapat  dinyatakan  sebagai daerah  target  reservoar.  Saturasi  air  (Sw) dapat  mengidentifikasi  kandungan  fluida berdasarkan  beberapa  hasil  penelitian,  yaitu Adim (1991), Arief (2018) dan Putri (2017). Algoritma  metode/model  yang  digunakan untuk data sumur dapat dilihat pada Gambar 2.
Analisis  kuantitatif  data  geofisika dilakukan  dengan  menganalisis  hasil Log Gamma  Ray yang permeable kemudian dilakukan  separasi  antara  log  porositas  dan densitas yang didukung dengan data resistiviatas.  Dengan  begitu,  interpretasi secara  geologi  dapat  dinyatakan  sebagai daerah target reservoar.
Penentuan daerah target batuan induk dapat  dilakukan  dengan  analisis  kuantitatif data  geofisika,  yakni  dengan  menganalisis gambar  hasil Log  Gamma  Ray yang impermeable. Separasi  antara Lateralog Deep (LLD)  dan sonic  log (DT)  dengan didukung oleh hasil penelitian Passey (1990) selanjutnya  perlu  dilakukan.  Suatu  daerah dapat  dinyatakan  sebagai  daerah  target source rock dan juga dapat diketahui source rock yang mature (matang)  atau immature (belum  matang),  berdasarkan  interpretasi secara geologi.
Gambar 2. Algoritma metode/model yang digunakan untuk data sumur.
Pemodelan sistem petroleum daerah penelitian  mengacu  pada  data  parameter gradien  termal  sebagaimana  rumus  berikut (Dresser Atlas, 1982):
Informasi: dT =  Selisih  temperatur  (T2-T1), yaitu  temperatur  akhir  (TD2)  di  kedalaman akhir (Z2) dikurangi temperatur awal (T1) di kedalaman  awal  (Z1); dZ =  Selisih kedalaman  akhir  dan  kedalaman  awal  (Z2- Z1); Tf =  Temperatur  formasi; Tm = Temperatur  rata-rata  di  suatu  area; D = Kedalaman formasi.
Daerah source  rock dapat  juga  ditentukan berdasarkan  nilai total  organic  carbon (TOC),  baik  dari  hasil  pengukuran  ataupun perhitungan (Passsey, 1990).
Dalam  algoritma  pengolahan, data yang  digunakan  meliputi  data  sumur  ( log gamma  ray ),  data  marker  berisi  informasi lapisan  formasi  pada  data  sumur  dan  data penampang  seismik  2D  yang  diperoleh  dari Pusat Data dan Informasi  Teknologi
(Pusdatin).  Kedua  data  tersebut  akan diintegrasikan  untuk  mendapatkan  model petroleum sistem dengan melakukan identifikasi tanda permukaan stratigrafi yang dilihat  dari  data  log  dan  data  seismik  dan identifikasi  horizon  sesuai  dengan  marker data sumur yang tersedia. Dalam pengolahan data  tersebut,  digunakan  perangkat  lunak Petrel  untuk  visualisasi  data  seismik  dan data sumur.
Pengolahan  data  sumur  dilakukan untuk penentuan tanda permukaan stratigrafi dan diintegrasikan dengan hasil sekuen pada data  seismik  sebagai  data  acuan.  Penentuan tanda permukaan stratigrafi pada data sumur disesuaikan  dengan  pola log  gamma  ray (GR)  yang  mencirikan  perubahan  energi pengendapan  sedimen.  Setelah  ditentukan permukaan  stratigrafi  pada  data  sumur dengan  acuan  data  marker,  dilakukan integrasi hasil penanda stratigrafi antara data
seismik  dan  data  sumur,  data  sumur digunakan  untuk  mengkarakterisasi  daerah reservoir dan batuan induk  (ditandai  dengan adanya  separasi  antara  log  densitas  yang rendah  dan  log  porositas  yang  tinggi)  untuk mengidentifikasi model sistem petroleum.
Faktor-faktor yang menjadi perhatian studi sistem petroleum adalah batuan sumber ( source  rocks ),  pematangan  (maturasi), reservoir, migrasi, waktu ( timing ), perangkap  ( trap ),  batuan  penyekat  ( sealing rock )  dan fracture  gradient . Source  rocks merupakan batuan induk yang menghasilkan minyak  dan  gas  ketika  endapan  tersebut tertimbun dan terpanaskan (maturasi). Proses  transportasi  minyak  dan  gas  dari batuan  sumber  menuju  reservoar  lewat patahan.  Reservoir  adalah  batuan  yang mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon.  Dengan  kata  lain,  batuan tersebut  harus  memiliki  porositas  dan permeabilitas.  Kemudian  terdapat  batuan penyekat  yang  bersifat  tidak permeable, seperti  batu  lempung  ( mudstone ), anhydrite dan garam.

## 2.3. Penentuan Tanda Permukaan Stratigrafi
Tahapan penentuan sekuen stratigrafi dalam  penelitian  ini  adalah  identifikasi penanda permukaan stratigrafi menggunakan log  GR,  kemudian  memetakan  penanda tersebut  ke  dalam  garis  seismik  yang  telah diikat  dengan  data  sumur  untuk  mengetahui sebaran  setiap  sekuen  stratigrafi  di  daerah penelitian  (Setiady et  al. ,  2017).  Analisis sekuen  stratigrafi  pada  penampang  seismik dan  identifikasi  sistem  petroleum  pada sumur  Merak  di  Cekungan  Sumatra  Tengah termasuk  identifikasi  patahan  ( fault )  yang terbentuk  pada  daerah  tersebut  dan  berguna sebagai  tempat  migrasi  fluida  hidrokarbon dari batuan induk sampai reservoar.
Setiap  sistem  saluran  dibatasi  oleh permukaan stratigrafi yang berbeda, tergantung pada faktor pengendapan sedimen.  Ukuran  dan  fase  permukaan  laut global  dapat  memberi  dampak  pada  tingkat
akomodasi  dan  pasokan  sedimen  dalam proses  pengendapan  sedimen.  Faktor-faktor yang  berbeda  ini  akan  menghasilkan rangkaian  parasekuen  ( parasequence  set ) yang  berbeda  dari  setiap  saluran  sistem. Rangkaian parasekuen yang didasarkan pada laju  akomodasi  dan  suplai  sedimen  dapat dijabarkan  dalam  tiga  klasifikasi,  yaitu progradasi, agradasi, dan retrogradasi (Catuneanu,  2002).  Progradasi  diendapkan ketika  suplai  sedimen  lebih  besar  dari  laju akomodasi.  Agradasi  diendapkan  bila  suplai sedimen dan laju akomodasi sama, sedangkan  retrogradasi  diendapkan  bila  laju akomodasi  lebih  besar  dari  suplai  sedimen. Urutan  pengendapan  terdiri  dari  beberapa
sistem  saluran  yang  membentuk  satu  siklus pengendapan sedimen (Gambar 3).
Sistem traktus diklasifikasikan menjadi  tiga,  yaitu Lowstand  System  Tract (LST), Transgressive  System  Tract (TST) dan Highstand System Tract (HST) (Catuneanu,  2002).  Model  analisis  urutan stratigrafi sederhana didasarkan pada karakteristik  log  GR  dalam  menentukan permukaan  stratigrafi  (Anakwuba et  al. , 2018).  Pola  log  GR  memiliki  konsep  dasar yang mencirikan perubahan energi pengendapan  sedimen  yang  memengaruhi ukuran  butir  dan  rangkaian  parasekuen. Bentuk primer dibagi menjadi lima karakteristik, yaitu silinder, corong, lonceng, simetris, dan bergerigi (Gambar 4).
Gambar 3. Konsep dasar siklus pengendapan sedimen pesisir (Maliva, 2016).
Gambar 4.  Identifikasi  penanda  permukaan  stratigrafi  berdasarkan  pola  log  GR  (Anakwuba et al. , 2018).
Bentuk  silinder  dicirikan  oleh  batas yang  tajam  pada  batas  sekuen  atas  dan bawah,  dengan  pembacaan  log  GR  yang konsisten  menunjukkan  litologi  yang  relatif konsisten  atau  seragam.  Nilai  log  GR menurun  secara  konsisten  ke  atas  dari  nilai maksimum, hal tersebut menunjukkan penurunan  kandungan  serpih  menuju  tren naik  yang  kasar,  dan  memperoleh  sedimen tebal  dari  pengendapan  cepat  dalam  bentuk corong.
Nilai  log  GR  yang  meningkat  secara konsisten  dari  nilai  minimum,  menunjukkan peningkatan kandungan serpih tren kenaikan fining dalam  bentuk  lonceng.  Bentuk simetris terbentuk sebagai tren naik pembersihan  bertahap  yang  berubah  dari nilai  maksimumnya  dengan  tren  naik pengotoran  yaitu  dengan  ukuran  butir  yang sama  tanpa  jeda  tajam.  Bentuk  bergerigi/ tidak beraturan dicirikan sebagai pembacaan nilai  log  GR  yang  berfluktuasi  dengan  nilai tinggi dan rendah pada interval vertikal yang sangat  pendek  dari  profil  sumur,  dan menunjukkan  lapisan  pasir  dan  serpih  yang dilaminasi (Anakwuba et al. , 2018).

## 2.4. Analisis Data Sumur dan Seismik
Integrasi  data  sumur  dan  seismik dilakukan  untuk  mengetahui  sebaran  setiap sekuen  stratigrafi  di  daerah  penelitian. Penanda  urutan  stratigrafi  diintegrasikan dengan  horizon  seismik  yang  menunjukkan
variasi  kedalaman  dalam  domain  waktu. Analisis  data  sumur  dilakukan  untuk mengkarakterisasi  data  log  sumur  dalam penentuan  daerah  reservoar  dan  batuan induk  sekaligus  berguna  untuk  mengontrol lapisan  reservoar  dan  batuan  induk  pada penampang  seismik  (Nainggolan et  al. , 2021).

## III.   HASIL DAN PEMBAHASAN
3.1. Identifikasi Urutan Pengendapan
Komponen sekuen pengendapan terdiri  dari  penanda  permukaan  stratigrafi, sistem  traktus  dan  rangkaian  parasekuen yang  telah  diinterpretasikan  di  daerah penelitian  (Gambar  5).  Ada  lima  sekuen pengendapan  ( Depositional  Sequence )  dari Pematang  sampai  Formasi  Telisa.  Sekuen DS-1 terdiri dari sistem traktus LST-1, TST- 1, dan HST-1 yang diendapkan pada periode Eosen-Oligosen  dan  terbentuk  ketika  terjadi pemekaran regional di Asia Tenggara karena tumbukan  tepi  selatan  Lempeng  India  dan Lempeng  Benua  Asia  (Nainggolan et  al. , 2021). Ekspansi  ini  menghasilkan horst dan graben yang  membuktikan  sekuen  DS-1 terbentuk di lingkungan pengendapan lakustrin,  yang  memiliki  sedikit  pengaruh permukaan laut global.
Sekuen  DS-2  terdiri  dari  sistem saluran  HST-2  dan  TST-2  yang  diendapkan pada  periode  Oligosen-Miosen  Awal  dan
terbentuk ketika Pegunungan Barisan terangkat  sehingga  Pegunungan  Barisan menjadi  sumber  sedimen  pada  pengendapan sedimen. Sedimen yang terangkut membentuk  sistem  delta  fluvial  yang  saling berhubungan.  Hal  ini  dapat  dilihat  dari endapan  LST-2,  dan  TST-2  yang  memiliki ketebalan yang hampir sama, yang menunjukkan kesamaan antara suplai sedimen  pada  sekuen  DS-1  dan  laju akomodasi  (Nainggolan et  al. ,  2021). Sekuen  DS-3  dan  DS-4  diendapkan  pada periode  Miosen  Awal-Miosen  Tengah  dan kedua  sekuen  terbentuk  pada  saat  terjadi penurunan wilayah dan perlambatan pengangkatan  Pegunungan  Barisan.  Urutan ini  terbentuk  di  lingkungan  pengendapan laut. Sekuen DS-3 diendapkan ketika tingkat akomodasi  lebih  besar  dari  suplai  sedimen sedangkan sekuen DS-4 yang terbentuk pada lingkungan  pengendapan  laut  dalam  berada pada  tahap  akhir  pengendapan  sedimen,
terjadi  transgresi  maksimum  muka  air  laut global (Barber et al. , 2005).
Sekuen  pengendapan  termuda  DS-5 terdiri dari sistem saluran LST-5, TST-5 dan HST-5  yang  diendapkan  pada  periode Miosen  Tengah-Pleistosen.  Sekuen  DS-5 terbentuk  Ketika  pengangkatan  Pegunungan Barisan  yang  mulai  meningkat  kembali menjadi  sumber  pengendapan  sedimen disertai  sesar  lokal.  Tahap  transgresif  awal terjadi  pada  Miosen  Tengah  yang  ditandai dengan diferensiasi pertama antara Pegunungan  Barisan  dan  cekungan  busur muka dan busur belakang, sehingga menjadikan  Pegunungan  Barisan  sebagai sumber penting sedimentasi  untuk cekungan (Nainggolan et  al. ,  2021).  Lingkungan pengendapan  pada  tahap  ini  berangsur- angsur berubah menjadi sistem laut dangkal. Hal ini terlihat dari ketebalan deposit LST-5, TST-5,  dan  HST-5  yang  semakin  tipis (Gambar 5).
Gambar 5. Identifikasi urutan pengendapan berdasarkan pola log GR.

## 3.2. Model Sistem Petroleum
Pengolahan data seismik 2D
dilakukan untuk penentuan horizon (kemenerusan lapisan) dan tanda permukaan stratigrafi  yang  diawali  dengan  input  data seismik  2D  dengan  koordinat  data  dalam perangkat  lunak Petrel. Tahapan  selanjutnya adalah input data sumur beserta data marker yang  nantinya  akan  menjadi  acuan  dalam penentuan  horizon.  Setelah  kedua  data  telah terinput,  dilakukan  proses well  seismic  tie untuk  mengikat  data  sumur  yang  dalam bentuk  domain  kedalaman  dengan  data seismik  yang  dalam  domain  waktu,  yang dapat  dilihat  di  Gambar  6.  Dengan  begitu, data  hubungan  waktu  dengan  kedalaman, Time  to  Depth  Relationship  (T-D) dapat diperoleh,  sehingga picking  horizon dapat sesuai  dengan  kondisi  geologi  sebenarnya. Proses  ini  dilanjutkan  dengan  melakukan picking patahan  untuk  membantu  melihat kemenerusan  lapisan.  Dalam  melakukan picking horizon,  penentuan  jenis  polaritas sangat  penting  dilakukan  agar  dalam melakukan picking tidak  bergeser,  hal tersebut yang menyebabkan kesalahan dalam picking . Horizon yang telah ditentukan akan membantu dalam penentuan tanda
permukaan stratigrafi yang sesuai Gambar 3. Analisis  ini  dilakukan  untuk  mengetahui sebaran  setiap  sekuen  stratigrafi  yang  akan diintegrasikan  dengan  sekuen  dari  data sumur  untuk  mengidentifikasi  model  sistem petroleum.
Model  sistem  petroleum  daerah penelitian  dapat  diperoleh  dengan  data dukung seperti data seismik, data sumur dan konsep  geologi  di  daerah  tersebut.  Tahapan picking horizon dilakukan untuk menentukan  batas-batas  yang  jelas  dari setiap  formasi  pada  penampang  seismik. Hasil picking pada penampang seismik yang melintasi  sumur  Merak  ditunjukkan  pada Gambar  6.  Pemodelan  sistem  petroleum  di penampang  seismik  tersebut  berdasarkan sekuen  dan  litologinya  (Gambar  7).  Faktor- faktor yang menjadi pembentuk suatu sistem petroleum  adalah  batuan  induk  ( source rock ),  reservoar  ( reservoir ),  batuan  penutup ( seal  rock ),  migrasi  ( migration ),  dan maturasi ( maturation ).
Pemberian warna garis pada Gambar 6 menunjukkan batas-batas sekuen, sehingga akan  diketahui  keberadaan  formasi  pada masing-masing sekuen yang artinya pengendapannya berbeda-beda tiap sekuen.
Gambar 6.  Hasil Picking pada  sumur  Merak.  (Hijau:  Formasi  Telisa,  kuning:  Formasi  Duri, oranye:  Formasi  Bekasap,  merah  muda:  Formasi  Bangko,  ungu:  Formasi Menggala, biru muda: Basement ).
Warna  hijau  muda  ke  warna  kuning merupakan  sekuen  pertama,  warna  kuning sampai  oranye  merupakan  sekuen  kedua, warna  oranye  sampai  warna  merah  muda merupakan  sekuen  ketiga,  warna  merah muda  sampai  biru  muda  merupakan  sekuen keempat, kemudian warna biru muda sampai warna  hijau  muda  yang  bawah  merupakan sekuen  kelima.  Garis  yang  berwarna  hitam merupakan patahan untuk migrasi hirokarbon  dilihat  dari  data  seismiknya,  dan sumbu y  time (ms)  nilainya  dalam  skala negatif  karena  menunjukkan  arah  ke  bawah (hasil konversinya menjadi kedalaman).
Batuan induk adalah endapan sedimen  yang  mengandung  bahan-bahan organik  yang  menghasilkan  minyak  dan  gas bumi, ketika endapan tersebut tertimbun dan mengalami  proses  tekanan  dan  temperatur tinggi.  Serpih  euksinik,  yang  merupakan bagian  dari  Formasi  Pematang,  memainkan peran  penting  dalam  pembentukan  batuan induk di Cekungan Sumatra Tengah (Barber et  al. ,  2005;  Suandhi et  al. ,  2013). Pengendapan  sedimen  pada  tahap horst dan graben ,  perubahan  rezim  tektonik  regional terjadi  di  periode  Oligosen  Akhir.  Hal tersebut dibuktikan dengan kejadian pengangkatan yang diwakili oleh
Pegunungan  Barisan.  Fenomena  ini  kontras dengan daerah lain yang mengalami sedimentasi lanjutan, baik di cekungan busur belakang  dan  cekungan  busur  muka. Peristiwa  tersebut  menghasilkan  inversi lokal dan kemudian menyebabkan ketidakselarasan  regional  pada  evolusi endapan rift .  Batuan  reservoar  Cekungan Sumatra Tengah  merupakan batuan sedimen post-rift .  Kelompok  Sihapas  merupakan kelompok batuan reservoar utama Cekungan Sumatra  Tengah.  Kelompok  Sihapas  terdiri atas  lima  formasi  batuan  yakni  Formasi Menggala,  Bangko,  Bekasap,  Duri,  dan Telisa.  Batupasir  Formasi  Menggala  dan Bekasap merupakan reservoar minyak utama.  Formasi  Menggala  umumnya  terdiri atas endapan fluvial dengan sikuen menghalus  ke  atas  (Barber et  al. ,  2005; Suandhi et al. , 2013).
Garis  hitam  pada  Gambar  7 menunjukkan  patahan,  yang  diperoleh  dari hasil picking pada sumur dengan menginterpretasi  warna-warna  penampang seismik.  Skala  sumbu y adalah time yang bisa  dikonversi  ke  kedalaman.  Skala sumbu y dalam  nilai  negatif  karena menunjukkan  arah  ke  bawah  (hasil konversi menjadi kedalaman), sedangkan
Gambar  7. Sistem petroleum  sumur Merak Cekungan  Sumatra Tengah.  (Kuning: Seal  Rock, Hijau Tua: Reservoar, Hijau Muda: Source Rock, Ungu: Basement).
pemberian  warna-warna  urutan  stratigrafi tersebut  sesuai  dengan  kesepakatan  di Geologi,  yaitu  daerah seal  rock ditunjukkan dengan warna kuning, reservoar ditunjukkan dengan  warna  hijau  tua, source  rock ditunjukkan  dengan  warna  hijau  muda  dan basement dengan warna ungu.
Urutan  pengendapan  mulai  dari batuan  induk  ( source  rock )  hingga  batuan penutup  ( seal  rock )  dapat  ditentukan sehingga sistem petroleum dapat dimodelkan pada penampang seismik yang telah dikorelasikan  dengan  pola  log  GR  dari  data sumur.  Batuan  induk  potensial  di  daerah  ini adalah DS-1 karena sekuen pengendapan ini memiliki  lingkungan  pengendapan  dengan kondisi  euksinik  ( euxinic ).  Kondisi  euksinik adalah  kondisi  permukaan  laut  global kehilangan  oksigen  dan  terjadi  perubahan suhu  yang  tinggi  sehingga  sedimen  yang terbentuk  pada  kondisi  ini  berpotensi menjadi  batuan  induk  (Nainggolan et  al. , 2021). Serpih  euksinik pada endapan TST-1 dapat  menjadi  batuan  induk  di  daerah penelitian. Pengendapan yang dapat ditentukan  sebagai  batuan  induk  adalah sebagian  kecil  Formasi  Menggala  dan Pematang  dengan  litologi  yang  didominasi oleh batu lempung ( shale ). Migrasi hidrokarbon  di  daerah  ini  melalui  dua patahan  besar  dan  terperangkap  oleh sedimen  batu  lempung  sebagai  batuan penutup  (Gambar  8).  Pengendapan  yang dominan  pada  reservoar  hidrokarbon  adalah Formasi  Bekasap,  Bangko,  Menggala,  dan sebagian  Formasi  Pematang  dengan  litologi didominasi  oleh  batu  pasir  ( sandstone ). Perangkap  stratigrafi  tidak  secara  luas dijumpai  pada  Cekungan  Sumatra  Tengah dan  umumnya  memiliki play dengan  resiko tinggi.  Formasi  Bangko  terdiri  dari  lapisan batu pasir dan shale . Batu pasir pada formasi ini  umumnya  karbonatan  dan  mengandung glaukonit.  Lapisan  serpih  berupa  batu lempung pada sekuen syn-rift dapat bertindak  sebagai top  seal bagi  reservoar  di bagian syn-rift. Formasi  Telisa yang didominasi oleh batu lempung dan
perselingan  tipis  batu  pasir  dan  batu gamping  merupakan  batuan  penutup  ( seal rock )  dari  sistem  petroleum  Cekungan Sumatra Tengah.

## 3.3. Migrasi dan Maturasi
Migrasi  gas  termogenik  terbentuk dari  dapur  cekungan  yang  dalam  dan bermigrasi  secara  lateral  dan  vertikal  ke perangkap  yang  lebih  dangkal  terutama batas  cekungan.  Awal  pembentukan  gas biogenik  terbentuk  oleh  aktivitas  mikrobial pada  sedimen  permukaan  air  selama  proses pengendapan  batuan  induk.  Gas  yang dihasilkan  bermigrasi  secara  lokal  dan terperangkap secara struktural dan stratigrafi.  Migrasi  pada  daerah  penelitian terjadi  melalui  dua  patahan  ( fault )  utama mulai  dari  batuan  induk  hingga  batuan reservoar  (sistem  traktus  LST-5)  dan terperangkap  oleh  batuan  penutup  (sistem traktus LST-5) (Gambar 8).
Pemodelan  sistem  petroleum  daerah penelitian  mengacu  pada  data  parameter gradien termal gradien termal dan kecepatan sedimentasi  ( sedimentation  rate )  sehingga dapat  digambarkan  suatu  model  sederhana dari sistem petroleum (Dresser Atlas, 1982). Data sumur pada Cekungan Sumatra Tengah umumnya  data  cukup  lengkap  pada  interval batuan  induk  hingga  batuan  penutup.  Hasil pemodelan menunjukkan Kelompok Sihapas cukup  ideal  sebagai  batuan  reservoar  dalam pembentukan  hidrokarbon  dan  Formasi Pematang  sebagai  batuan  induk.  Proses sedimentasi  dari  Formasi  Pematang  hingga Formasi  Telisa  terbentuk  dalam  lingkungan pengendapan laut (Nainggolan et al. , 2021).

## 3.4. Lingkungan Pengendapan
Hasil analisis kualitatif menunjukkan bahwa  (1)  terdapat  separasi  antara  log resistivitas  dan  log  sonic  terhadap  nilai gamma  ray yang  tinggi  ( shale )  Formasi Pematang  sumur  Merak  dan  (2)  terdapat interval batuan induk pada Formasi Pematang  sumur.  Pada  lapisan  ini,  secara kualitatif diketahui memiliki batuan induk
Gambar  8.  Model  sistem  petroleum  daerah  penelitian.  Migrasi  terjadi  melalui  dua  patahan utama mulai dari batuan induk hingga batuan reservoar (LST-5) dan terperangkap oleh batuan penutup (LST-5).
yang  belum  matang  ( immature )  dan  matang ( mature )  (Gambar  9).  Formasi  Pematang terendapkan  secara  tidak  selaras  di  atas batuan  dasar (basement )  yang  terdiri  dari berbagai  konglomerat  dan  breksi  merah, hijau, dan hitam, dengan batu lempung batu pasir  halus  hingga  sedang,  dan  serpih,  yang selaras  dengan  penelitian  Nainggolan et  al . (2021). Endapan ini diinterpretasikan sebagai  endapan  fragmen  batuan,  kipas aluvial,  fluvial,  dan  lakustrin,  dengan kondisi  euksinik  dan  pengaruh  laut  yang kecil.  Serpih  euksinik,  yang  merupakan bagian  dari  fasies Brown  Shale Formasi Pematang, memainkan peran penting sebagai  batuan  induk  di  Cekungan  Sumatra Tengah.  Laju  penurunan  semakin  cepat membentuk  suatu  morfologi  negatif  yang terisi  air  kemudian  membentuk  danau sejalan  dengan  perubahan  waktu  (Gani  & Firmansyah, 2017). Pada fasa ini kemungkinan terdapatnya batuan induk yang kaya  akan  material  organik  cukup  tinggi. Pada  saat  pembentukan  awal,  danau  yang ada cenderung dangkal dan kualitas material organiknya belum sebaik dengan danau yang
dalam.  Danau  tersebut  lama  kelamaan  akan menjadi  dalam karena laju penurunan masih terus  berlanjut  dan  potensi  material  organik semakin  meningkat  (Nainggolan et  al ., 2001).
Kelompok  Sihapas  sumur  Merak menunjukkan  separasi  litologi  dari  defleksi log gamma  ray yang  menunjukkan  adanya beberapa formasi yang membentuk Kelompok Sihapas, yaitu Formasi Menggala,  Bangko,  Bekasap  dan  Duri dengan  dominasi  batu  pasir ( sandstone )  dan perselingan  batu  lempung  ( shale )  (Gambar 9).  Batu  pasir  Formasi  Menggala  hingga Bekasap merupakan reservoar minyak utama.  Formasi  Menggala  umumnya  terdiri atas endapan fluvial dengan sekuen menghalus  ke  atas  (Siki et  al .,  2016).  Batu pasir Formasi Menggala berkembang baik di bagian  tengah  Cekungan  Sumatra  Tengah, dengan arah barat laut-tenggara dan menipis hingga  ke  batas  cekungan.  Batu  pasir Formasi Bekasap Cekungan Sumatra Tengah memiliki  perselingan  dengan  batu  lempung ( shale ).  Formasi  Bekasap  diinterpretrasikan sebagai endapan delta prograding, yang
Gambar 9. Analisis batuan induk Formasi Pematang pada sumur Merak.
Gambar 10. Analisis batuan reservoar dan batuan penutup pada sumur Merak.
diendapkan  dari  Paparan  Malaysia  dan menerus  ke  arah  barat  hingga  Pegunungan Barisan  (Sunardi,  2016;  Nainggolan et  al. , 2021). Reservoar pada interval Brown Shale terdiri  dari  endapan  pasir  turbidit  dan distal fan .  Fasies  reservoar  umumnya  terdiri  dari batu  pasir  sangat  halus  dengan  interkalasi batu  lanau,  dan  memiliki  kualitas  porositas sedang-buruk.  Reservoar  pada  interval Upper  Red  Bed memiliki  karakteristik ketebalan  yang  beragam, amalgamated  low sinuosity ,  terdiri  dari  batu  pasir  endapan sungai  dan  sungai  bercabang  ( braided ),  dan berlapis  dengan  horison  paleosol.  Cekungan tersebut  tertutup  pada  momen  ketika  laju penurunan  dikalahkan  oleh  laju  sedimentasi (Gani  &  Firmansyah,  2017).  Hal  ini menyebabkan  berkembangnya  danau-danau dangkal,  akan  tetapi  danau-danau  dalam berkurang  keberadaannya.  Pada  akhirnya laju penurunan berhenti maka akan berkembang  lingkungan  fluvial  karena kondisi  lingkungan  pengendapan  yang semakin oksik.
Fomasi  Telisa  merupakan  batuan penutup  ( seal  rock )  yang  terbentuk  dari Formasi Bekasap dan Duri secara lateral dan vertikal  berubah  menjadi  batu  lempung  laut terbentuk  pada  lingkungan  neritik  luar  yang menunjukkan periode penggenangan maksimum  laut  di  Cekungan  Sumatra Tengah.  Formasi  Telisa  berumur  Miosen Awal-Tengah Formasi yang didominasi oleh batu  lempung  dan  perselingan  tipis  batu pasir  dan  batu  gamping  (Siki et  al. ,  2016). Batupasir  bagian  bawah  yang  berbatasan dengan  Formasi  Duri  dalam  Formasi  Telisa merupakan  reservoar  yang  potensial  dan telah  diproduksi  melalui  lapangan  Bulu South,  Beruk  Northeast,  Kotabatak  dan Minas (Gambar 10).

## IV.   KESIMPULAN
Formasi  Pematang  sampai  Formasi Telisa berhasil teridentifikasi dengan metode stratigrafi  seismik  yang  terbentuk  pada lingkungan  pengendapan  laut.  Formasi
Menggala dan Formasi Pematang ditemukan di  daerah  DS-1  yang  terdapat  batuan  induk potensial yang memiliki lingkungan pengendapan lakustrin dengan kondisi euksinik. Formasi Bekasap, Bangko, Menggala,  dan  sebagian  Formasi  Pematang (DS-1,  DS-2,  DS-3)  berpotensi  reservoar.
Serpih  pada  Formasi  Duri  HST-4  menjadi perangkap hidrokarbon ( seal rock ) sedangkan  endapan  batupasir  TST-4  dapat menjadi reservoar.
Terdapat  tiga  patahan  utama  yang terperangkap  endapan  serpih  yang  dapat menjadi  batuan  induk  dengan  migrasi hidrokarbon.  Patahan  berguna  sebagai  jalur migrasi fluida hidrokarbon dari batuan induk hingga  reservoar,  sehingga  terbentuk  sistem petroleum pada daerah tersebut.
Reservoar pada interval Brown Shale terdiri  dari  endapan  pasir  turbidit  dan distal fan ,  sedangkan  interval Upper  Red  Bed memiliki karakteristik ketebalan yang beragam, amalgamated low sinuosity . Reservoar  tersebut  terdiri  dari  batu  pasir endapan  sungai  dan  sungai  bercabang ( braided ),  berlapis  dengan  horison  paleosol. Zona  batuan  induk  pada  sebagian  Formasi Pematang  dan  Menggala  sumur  Merak. Lapisan  ini  secara  kualitatif  diketahui memiliki batuan sumber yang belum matang dan matang.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  terima  kasih kepada  Kepala  Pusat  Data  dan  Informasi Teknologi  (Pusdatin)  serta  Kepala  Balai Besar Survei dan Pemetaan Geologi Kelautan  (BBSPGL)  Bandung  atas  izin penggunaan  data  dan  fasilitas  selama penelitian  hingga  penelitian  ini  dapat terselesaikan.

## DAFTAR PUSTAKA
Abiola,  O.,  M.T.  Olowokere,  &  J.S.  Ojo. 2018.  Sekuence  stratigraphy  and depositional  sekuence  interpretation:
A  case  study  of  “George”  Field,
offshore Niger Delta, Nigeria. Petroleum  Research ,  3(1):  25-32. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2017.1 2.001
Adim,  H.  1991. Pengetahuan  Dasar Mekanika  Reservoar,  Volume  1 . Badan Penelitian Dan Pengembangan Energi  Dan  Sumber  Daya  Mineral Pusat  Penelitian  Dan  Pengembangan Teknologi  Minyak  Dan  Gas  Bumi “LEMIGAS”, Jakarta.
Anakwuba, E.K., N.E. Ajaegwu, C.F. Ejeke, C.U.  Onyekwelu,  &  A.I.  Chinwuko.
2018. Sekuence
stratigraphy interpretation  of  parts  of  Anambra Basin,  Nigeria  using  geophysical well  logs  and  biostratigraphic  data. Journal  of  African  Earth  Sciences , 139: 330-340. https://doi.org/10.1016/j.jafrearsci.20 17.12.018 Aprilia,  R.,  O.  Dewanto,  Karyanto,  &  A. Ramadhan. 2018. Analisis petrofisika dan penyebab low resistivity reservoir  zone  berdasarkan  data  log, SEM,  XRD  dan  petrografi  pada lapangan  X  Sumatra  Selatan. Jurnal Geofisika Eksplorasi, 4(2): 144-158. Arief,  D.M.,  O.  Dewanto,  Karyanto,  &  Z. Azzaino.  2018.  Analisis  petrofisika dalam  penentuan  zona  prospek  dan estimasi  cadangan  hidrokarbon  pada sumur  dma-01  dan  dma-04  lapisan-9 formasi  “DMA”  Cekungan  “X”.
Jurnal  Geofisika  Eksplorasi .  2(17):
7p.
http://repository.lppm.unila.ac.id/7859/1/JU RNAL%20ORDAS%20DEWANTO %20_DIANA%20M_.pdf
Barber,  A.J.,  M.J.  Crow,  &  J.S.  Milsom.
2005. Sumatra:  Geologi,  Resources and  Tectonic  Evolution .  Geology
Society, 282. https://doi.org/10.1144/GSL.MEM.2 005.031
Catuneanu,  O.  2002.  Sekuence  stratigraphy of  clastic  systems:  concepts,  merits,
and pitfalls. Journal of African Earth Sciences , 35(1): 1-43. https://doi.org/10.1016/S0899-
5362(02)00004-0
Chasandra,  B.,  O.  Dewanto,  &  N.P.  Juniari. 2018. Karakterisasi reservoar melalui analisis  petrofisika  berdasarkan  data log  sumur  “TRD”  Formasi  Air Benakat. Jurnal Geofisika Eksplorasi, 4(1): 60-72.
Dresser  Atlas,  Dresser  Industries  Inc.  1982. ‘Well  Logging  and  Interpretation Techniques’,  The  Course  For  Home Study.
I. Log Interpretation Fundamentals:  Open  Hole.  II.  Study Guide. p. 39-179.
Doust,  H.  &  R.  Noble.  2008.  Petroleum systems  of  Indonesia. Marine  and Petroleum  Geology ,  25(2):  103-129. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2 007.05.007
Siallagan, F., O. Dewanto, & B.S. Mulyatno. 2017. Analisis reservoar migas berdasarkan  parameter  petrofisika dari  7  sumur  di  cekungan  Sumatra Selatan. Jurnal Geofisika Eksplorasi,
3(2): 52-64 .
Gani,  R.M.G.  &  Y.  Firmansyah.  2017. Analisis skema pengendapan formasi pematang  di  sub-cekungan  aman utara,  cekungan  Sumatra  Tengah sebagai  batuan  induk. Bulletin  of Scientific  Contribution ,  15(1):  9-16. https://doi.org/10.24198/bsc geology.v15i1.11773.g5596
Koesnama,  K.  &  A.K.  Permana.  2015.
Sistem  minyak  dan  gas  di  cekungan Timor, Nusa Tenggara Timur. Jurnal Geologi  dan  Sumberdaya  Mineral, 16(1): 23-32. https://doi.org/10.33332/jgsm.geolog
i.v16i1.48
Maliva,  R.G.  2016.  Facies  analysis  and sequence  stratigraphy.  in:  aquifer characterization  techniques.  springer hydrogeology. Springer, Cham. https://doi.org/10.1007/978-3-319- 32137-0_2
Mansouri-Daneshvar,  P.,  R.  Moussavi- Harami,  A.  Mahboubi,  M.H.M. Gharaie & A. Feizie. 2015. Sekuence stratigraphy  of  the  petroliferous
Dariyan Formation (Aptian) in Qeshm  Island and offshore (southern Iran). Petroleum  Science ,  12,  232-
251.  https://doi.org/10.1007/s12182- 015-0027-8
Manurung, L.S., Dewanto, O., dan
Haerudin,  N.  2017.  Analisis  Sw Berdasarkan  Nilai  Rw  Spontaneous
Potensial  Dan  Rw  Pickett  Plot  Pada
Formasi  Berai  Cekungan  Barito Dengan  Menggunakan  Metode  Well Logging. Jurnal Geofisika Eksplorasi, 3(3): 73-87.
Nainggolan,  T.B.,  U.  Nurhasanah,  &  I. Setiadi.  2021.  Depositional  sekuence using  seismic  and  well  data  of offshore Central Sumatra Basin. IOP
Conference Series: Earth and Environmental Science, 944. https://doi.org/10.1088/1755- 1315/944/1/012002
Natasia,  N.,  I.  Syafri,  M.K.  Alfadli  &  K.
Arfiansyah.  2017.  Analisis  fasies reservoir  a  formasi  menggala  di lapangan Barumun Tengah, Cekungan  Sumatra  Tengah. Bulletin of  Scientific  Contribution  Geology , 15(2): 139-150.
https://doi.org/10.24198/bscgeology. v15i2.13387.g6203
Putri, H.L., Dewanto, O., Haerudin, N. 2017. Analisis  petrofisika  dan  karakterisasi reservoar migas berdasarkan data log dan  data  core  pada  sumur  H2,  H4, H5, Dan H6 Lapangan HLP Cekungan  Bintuni,  Papua  Barat.

## Jurnal Geofisika Eksplorasi.
Ramdhani,  E.,  Dewanto,  O.,  Karyanto,  dan
Yulianto,  N.  2018.  Perhitungan cadangan hidrokarbon formasi talang akar menggunakan analisis petrofisika  dan  seismik  inversi  AI dengan  pendekatan  MAP  Algebra Pada  Lapangan  Bisma,  Cekungan
Sumatra  Selatan. Jurnal  Geofisika Eksplorasi, 4(3): 229-242 .
Seeling,  M.,  A.  Emmerich,  T.  Bechstadt  &
R. Zuhlke. 2017. Sekuence
stratigraphic framework and
evolution  of  carbonate  platform- basin  systems  in  the  Triassic  of  the Eastern Lombardian Apls. Journal of Applied  and  Regional  Geology ,
168(3):
341-371.
https://doi.org/10.1127/zdgg/2017/01 41
Setiady, D., I.N. Astawa, G.M. Hermansyah,
I.W.  Lugra  &  T.B.  Nainggolan. 2017.  Stratigrafi  Perairan  Utara  Bali dari  hasil  interpretasi  seismik  2D. Jurnal  Geologi  Kelautan ,  15(2):  95-
106. https://doi.org/10.32693/jgk.15.2.201 7.349 Shiddiq, D.D., E. Agustine, T.B. Nainggolan, I. Setiadi, & S.
Zulivandama.  2021.  Petrophysical analysis  and  seismic  stratigraphy interpretation
to determine hydrocarbon  reservoir  in  Tarakan Basin, Bunyu Island Waters. Bulletin of the Marine Geology , 36(1): 45-56. https://doi.org/10.32693/bomg.36.1.2 021.707
Siki,  D.F.C.,  I.L.  Burara  &  B.  Triwibowo.
2016.  Evaluasi  lapisan  batupasir  b formasi  bekasap  lapangan  tri  untuk menentukan  sumur  infill.  Promine, 4(1):
8-16. https://doi.org/10.33019/promine.v4i 1.100 Simmons, M.D. 2012. Sekuence
Stratigraphy  and  Sea-Level  Change.
In: The  Geologic  Time  Scale . Elsevier B.V., 239-267. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-
59425-9.00013-5
Suandhi,  P.A.,  M.  Rozalli,  W.  Utomo,  A. Budiman  &  A.  Bachtiar.  2013. Paleogene  Sediment  Character  of Mountain  Front  Central  Sumatra Basin. Indonesian Journal of
Geology , 8(3): 143-149. https://doi.org/10.17014/ijog.8.3.143- 149 Sunardi, E. 2016. The Lithofacies association  of  brown  shalesin  kiliran jao subbasin, West Sumatra Indonesia. Indonesian  Journal  on Geoscience (IJOG). 2(2): 77-90.
Tarigan,  F.B.,  O.  Dewanto,  Karyanto,  R.C.
Wibowo,  &  A.  Widyasari.  2019.
Analisis petrofisika untuk menentukan  oil-water  contact  pada formasi Talangakar, Lapangan
“FBT”,  Cekungan  Sumatra  Selatan.
Jurnal  Geofisika  Eksplorasi, 5(1): 15-29.
Yuliani,  A.,  A.  Yogi,  O  Dewanto,  & Karyanto. 2020. Prediksi
permeabilitas  menggunakan  metode pore  geometry  structure  (PGS)  pada daerah  Cekungan  Jawa  Barat  Utara. Jurnal  Geofisika  Eksplorasi .  6(1):  3- 17.
Yuliantina,  A.  2022.  Evaluasi  formasi  grup sihapas  dan  pematang  berdasarkan integrasi  data  well  logging  dan geokimia  pada  sumur  c  dan  d lapangan  ais  cekungan  sumatra tengah. Skripsi .  Jurusan  Teknik Geofisika Fakultas Teknik Universitas Lampung. Submitted  :   16 September 2022
Reviewed  :   25 December 2022 Accepted  :  25 July 2023

## FIGURE AND TABLE TITLES
Figure 1.   (a)  Regional  map  of  coastal  Central  Sumatra  Basin  study,  (b)  Stratigraphy  of Central Sumatra Basin (Doust & Noble, 2008).
Figure 2.   Algorithm method/model used for well data. Figure 3.  Basic concept of sedimentation cycle (Maliva, 2016).
Figure 4.   Identification  of  stratigraphic  surface  marking  based  on  GR  log  pattern (Anakwuba et al., 2018).
Figure 5.   Identification of sedimentation sekuence based on GR log pattern.
Figure 6.   Picking result on Merak well. (Green: Telisa Formation, yellow: Duri Formation, orange:  Bekasap  Formation,  pink:  Bangko  Formation,  purple:  Menggala Formation, light blue: Basement).
Figure 7.   Petroleum  system  of  Merak  well  of  Central  Sumatra  Basin.  (Yellow:  Seal  Rock, Dark Green: Reservoir, Light Green: Source Rock, Purple: Basement).
Figure 8.   Petroleum  system  model  of  research  area.  Migration  occurs  through  two  main faults  starting  from  source  rock  to  reservoir  rock  (LST-5)  and  trapped  by overburden rock (LST-5).
Figure 9.   Source rock analysis of Pematang Formation of Merak well. Figure 10.  Reservoir and seal rock analysis of Merak well.