## Evaluasi Lapisan  Batupasir B  Formasi Bekasap Lapangan Tri Untuk

## Menentukan Sumur Infill
(Evaluation B Sandstone Layer  of Bekasap Formation in Tri Field to Determine Infill Well)
Dircia Felizarda Corbafo Siki 1 , Irene Lisa Burara 1 , Bambang Triwibowo 1
1 Jurusan Teknik Geologi UPN “Veteran” Yogyakarta

## Abstract
B  Sandstone  layer  of  Bekasap  Formation  is  located  in  Central  Sumatra  Basin.  The  well  in  this  field tend  to  decrease  of  the  production  rate,  and  therefore  effort  should  be  made  to  raise the  production rate. One effort that can be done is to infill wells. This study aims to determine the value of properties of  reservoir  B  sandstone with formation  evaluation  methods,  so  it  can  be  a  material  consideration  in determining the location of infill wells. B Sandstone formation evaluation result Vsh in range of 9-29%, porosity of 22-27%, and watersaturation of 19-60%, with two infill wells proposed.
Keywords: Tri Field, formation evaluation, infill well.

## 1. Pendahuluan
Dalam  meningkatkan  produksi  minyak  yang terus  mengalami  penurunan  tingkat  produksi, perlu dilakukan usaha-usaha untuk meningkatkan  maupun  mempertahankan  laju produksi  minyak.  Salah  satu  usaha  yang  dapat dilakukan  yaitu  sumur infill .  Pada  dasarnya sumur infill dilakukan  dengan  menambah  sumur baru di antara sumur satu dengan sumur lainnya dengan  tujuan  memperkecil  spasi  sumur  yang telah  ada,  sehingga  dapat  mengoptimalkan reservoar  yang  belum  terkuras  oleh  sumur produksi sebelumnya.
Lapisan  Batupasir B  Formasi Bekasap pada Lapangan  Tri  terletak  di  Cekungan  Sumatera Tengah.  Formasi  ini  merupakan  reservoar minyak  yang  secara  geologi  berumur  Miosen Awal. Lapangan Tri pertama kali diproduksi pada tahun  1989  dan  masih  berlangsung  hingga  saat ini.  Berdasarkan  data  produksi,  sumur-sumur  di lapangan  ini  cenderung  mengalami  penurunan laju produksi.
Oleh  sebab  itu,  perlu  dilakukan  upaya  untuk menaikkan  kembali  laju  produksi.  Salah  satu upaya yang dapat dilakukan ialah dengan sumur infill .
Evaluasi  Formasi  di  Lapangan  Tri  bertujuan untuk mengetahui nilai properti reservoar Batupasir  B  berupa Vsh ,  porositas,  dan  saturasi air. Data tersebut akan digunakan sebagai dasar untuk  mengusulkan  sumur infill ,  sehingga  dapat mengoptimalkan  produksi  minyak  di  Lapangan Tri.
*  Korespondensi Penulis: (Bambang Triwibowo) Jurusan Teknik  Geologi  Universitas  Pembangunan  Nasional “Veteran” Yogyakarta.
E-mail: bambang3wibowo@yahoo.co.id HP.
Peneliti-peneliti  terdahulu  pada  umumnya menentukan  sumur infill berdasarkan  besarnya sisa  cadangan,  produktifitas  formasi,  jari-jari penyerapan sumur, jumlah sumur produksi, letak, dan  pola  sumur  produksi  yang  telah  ada,  tetapi kurang memperhatikan sifat fisik pada reservoar. Oleh  karena  itu,  studi  kali  ini  akan  lebih  fokus membahas  mengenai    evaluasi  formasi  untuk mengetahui  sifat  fisik  pada  reservoar  sebagai salah satu dasar  penentuan lokasi sumur infill .

## Tinjauan Pustaka
Cekungan  Sumatera  Tengah  merupakan cekungan  pada  Paparan  Sunda  yang  terletak  di bagian  belakang  dari  busur  vulkanik  (volcanic arc)  yang  terbentuk  akibat  interaksi  antara lempeng  Samudra  Hindia  dan  Lempeng  Benua Eurasia  sehingga  disebut  sebagai  cekungan back-arc .  Produk  lain  yang  dihasilkan  oleh interaksi  kedua  lempeng  ini  adalah  unit fisiografi sejajar  yang  berarah  baratlaut,  berupa  busur kepulauan  di  sepanjang  muka  pantai  Baratdaya Sumatera,  cekungan  muka  busur  Nias,  busur vulkanik  Barisan,  cekungan  belakang  busur  dan zona  sesar  Sumatera  (Great  Sumatera  Fault Zone)  atau  lebih  dikenal  dengan  sebutan  Sesar Semangko.  Geometri  cekungan  ini  berbentuk asimetri  dengan  bagian  terdalam  di  sebelah baratdaya  semakin  melandai  ke  arah  timurlaut (Mertosono dan Nayoan, 1974).  Sejarah geologi Cekungan  Sumatera  Tengah  erat  kaitannya dengan  aktivitas  tektonik  wilayah  Asia  Tenggara dan  dikontrol  oleh  interaksi  Lempeng  Samudra Indo-Australia  yang  bergerak  ke  utara,  Lempeng Samudra Philipina–Samudra Pasifik yang bergerak  ke  barat  dan  Lempeng  Eurasia  yang relatif stabil. Struktur geologi regional Cekungan
Sumatera  Tengah  dicirikan  oleh  blok-blok
patahan.  Sistem  blok  patahan  ini  mempunyai orientasi  penjajaran  utara-selatan  membentuk rangkaian horst dan graben .  Ada  dua  pola struktur  di  Cekungan  Sumatera  Tengah,  yaitu pola-pola  yang  lebih  tua  cenderung  berarah utara-selatan  dan  pola-pola  yang  lebih  muda yang berarah baratlaut-tenggara (Mertosono dan Nayoan, 1974). Bentuk struktur yang saat ini ada di  Cekungan  Sumatera  Tengah  dan  Sumatera Selatan  dihasilkan  oleh  sekurang-kurangnya  tiga fase  tektonik  utama  yang  terpisah,  yaitu Orogenesa Mesozoikum Tengah, Tektonik Kapur Akhir-Tersier Awal dan Orogenesa Plio- Pleistosen.  Orogenesa  Mesozoikum  Tengah merupakan  sebab  utama  endapan-endapan Paleozoikum dan Mesozoikum. Endapan- endapan  tersebut  tersesarkan  dan  terlipatkan menjadi  blok-blok  struktural  berukuran  besar yang  selanjutnya  diterobos  oleh  batholit-batholit granit.  Lajur-lajur  batuan  metamorf  ini  tersusun oleh  strata  dengan  litologi  yang  berbeda,  baik tingkat metamorfisme maupun intensitas deformasinya  (De  Coster,  1974).  Cekungan Sumatera  Tengah  mempunyai  dua  set  sesar berarah  utara-selatan  dan  baratlaut-tenggara. Sesar-sesar yang berarah utara-selatan diperkirakan berumur Paleogen, sementara yang berarah  baratlaut-  tenggara  berumur  Neogen Akhir.  Kedua  kelompok  sesar  ini  berulangkali diaktifkan  sepanjang  Tersier  oleh  gaya-gaya yang bekerja (Eubank dan Makki, 1981).
Cekungan Sumatera Tengah memiliki batuan dasar  Pra-Tersier  yang  dangkal,  sehingga sedimen  yang  menutupinya  sangat  mudah dipengaruhi  oleh  tektonik  batuan  dasar  dan banyak  dijumpai  struktur.  Posisi  tumbukan  yang menyudut  antara  Lempeng  Asia  Tenggara dengan  Samudera  Hindia  di  Sumatera  telah menimbulkan  gaya  geser  menganan  (dextral wrenching  fault)  yang  kuat.  Dengan  demikian struktur-struktur yang ada di Cekungan Sumatera pada  umumnya  memiliki  karakteristik wrench tectonic ,  termasuk  sesar-sesar  yang  mempunyai dip  besar,  seperti upthrust dan flower  structure . Struktur-struktur  tersebut  mempunyai  arah  dip timur  laut dan  jurus baratlaut, sehingga membentuk  sudut  yang  besar  terhadap  vektor konvergen.  Sumatera  Tengah  telah  mengalami beberapa fase deformasi yang kompleks dan hal tersebut  secara  langsung  telah  mempengaruhi basinDistribusi batuan induk, perkembangan dan pembentukan reservoar dan struktur geologinya.
Proses  tektonik  yang  terjadi  di  Cekungan Sumatera  Tengah  merupakan  faktor  pengontrol utama  dalam  proses  pengendapan  sedimen. Oleh sebab itu pembahasan stratigrafi diletakkan dalam  kerangka  tektonostratigrafi  atau  fasa-fasa pembentukan  cekungan.  Heidrick  dan  Turlington (1996) membagi empat tahapan tektonostratigrafi yang  hampir  sama  dengan  tahapan  menurut
Kempt  (1997).  Fasa  tektonostratigrafi  tersebut dinamai dengan Fasa 0 (F0) , Fasa 1 (F1), Fasa (F2) dan Fasa 3 (F3).
Fasa F0 terjadi pada Akhir Paleozoik sampai Mesozoik.  Pada  fasa  ini  diiringi  dengan terbentuknya batuan dasar (basement) Cekungan Sumatera Tengah. Basement tersebut terdiri  dari  empat  kelompok  yaitu  Kelompok Mutus, Malaka, Mergui dan Tapanuli Selatan. Fasa  F1  terjadi  pada  Eosen  sampai  Oligosen disebut  juga  fasa rifting dan rifting  infill .  Fase tektonik  ini  disebut  juga  sebagai  fasa intra- cratonic  rifting dan rift  infill . Rifting pada basement terlihat dengan gejala tektonik pembentukan  graben  dan half  graben yang berarah  utara-selatan  dengan  pengendapan Kelompok  Pematang.  Fasa  tektonik  ini  hampir sama  dengan  fasa  tektonik  menurut  de  Coster (1974) dan Eubank dan Makki (1981) pada Akhir Kapur sampai Tersier Awal.
Fasa  F2  terjadi  pada  Akhir  Oligosen  sampai Miosen  Tengah,  disebut  juga  fasa  interior sag basin .  Pada  fasa  ini  gejala  tektonik  yang  terjadi yaitu  penurunan  atau  pelengkungan  (crustal sagging), dextral  wrenching dan  pembentukan zona rekahan transtensional dengan jurus N 0 0 – 20 0 E.  Periode  ini  diikuti  dengan  penurunan kembali  cekungan  dan  transgresi  diiringi  dengan pengendapan Kelompok Sihapas.
Fasa  F3  terjadi  pada  Akhir  Miosen  sampai Resen,  disebut  juga  fasa  kompresi.  Gejala tektonik  F3  bersamaan  dengan sea  floor spreadin g Laut Andaman, pengangkatan regional, terbentuknya jalur pengunungan vulkanik, right  lateral  strike  slip sepanjang  Bukit Barisan  dengan  arah  N  350 0 W  dan  kompresi upthrusting sepanjang  Cekungan  Sumatera Utara  dan  Tengah  dengan  arah  gaya  NE  –  SW. Pada fasa ini terbentuk ketidakselarasan regional dan  diendapkan  Formasi  Petani  dan  Minas tidakselaras di atas Kelompok Sihapas. Gerakan menumbuknya Lempeng Samudera India terhadap  Lempeng  Benua  Eurasia  (di  kawasan Sumatera)  dianggap  telah  menghasilkan  gerak pengangkatan  terakhir  daripada  Pegunungan Barisan  serta  juga  telah  menyebabkan  adanya sesar-sesar  mendatar  mengarah  ke  kanan sepanjang  pegunungan  ini.  Gejala  struktur  yang paling  menonjol  di  Cekungan  Sedimen  Tersier tersebut di atas adalah lipatan-lipatan dan sesar- sesar yang berarah barat laut.
Sejarah  geologi  di  Sumatera  Tengah  sangat dipengaruhi  oleh  sejarah  tektoniknya.  Oleh karena  itu  pembahasan  mengenai  stratigrafi Cekungan  Sumatera  Tengah  akan  diletakkan dalam kerangka tektonostratigrafi. Proses tektonik  merupakan  faktor  pengontrol  utama pengendapan  di  cekungan  ini  sedangkan perubahan muka air laut (eustasy) hanya sebagai faktor  kedua/  sekunder  (Kempt  dkk,  1997).
Semua ketidakmenerusan stratigrafi dalam cekungan  ini  kemungkinan  disebabkan  oleh interaksi  antar  lempeng  dan  perubahan  relatif pergerakan lempeng tersebut.
Batuan dasar di Sumatera Tengah terdiri dari empat  satuan  litologi  berumur  Palezoik  sampai Mesozoik.  Satuan  litologi  tersebut  adalah:  (1) Kelompok  Mutus  terdiri  dari  ofiolit,  metasedimen dan sedimen-sedimen berumur Trias, (2) Kelompok  Malaka  terdiri  dari  kuarsit,  filit  dan intrusi  granodiorit,  (3)  Kelompok  Mergui  terdiri dari graywacke berumur  Kapur,  kuarsit  dan batulempung kerikilan, dan (4) Kelompok Tapanuli terdiri dari batusabak, metasedimen dan filit  yang  diendapkan  di  atas  batugamping shelf berumur Devon-Karbon.
Pembentukan struktur setengah graben yang besar  diawali  dengan  pembentukan  sesar  listrik (listric fault) pada salah satu sisi dan pembentukan ramp yang landai pada sisi lainnya. Struktur  tersebut  mempunyai  pola  kelurusan utara-selatan.  Struktur  graben  yang  berumur Eosen-Oligosen  tersebut  diisi  oleh  sedimen- sedimen  fluviatil  dan  lakustrin  yang  dimasukkan dalam  Kelompok  Pematang.  Formasi  Pematang diendapkan pada Eo-Oligosen (50-24 jtl) mengisi graben  dan halfgraben pada  fasa  regional tektonostratigrafi F0. Formasi Pematang diendapkan  langsung  tidak  selaras  di  atas basement Cekungan Sumatera Tengah.
Selanjutnya  Kelompok  Pematang  dibagi menjadi  tiga  formasi  berdasarkan  pada  fasies yang berhubungan dengan tahap-tahap pembentukan cekungan dan pengisiannya, yaitu: Formasi Lower Red Bed terdiri dari batulempung, batulanau,  batupasir  arkosik  dan  konglomerat yang  diendapkan  pada  lingkungan  dataran alluvial  dan  kipas  alluvial  yang  berubah  secara lateral  menjadi  lingkungan  fluvial,  lakustrin  dan delta.  Bagian  bawah  dari  formasi  ini  pada beberapa cekungan yang dalam dapat mencapai ketebalan  3000  meter.  Batupasir  di  formasi  ini mempunyai kualitas yang jelek sebagai reservoar karena  masih  sangat  dekat  dengan  sumbernya dan sortasi jelek.
Formasi Brown Shale sesuai dengan namanya  terdiri  dari shale yang  berwarna  coklat dan diendapkan pada lingkungan lakustrin/danau dalam  sampai  lakustrin  dangkal  dan  merupakan batuan  induk  hidrokarbon.  Pembentukan  batuan induk  yang  bagus  pada  formasi  ini  disebabkan oleh beberapa faktor, yaitu tidak adanya tinggian yang  berarti  sepanjang  sesar  yang  membatasi cekungan,  penurunan  dasar  cekungan  lebih cepat dari pengendapan menyebabkan lingkungan  danau  semakin  dalam,  sesar  yang berfungsi  sebagai  batas  cekungan  mempunyai kemiringan yang landai sampai sedang dan pada saat Brown  Shale diendapkan  kondisi  tektonik sedang tidak aktif. Selain lempung, di formasi ini
juga  terdapat  endapan-endapan  kipas  delta  dan turbidit.  Endapan  turbidit  yang  terbentuk  oleh mekanisme  aliran  butiran  (grain  flow)  telah dijadikan  sebagai  target  eksplorasi  yang  pada umumnya mempunyai tipe jebakan stratigrafi.
Formasi Upper  Red  Bed diendapkan  pada tahap  akhir  inversi  minor  dalam  lingkungan transisi  yang  berubah  dengan  cepat  menjadi lingkungan  lakustrin  dalam  yang  diselingi  oleh lakustrin  yang  dangkal.  Peningkatan  kecepatan sedimentasi  dan  suplai  klastika  menyebabkan cekungan  menjadi  penuh  dan  lingkungan berubah  menjadi  fluvial  dan  alluvial.  Litologi penyusun formasi ini berupa batupasir, konglomerat  dan  shale  berwarna  merah-hijau. Batupasir  di  formasi  ini  telah  menjadi  target eksplorasi.
Di  atas  Kelompok  Pematang  diendapkan suatu  seri  sedimen  yang  diendapkan  pada  saat aktivitas  tektonik  mulai  berkurang  yang  terjadi selama  Oligosen  Akhir  sampai  Miosen  Tengah. Fase  transgresif  pada  fasa  F2  menghasilkan endapan  dari  Kelompok  Sihapas  dan  Formasi Telisa (Heidrick dan Turlington, 1996). Kelompok Sihapas  terdiri  terutama  oleh  batupasir  dengan sedikit  selingan  serpih,  lapisan  batugamping dijumpai secara lokal di bagian bawah. Batupasir dari  kelompok  Sihapas  mempunyai  ukuran  butir sedang  sampai  kasar  dan  merupakan  reservoar yang  baik.  Kelompok  Sihapas  mempunyai  pola parasikuen  yang  menghalus  ke  arah  atas  dan diendapkan  mulai  dari  Akhir  Oligosen  sampai pertengahan  Miosen.  Fauna  jarang  dijumpai, brackish foram kadang-kadang dijumpai.
Kelompok  Sihapas  terdiri  dari  empat formasi yaitu  Formasi  Menggala,  Bangko,  Bekasap  dan Duri.  Bagian  bawah  Kelompok  Sihapas  pada Miosen diendapkan konglomerat yang menghalus  ke  atas,  batupasir  berbutir  kasar hingga  halus  (Formasi  Menggala)  dan  berada tidak selaras di atas Formasi Pematang. Formasi Menggala  ditindih  selaras  oleh  Formasi  Bangko dengan  litologi  berwarna  biru,  serpih  karbonatan dengan  sisipan  batupasir  dan  sedikit  gamping. Formasi  Bekasap  terdiri  dari  litologi  batupasir berbutir  sedang  hingga  kasar  dan  sedikit  serpih. Pada  akhir  fasa  transgresif  F2  Miosen  Awal sampai  Tengah,  diendapkan  Formasi  Telisa dengan  lingkungan  berkisar inner sampai outer litoral  dengan  pengaruh  laut  semakin  besar  ke atas.  Kontak  pada  Formasi  Telisa  ditandai  oleh litologi  yang  berbeda  dan  fauna  yang  berhenti hingga  fasa  regresif  Miosen  Tengah.  Formasi bercirikan  warna  abu-abu  kecoklatan  terdiri  dari serpih  karbonatan,  batulanau  dan  gamping  di tempat  tertentu.  Kompresi  bersifat  setempat- setempat  yang  ditandai  dengan  pembentukan sesar dan lipatan pada tahap inversi yang terjadi bersamaan  dengan  penurunan  muka  air  laut global  pada  28  jtyl.  Proses  geologi  yang  terjadi
pada  saat  itu  adalah  pembentukan  morfologi hampir  rata  (peneplain)  yang  terjadi  pada Kelompok  Pematang  dan  batuan  dasar  yang tersingkap.  Periode  ini  diikuti  oleh  terjadinya subsiden  kembali  dan  transgresi  ke  dalam cekungan  tersebut.  Kelompok  Sihapas  yang diendapkan  secara  tidak  selaras  di  atas Kelompok Pematang terdiri dari Formasi Menggala/Lahat,  Bekasap/Talang,  Duri  dan Telisa.
Formasi  Menggala  terdiri  dari  sedimen- sedimen  klastika  yang  diendapkan  pada fluvial- braided  stream dan  secara  lateral  ke  arah  utara berubah  menjadi marine  deltaic .  Formasi  ini onlap terhadap  batuan  dasar  dan  struktur  yang dihasilkan  oleh  inversi  Oligosen  dan  jarang dijumpai  diendapkan  di  atas  tinggian.  Pada bagian  deposenter-nya  formasi  ini  mempunyai ketebalan  lebih  dari  9000  kaki.  Formasi Menggala  berubah  secara  lateral  dan vertikal  ke arah  barat  menjadi marine  shale yang  termasuk dalam Formasi Bangko sedangkan ke arah timur berubah  menjadi  lingkungan  transisi  dan  laut terbuka yang termasuk dalam Formasi Bekasap.
Formasi  Bangko  terdiri  dari  batulempung yang  diendapkan  pada  lingkungan  laut  terbuka mulai  dari  lingkungan  paparan  (shelf)  sampai delta  plain dan  batulempung  karbonatan  dengan perselingan  batupasir  lanauan  dan  berubah secara lateral menjadi batugamping pada daerah yang  sedikit  menerima  suplai  material  klastik. Formasi  Bangko  berfungsi  sebagai  batuan tudung  (seal)  bagi  batupasir  yang  ada  di bawahnya.  Batupasir  dalam  Formasi  Bangko merupakan reservoar yang bernilai baik dan telah diproduksi di Lapangan Petani, Bangko, Menggala dan Pinang. Adanya pengaruh lingkungan  laut  menyebabkan  pengendapan foraminifera  yang  berfungsi  sebagai  penunjuk umur formasi ini yaitu Miosen Awal (N1 – N2).
Formasi  Bekasap  terdiri  dari  suatu  seri sedimen  mulai  dari  lingkungan  transisi,  laut terbuka  dan  delta.  Litologi  terdiri  dari  batupasir glaukonitan, batugamping dan batubara. Batupasir  mengkasar  ke  atas  dalam  delta kompleks  Sihapas  terbentuk  hampir  di  seluruh Paparan  Sunda.  Batupasir  Bekasap  merupakan lapisan sedimen yang secara diakronous menutup Sumatera  Tengah dan akhirnya menutup semua tinggian yang terbentuk sebelumnya.  Selanjutnya  Formasi  Bekasap merupakan reservoar penting dan telah diproduksi  melalui  Lapangan  Menggala,  Duri, Kotabatak  dan  Zamrud.  Kandungan  foraminifera menunjukkan umur Miosen Awal (N2 – N3).
Formasi  Bekasap  secara  vertikal  berubah menjadi Formasi Duri yang merupakan suatu seri batupasir  yang  terbentuk  pada  lingkungan inner neritic  deltaic di  bagian  utara  dan  tengah cekungan.  Seri  tersebut  dicirikan  oleh  batupasir
berbutir  halus  sampai  menengah  yang  secara lateral  menjadi  batulempung  laut  dalam  dari Formasi  Telisa.  Formasi  Duri  merupakan  suatu reservoar  utama  yang  telah  diproduksi  melalui Lapangan Minyak Duri, Bangko, Petani. Formasi ini  mempunyai  tebal  lebih  dari  300  kaki  dan berumur Miosen Awal (N3).
Formasi  Telisa.  Formasi  Bekasap  dan  Duri secara  lateral  dan  vertikal  berubah  menjadi batulempung  laut  dari  Formasi  Telisa  yang terbentuk  pada  lingkungan  neritik  luar  yang menunjukkan  periode  penggenangan  maksimum laut  di  Sumatera  Tengah.  Formasi  Telisa merupakan  suatu  batuan  penutup  (sealing) regional  bagi  Kelompok  Sihapas.  Tebal  formasi ini  lebih  dari  9000  kaki.  Formasi  Telisa  berumur Miosen  Awal  –  Miosen  Tengah  (NN4  –  NN5). Batupasir  dalam  Formasi  Telisa  merupakan reservoar  yang  potensial  dan  telah  diproduksi melalui  Lapangan  Bulu  South,  Beruk  Northeast, Kotabatak dan Minas.
Fasa  kompresi  F3  membentuk  ketidak- selarasan  regional  dan  terendapkannya  Formasi Petani  yang  menindih  tidak  selaras  di  atas Kelompok Sihapas. Formasi Sihapas merupakan sikuen monoton dari shale mudstone mengandung  sedikit  batupasir  dan  perselingan batulanau  yang  menunjukkan  pendangkalan progresif  ke  atas  dan  kondisi  laut.  Bagian  atas Formasi  Petani  dicirikan  oleh  ketidakselaran erosional  dan  ditindih  lapisan  tipis  dari  batupasir Formasi  Minas  berumur  Holosen.  Secara regional ketidakselarasan ditandai dengan penambahan sedimen berbutir halus yang berarti mendukung  bahwa uplift pada  cekungan  terjadi pada akhir Pliosen.
Pada  bagian  atas  Kelompok  Sihapas  yang ditandai ketidakselarasan regional dan mempunyai  penyebaran  konsisten  hampir  di seluruh Cekungan Sumatera Tengah ini menunjukkan  adanya  perubahan  fase  tektonik ekstensi  menjadi  tektonik  kompresi  yang  dimulai dari  Miosen  Akhir  sampai  dengan  sekarang. Kejadian ini bersamaan dengan pemekaran Laut Cina Selatan dan Laut Andaman serta bersamaan dengan pergeseran sepanjang Sesar Besar  Sumatera  dan  pembentukan  busur vulkanik  di  sebelah  baratnya.  Bagian  atas  dari Formasi Telisa sulit ditentukan dengan pasti dari seismik  karena  kompresi  dan  struktur  lainnya yang berhubungan dengan kolisi antara Lempeng Australia dengan Eurasia telah mengganggu  batas  tersebut.  Struktur  yang terbentuk  tersebut  telah  menjadi  penampungan terakhir dari minyak yang bermigrasi dan saat ini dijumpai  sebagai  jebakan  struktural.  Pada  fase kompresi ini terbentuk Formasi Petani dan Minas. Formasi  Petani.  Kelompok  Sihapas  ditumpangi oleh  Kelompok  Petani  yang  terdiri  dari  Binio- Lower Petani yang merupakan endapan laut dan
Korinci-Upper  Petani  yang  merupakan  endapan laut  sampai  delta.  Formasi  Petani  diendapkan mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai dan ke atas sampai lingkungan delta yang menunjukkan regresi  air  laut.  Formasi  Petani  terdiri  dari batupasir, batulempung, dan batupasir gloukonitan  dan  batugamping  yang  dijumpai pada  bagian  bawah  dari  seri  sedimen  tersebut, sedangkan  batubara  banyak  dijumpai  pada bagian  atas  dan  terjadi  pada  saat  pengaruh  laut semakin berkurang. Batupasir mempunyai komposisi dominan kuarsa, berbutir halus sampai kasar,  pada  umumnya  tipis-tipis,  mengandung sedikit lempung dan secara umum mengkasar ke atas.  Di  beberapa  tempat  batupasir  membentuk lensa-lensa  dengan  penyebaran  yang  terbatas yang menunjukkan pengendapan pada lingkungan offshore bar dan delta front/delta lobe sand sejajar  dengan  pantai  purba.  Formasi Petani  secara  keseluruhan  mempunyai  tebal 6000  kaki  berumur  Miosen  Akhir  –  Pliosen  Awal atau  N9  (NN5)  –  N21  (NN  18).  Perkiraan  umur pada  bagian  atas  Formasi  Petani  terkadang membingungkan  karena  tidak  adanya  fosil  laut. Karena  di  bawah  Formasi  Petani  terdapat batulempung Telisa yang tebal, maka hidrokarbon  yang  berada  pada  batupasir  Petani tidak  komersial.  Gas  biogenik  terdapat  dalam jumlah  yang  besar  dan  telah  dijadikan  target eksplorasi  terutama  di  Lapangan  Seng  dan Segat.  Formasi  Minas  merupakan  endapan Kuarter  yang  diendapkan  tidak  selaras  di  atas Formasi  Petani.  Formasi  Minas  tersusun  atas lapisan-lapisan  tipis  gravel,  pasir  lempung  dan merupakan endapan-endapan alluvial.
Sistem  Petroleum,  sistem  petroleum  daerah telitian, menurut Yarmanto dkk, 1996 terdiri atas: -  Batuan  Induk  (Source  Rock),  berasal  dari Kelompok Pematang yaitu Formasi Brown Shale yang  terbentuk  pada  Oligosen  Awal  dan terendapkan  pada  lingkungan  lakustrin  dengan kondisi  reduktif  sehingga  mengandung  material organik yang cukup tinggi (Erawati, 2008). -  Reservoar,  reservoar  utama  pada  Cekungan Sumatera Tengah adalah batupasir yang berasal dari  Kelompok  Sihapas.  Reservoar  utama  pada lapangan  ini  adalah  Formasi  Menggala,  Formasi Bekasap  dan  Formasi  Duri.  Formasi  Menggala mempunyai  porositas  25%  dan  permeabilitas 1200 mD, Formasi Bekasap mempunyai porositas  27%  dan  permeabilitas  2  D  dan Formasi  Duri  mempunyai  porositas  25%  dan permeabilitas  600  mD  (Erawati  2008).  Menurut Dawson,  dkk,  1997,  reservoar  dari  Kelompok Sihapas  terbentuk  dari  berbagai  lingkungan pengendapan,  melibuti braided  fluvial , estuarine, intertidal  sandston e,  diselingi  oleh intertidal dan near shore shale.
-  Batuan  Penutup  (Seal),  batuan  penutup  utama pada  area  Cekungan  Sumatera  Tengah  adalah
shale  marine yang  berasal  dari  Formasi  Telisa. Dengan  ketebalan  mencapai  1600  feet,  maka formasi  ini  dapat  bertindak  sebagai  batuan penutup  yang  baik  bagi  reservoar  yang  ada  di bawahnya.
-  Jebakan,  jebakan  hidrokarbon  yang  terdapat pada  Cekungan  Sumatera  Tengah  adalah jebakan  struktur  yang  berasal  dari  sesar  serta jebakan stratigrafi yang terbentuk karena adanya perulangan lapisan batupasir dengan serpih pada formasi batuan reservoar.
-  Migrasi, shale dari  Formasi  Telisa  merupakan faktor  penting  berkenaan  dengan  masalah trapping karena  pengendapannya  bersamaan dengan  mulainya  migrasi  hidrokarbon  sekitar  16 juta  tahun  yang  lalu  dan  inilah  yang  menjadi momen  penentu  bagi  sistem  petroleum  di Cekungan Sumatra Tengah (Erawati, 2008).

## 2. Metode Penelitian

## Pengumpulan Data
Langkah  awal  yang  dilakukan  dalam  proses evaluasi formasi adalah pengumpulan data yang diperlukan  untuk  analisa.  Data  yang  diperlukan berupa  data  log  (litologi,  resistivitas,  dan porositas), data core ( SCAL ), dan data produksi.

## Pengolahan Data
1.  Interpretasi Litologi
Data yang digunakan adalah perpaduan data log  ( Gamma  ray , crossplot NPHI  dan  RHOB , serta  resistivitas)  dan  data core .  Interpretasi litologi  bertujuan  untuk  mengetahui  jenis  litologi pada setiap sumur.
2.  Identifikasi Zona Permeabel
Identifikasi  Zona  Permeabel  menggunakan log Gamma ray (GR). Zona permeabel ditunjukkan dengan respon log Gamma ray yang rendah, sebaliknya zona impermeabel ditunjukkan dengan respon log Gamma ray yang tinggi
V shale =  (GR log -GR min )/ ( GR max -GR min ) (1)
3.  Identifikasi Zona Hidrokarbon
Setelah  mengetahui  lapisan  yang  menjadi reservoar,
langkah
selanjutnya yaitu mengidentifikasi zona hidrokarbon dengan menggunakan  log  resistivitas  dan  porositas ( NPHI dan RHOB ).  Zona  hidrokarbon  ditunjukan dengan  pembacaan  nilai  log  resistivitas  yang tinggi,  serta  adanya  separasi  positif  antara  log neutron  dan  densitas.  Sebaliknya  zona  air ditunjukan dengan pembacaan nilai log resistivitas  yang  rendah  serta  adanya  separasi negatif antara log neutron dan densitas. 4.  Perhitungan Porositas
Perhitungan porositas menggunakan metode Neutron-Density Bateman-Konen. Porositas hasil perhitungan  akan  dicocokkan  dengan  porositas dari  data Special  Core  Analysis ( SCAL) .  Salah satu  parameter  yang  dibutuhkan  dalam  metode ini  adalah  porositas  densitas  dan  porositas neutron pada shale .
Ø e = (Ø D *Ø Nsh –Ø N *Ø Dsh )/(Ø Nsh - Ø Dsh ) (2)
Ø e : Porositas efektif Ø D : Porositas densitas
Ø Nsh : Porositas neutron shale Ø N : Porositas neutron
Ø DSH : Porositas densitas shale
FF = a / (Ø e * m) (3)
1/RT = (( Sw *n)/(FF*Rw))+( Vsh * Sw /RT Sh ) (4)
FF : Faktor Formasi a : Faktor turtuositas m : Faktor sementasi RT : True Resistivity Sw : Saturasi air n : Eksponen saturasi Rw : Resistivitas air Vsh : Volume lempung RT sh : Resistivitas shale
5.  Perhitungan Permeabilitas
Perhitungan permeabilitas menggunakan metode  permeabilitas transform .  Permeabilitas transform ditentukan  berdasarkan  hubungan antara data dari analisis inti batuan dengan data dari analisis log.

## 3. Hasil dan Pembahasan
Evaluasi formasi pada Batupasir B Lapangan Tri dilakukan pada 10 sumur yaitu T1, T2, T3, T4, T5,  T6,  T7,  T8,  T9,  dan  T10.  Sumur-sumur  ini dipilih berdasarkan kelengkapan data log (litologi, resistivitas, dan porositas), Special Core Analysis ( SCAL) dan  data  uji  sumur.  Identifikasi lapisan  permeabel    menggunakan  data  log  GR yang  dinormalisasi  terlebih  dahulu.  Normalisasi dilakukan  untuk  menyamakan  kisaran  nilai pengukuran data log GR yang memiliki distribusi data  yang  berbeda  dari  10  sumur  yang  ada. Setelah  normalisasi,    di  dapatkan  nilai GR min 50 grade  API  (GAPI)  dan GR max 210  GAPI  serta memberikan  nilai cut-off Vsh Batupasir  B  adalah 61% (Rumus 1).
Daerah yang terisi zona hidrokarbon diidentifikasi  menggunakan  log  resistivitas  dan porositas. Apabila terisi hidrokarbon, log resistivitas  akan  menunjukkan  nilai  yang  tinggi dan  apabila  terisi  air  nilai  resistivitas  akan rendah,  hal  ini  dikarenakan  air  bersifat  konduktif
dan minyak bersifat resistif.  Nilai log resisitivitas 10  sumur  pada  Lapisan  Batupasir  B  yang merupakan  zona  hidrokarbon  berkisar  9-40 ohmm.
Harga  porositas  ditentukan  dengan Metode Neutron-Density dimana  harga  matrix Neutron dan Density untuk  d ry dan wet  clay ditentukan dengan  Metode Crossplot Bateman-Konen. Ketepatan  menentukan  harga dry dan wet  clay akan  sangat  mempengaruhi  harga  porositas efektif  dari  zona porous .  Hasil  perhitungan porositas selanjutnya divalidasi dengan data core ( Gambar 1 ). Berdasarkan hasil analisa porositas yang  divalidasikan  dengan  data  produksi, cut-off porositas Batupasir B yaitu 10%.
Gambar 1. Validasi antara Porositas Log dan Porositas Core
Perhitungan Sw pada  Lapisan  Batupasir  B menggunakan  Metode  Simandoux  yang  ada pada  rumus  2  dan  3  dengan    parameter  yang digunakan  adalah  a  =  1,  m  =  1.603  dan  n  = 1.763.  Metode  Simanduox  ini  sangat  efektif digunakan  untuk  model  reservoar shally  sand, sesuai dengan yang ada di Lapisan Batupasir B, sehingga  akan  memberikan  hasil  perhitungan dengan  tingkat  keakuratan  yang  baik. Cut-off saturasi  air  di  Batupasir  B  Lapangan  Tri    yaitu 60%.
Nilai  permeabilitas  pada  Lapangan  Tri diperoleh dengan menggunakan metode transform  permeability . Transform  permeability ditentukan berdasarkan persamaan dari hubungan  antara  data  dari  analisa core dan dengan  data  dari  analisa  log.  Persamaan tersebut dapat diterapkan pada lapisan Batupasir
B di sumur lain yang tidak memiliki data core dan juga dapat digunakan dalam melakukan pemodelan permeabilitas sehingga sesuai dengan kondisi lapangan. Perhitungan permeabilitas  pada  Batupasir  B  memliki  kisaran harga terendah yaitu  240 dan dan tertinggi 6799 md.  Hal  ini  menunjukkan  bahwa  Batupasir  B memiliki  kemampuan  untuk  mengalirkan  fluida yang relatif bagus.
Masing-masing  properti    pada  10  sumur Lapisan Batupasir B di Lapangan Tri telah di cut- off terhadap  zona  reservoar  dan  memberikan hasil  yang  sangat  bagus  (Tabel  1).  Dari  tabel tersebut,  dapat  diambil  kisaran  harga  untuk Vsh 9-29%,  porositas  22-27%,  dan  saturasi  air  19- 60%.
Tabel 1. Properti reservoar pada 10 sumur
No Sumur Vsh (%) Porositas (%) Sw (%) 1 T1 19 26 32 2 T2 11 25 19
3 T3 12 27 35 4 T4 14 27 23 5 T5 9 24 38 6 T6 9 27 22 7 T7 17 25 50
8 T8 27 23 52
9 T9 19 23 42 10 T10 29 22 60 Dengan memperhatikan hasil evaluasi menyeluruh  terhadap  nilai Vsh ,  porositas  dan saturasi  air  serta  didukung  oleh  data  produksi tiap sumur, lokasi sumur,  dan jarak antar sumur, maka  ada  dua  titik  sumur infill yang  akan diusulkan.  Sumur  usulan  pertama  terletak  di antara  sumur  T2  dan  T4  dengan  koordinat  x: 861600 dan y: 106300 sedangkan  sumur usulan kedua    terletak  diantara  sumur  T5  dan  T6 dengan    koordinat  x:  861240  dan  y:  106820. Dilihat dari peta Top struktur Batupasir B, sumur T2  dan  T4  berjarak  350  m  dan  posisi  Top Batupasir  di  T4  lebih  tinggi  dibandingkan  T2. Sedangkan  sumur  usulan  yang  kedua  yaitu  T5 dan T6 berjarak 670 m dan posisi Top Batupasir di T6 lebih tinggi dibandingkan T5 ( Gambar 2 ). Dari  penampang  geologi  pada  Gambar  3.a, terlihat adanya kemenerusan lapisan Batupasir B diantara sumur T2-T4. Berdasarkan hasil analisa petrofisika  ( Gambar  3.b  dan  3.c ),    sumur tersebut  memiliki  nilai  Vsh  dan  porositas  yang relatif  sama  dengan  saturasi  air  yang  rendah. Selain itu, kedua sumur  tersebut masih berproduksi  hingga  saat  ini.  Demikan  juga terhadap sumur T5-T6 (Gambar 4.a). Berdasarkan  hasil  analisa  petrofisika  ( Gambar 4.b  dan  4.c ),    sumur  tersebut  memiliki  nilai  Vsh dan  porositas  yang  relatif  sama  dengan  saturasi
air  yang  rendah.    Selain  itu,  kedua  sumur tersebut masih berproduksi hingga saat ini.
Gambar 2. Peta Top Struktur Lapisan Batupasir B dan Lokasi Sumur Infill yang diusulkan.
Gambar 3. Sumur Usulan I, (a)  Penampang Geologi antara sumur T4 dan T2, (b) Hasil Analisa Petrofisika Sumur T4, (c) Hasil Analisa Petrofisika Sumur T2.
( ( ( B D T ss Sumur Usulan I a b c B TL Sumur Usulan I

## Gambar 4. (a)  Penampang Geologi antara
Gambar 4. Sumur Usulan II, (a)  Penampang
Geologi antara sumur T5 dan T6, (b) Hasil analisa Petrofisika Sumur T5, (c) Hasil Analisa Petrofisika Sumur T6.

## 4. Kesimpulan
Berdasarkan hasil studi yang telah dilakukan, maka dapat disimpulkan :
1.  Lapisan  Batupasir  B  Lapangan  Tri  memiliki nilai  kisaran Vsh 9-29%,  porositas  22-27%, saturasi  air  19-60%,  dan  permeabilitas tertinggi sebesar 6799 md. 2.  Berdasarkan hasil evaluasi menyeluruh terhadap  nilai Vsh ,  porositas  dan  saturasi  air serta didukung oleh data produksi tiap sumur, lokasi  sumur  dan  jarak  antar  sumur,    maka ada dua titik sumur infill yang akan diusulkan.
3.  Sumur  usulan  I  terletak  pada    koordinat  x: 861600  dan  y:  106300.  Sumur  usulan  II terletak  pada    koordinat  x:  861240  dan  y:
106820.

## Daftar Pustaka
Ahmed,T. (2001) Reservoir Engineering
Handbook , Gulf Publishing Company, Houston,
Texas. Asquith, G. and Gibson. C. (1983) Basic Well Log Analysis for Geologist, AAPG, Tulsa
Oklahoma.
Bayu  Cipto  Aji  (2013) Optimasi  Pengurasan Cadangan  Reservoir  Dengan  Metode  Sumur Infill  Berdasarkan  Data  Penilaian  Formasi , 08 November 2014, http://bayuciptoaji.wordpress.com/2013/05/25/o ptimasi-pengurasan cadangan-reservoir-
dengan-metode- infill -drilling-berdasarkan-data- penilaian-formasi.
De  Coster,  G.  L.  (1974) The  Geology  of  the Central and South Sumatra Basin, Proceedings 3 rd Annual Convention IPA, Juni 1974, Jakarta. Dewan,  J.T.  (1983) Essentials  of  Modern Open-hole  Log  Interpretation ,  Penn  Well Pub.Co., Tulsa. Dickey,  PA.  (1981) Petroleum  Development Geology ,  2 nd ed,  Penn  Well  Pub.  Co., Oklahoma.
Erawati,  F.A.  (2008)  Evaluasi  Formasi  Batupasir “FEAW”, Formasi Duri, Area Dhini, Lapangan  Duri,  Cekungan  Sumatera  Tengah Untuk Mengetahui Potensi Kandunga
Hidrokarbon,  Skripsi  Jurusan  Teknik  Geologi, Fakultas  Teknik,  Universitas  Gadjah  Mada,
Yogyakarta.
Eubank,  R.  T.  &  Makki,  A.  C.  (1981)  Structural geology  of  the  Central  Sumatra  back-arc basin, Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 10th annual convention . Harsono,  A.  (1997)  Evaluasi  Formasi  dan
Aplikasi  Log.  Schlumberger  Oilfield  Service Indonesia, Jakarta.
Heidrick,  T.L.,  and  Turlington  (1996) Central Sumatra  Basin  in  Petroleum  Geology  of Indonesian  Basin  :  Principles,  Methods,  and Application, Vol. 2, Jakarta, Indonesia . Heidrick,  T.L.  and  Aulia,  K.  (1993) A  structural and Tectonic Model of The Coastal Plain Block , Central Sumatera Basin, Indonesia. Indonesian Petroleum  Assosiation, Proceedings 22th Annual Convention, p. 285-316.
Hilchie,  D.W.  (1978) Applied  Openhole  Log Interpretation, Colorado, USA.
Kempt,  G.,  Minifie,  S.,  Rutlay,  D.,  Santon,  J.
(1997) Indonesian  Petroleum  System  Study Central Sumatra Basin. Santos Asia Pacific Pty ltd, tidak dipublikasikan.
Koesomadinata, R.P. (1980) Geologi Minyak dan
Gasbumi, Institut Teknologi Bandung, Bandung.
Mertosono  S.,  and  Nayoan  G.A.S.  (1974) The
Tertiary  Basinal  Area  of  Central  Sumatra.
Indonesian Petroleum Association,
Proceedings  3 th Annual Convention, p. 63-76. Pratama, Yoga ( 2010 ) Metode Penentuan Lokasi
Sumur Pengembangan untuk Optimasi Pengembangan Lapangan X dengan Menggunakan Parameter Porositas,
Permeabilitas,  dan  Saturasi  Minyak  secara Semi-Analitik , unpublished .
Pulunggono,  A.,  Agus,  H.S.,  Kosuma,  C.G. (1992) Pre-Tertiary and Tertiary Fault Syste as a  Framework  of  the  South  Sumatra  Basin, Indonesian  Petroleum  Association,  Proceeding s 21 st Annual Convention, p.339-360.

## Sumur Usulan II
Pulunggono,  A.  and  Cameron,  N.R.  (1984)
Sumatran Microplates, their characteristics and their  role  in  the  evolution  of  the  Central  and South Sumatran Basin s, Proceedings
Indonesian  Petroleum  Association,  13,  121- 144.
Reading,  H.G.  (1986) Facies,  in  Reading  H.G. (ed),  Sedimentary  Environtments  and  Facies , Blackwell Scientific Publication, p. 4-19.
Rider, Malcolm (2002) The Geological
Interpretation  of  Well  Log ,  2 nd edition,  Rider- French Consulting Ltd, Scotland.
Satyana, A.H. (2000) The outline of The Geology of  Indonesia ,  Ikatan  Ahli  Geologi  Indonesia, hal. 69-90.
Tittman,  J.,  and  J.S.  Wahl  (1965) The  Physical Foundations  of  Formation  Density  Logging (Gamma-Gamma) :  Geophysics,  c.30,  p.284- 294.
Yarmanto,  Aulia,K.,  Mertani,  B.,  Heidrick,  T.
(1996) Petroleum  Geology  of  Indonesian Basins ,  Volume  II  Central  Sumatra  Basin,
Pertamina BPPKA, Jakarta.