11

BAB II

KAJIAN PUSTAKA

II.1 Kerangka Tektonik dan Struktur Cekungan Sumatera Tengah

Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan busur belakang yang

berkembang di sepanjang tepi barat dan selatan Paparan Sunda di sebelah

baratdaya Asia Tenggara sejak kala Neogen. Cekungan Sumatera Tengah

terbentuk karena adanya penunjaman secara miring (oblique subduction) lempeng

Samudera Hindia ke bawah lempeng Benua Asia. Pada saat ini terbentuk

cekungan muka busur, jalur magmatis (pegunungan Barisan) dan cekungan

belakang busur. Beberapa peneliti (Pulonggono dan Nayoan, 1974; Heidrick dan

Aulia, 1993) mengganggap bahwa sesar besar Sumatera lahir pada periode ini.

Pada awal Tersier (Eosen-Oligosen) daerah ini merupakan seri dari

struktur half graben yang menandai perkembangan dari cekungan rift. Cekungan

ini berbentuk asimetris, dimana pada beberapa bagian half graben di isi oleh

sedimen klastik darat (non marine) dan sedimen danau (Eubank dan Makki, 1981;

dalam Heidrick dan Aulia, 1993).

Gaya tarikan pada batuan dasar ini menghasilkan beberapa blok patahan

yang membentuk graben, half graben, dan horst (Mertosono dan Nayoan, 1981).

Rejim sesar menjadi sesar mendatar dekstral sebagai akibat dari oblique

subduction di bagian barat dan baratdaya pulau Sumatera. Sesar mendatar dekstral

ini menghasilkan negative flower structure, positive flower structure, en echelon

fault dan en echelon fold yang terlihat pada rekaman seismik dan merupakan

bentuk-bentuk perangkap minyak bumi yang teramati di Cekungan Sumatera

Tengah (Yarmanto dan Aulia, 1988).

Kerangka tektonik regional yang terjadi di Cekungan Sumatera Tengah

dapat dilihat pada gambar II.1.

12

Gambar II.1. Kerangka tektonik regional Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan

Aulia, 1993)

Menurut Mertosono dan Nayoan (1974), pola struktur utama di Cekungan

Sumatera Tengah dapat dikelompokkan menjadi 2 bagian yaitu : pola utara-

selatan untuk struktur-struktur yang tua dan pola baratlaut-tenggara untuk

struktur-struktur yang lebih muda. Menurut Eubank dan Makki (1981) terdapat

sesar-sesar berarah utara-selatan dengan umur Paleogen yang teraktifkan kembali

selama fase kompresi pada kala Plio-Pleistosen.

Struktur geologi di Cekungan Sumatera Tengah terbentuk dari beberapa

fase yang berbeda, mulai dari kurun Mesozoikum sampai akhir zaman Tersier.

Pada kurun Mesozoikum Tengah terjadi deformasi yang menyebabkan batuan

Paleozoikum termetamorfosakan, tersesarkan, terlipatkan dan disertai intrusi

granit. Pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal terbentuk struktur akibat gaya tarik

dan menghasilkan graben-graben berarah relatif utara-selatan (De Coster, 1974).

Cekungan Sumatera Selatan

Cekungan Sunda

Cekungan Jawa Utara

Cekungan Sumatera Utara

Cekungan Sumatera Tengah

0 500 Km

Skala

Gunung Api Kuarter

Arah Pergerakan Lempeng

CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

Malaysia

13

Gambar II.2 Struktur geologi yang berkembang di Cekungan Sumatera Tengah dan

lapangan Pungut yang terbentuk pada jalur sesar mendatar berarah relatih

utara-selatan NNW-SSE (laporan internal PT. CPI)

Heidrick dan Aulia (1993) membahas secara lebih rinci tentang

perkembangan struktur di Cekungan Sumatera Tengah dengan membagi sesar dan

lipatan yang ada menjadi 4 episode pembentukan yaitu F0, F1, F2, dan F3 seperti

yang terlihat pada Tabel II.1.

UUU

14

Tabel II.1. Perkembangan tektonostratigrafi daerah Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick

dan Aulia, 1993).

Pada kala Eosen-Oligosen terjadi deformasi akibat rifting (episode F1)

dengan arah jurus timurlaut, diikuti oleh pengaktifan kembali struktur-struktur tua

yang terbentuk sebelumnya (F0). Episode F1 terjadi pada waktu 45–25,5 Ma dan

menghasilkan geometri horst dan graben. Pada saat yang sama terjadi

pengendapan Kelompok Pematang ke dalam graben-graben yang terbentuk.

Pada kala Miosen Awal terjadi fase penurunan atau sag phase (episode F2)

yang diikuti oleh pembentukan sesar geser dekstral secara regional dan

pembentukan transtensional fracture zone. Struktur yang terbentuk berarah relatif

15

baratlaut-tenggara. Pada struktur tua yang berarah timurlaut-baratdaya terjadi

suatu pelepasan, sehingga terbentuk listric normal fault, graben dan half graben.

Episode F2 terjadi bersamaan pengendapan Kelompok Sihapas, yaitu antara 25,5

– 13,8 Ma.

Pada kala Miosen Tengah terjadi gaya kompresi (episode F3) yang

menghasilkan struktur reverse dan thrust fault sepanjang jalur wrench fault yang

terbentuk sebelumnya. Proses kompresi ini bersamaan dengan pembentukan sesar

geser dekstral di sepanjang Bukit Barisan. Struktur yang terbentuk umumnya

berarah baratlaut-tenggara. Pembentukan struktur ini disertai dengan pengendapan

Formasi Petani dan Formasi Minas mulai 13,5 Ma hingga sekarang.

II.2 Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Tengah

Secara umum stratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah mulai dari

batuan dasar hingga batuan termuda, dapat dikelompokkan sebagai berikut:

1. Batuan Dasar (Basement)

Batuan dasar di Sumatera Tengah terdiri dari empat satuan litologi

berumur Paleozoik sampai Mesozoik. Satuan litologi tersebut adalah Kelompok

Mutus terdiri dari ofiolit, metasedimen dan sedimen-sedimen berumur Trias,

Kelompok Malaka terdiri dari kuarsit, filit dan intrusi granodiorit, Kelompok

Mergui terdiri dari graywacke berumur Kapur, kuarsit dan batulempung kerikilan,

dan Kelompok Tapanuli terdiri dari batusabak, metasedimen dan filit yang

diendapkan diatas batugamping shelf berumur Devon-Karbon.

2. Kelompok Pematang

Kelompok Pematang merupakan sedimen tertua yang diendapkan secara

tidak selaras di atas batuan dasar. Batuan ini tersusun oleh Lower Red Beds,

Brown Shale dan Upper Red Beds sebagai material klastik asal darat (non marine)

dan material asal danau yang kaya akan bahan organik, sehingga serpih organik

dari Kelompok Pematang tersebut merupakan batuan induk bagi hidrokarbon yang

ada di Cekungan Sumatera Tengah.

16

3. Kelompok Sihapas

Kelompok Sihapas diendapkan secara tidak selaras di atas Kelompok

Pematang dengan proses sedimen yang bersifat transgresif, terdiri dari batupasir

dengan sisipan serpih, lapisan batugamping setempat-setempat pada bagian bawah

dan serpih pada bagian atas perlapisan. Kelompok Sihapas ini terdiri dari Formasi

Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan Formasi Duri. Secara umum,

batuannya memiliki porositas dan permeabilitas tinggi dan merupakan reservoir

yang bagus. Ketebalan maksimum mencapai 3300 kaki yang merupakan angka

ekonomis sebagai suatu batuan reservoir di Cekungan Sumatera Tengah

(Mertosono dan Nayoan, 1974).

3.1 Formasi Menggala

Formasi ini merupakan endapan bagian bawah dari kelompok Sihapas,

diperkirakan berumur Miosen Awal yang memiliki hubungan tidak selaras dengan

Formasi Pematang dan ditutupi secara selaras oleh Formasi Bangko. Litologi

tersusun oleh batupasir konglomeratan berselang-seling dengan batupasir halus

hingga sedang dan diendapkan pada fluvial channel pada Awal Miosen dengan

ketebalan mencapai 800 kaki.

3.2 Formasi Bangko

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Menggala tersusun

oleh serpih abu-abu yang bersifat gampingan dan berselang-seling dengan

batupasir halus sampai sedang. Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal

(N5) dan diendapkan pada lingkungan Estuarin dengan ketebalan maksimum 300

kaki (Dawson, et al., 1997).

3.3 Formasi Bekasap

Formasi Bekasap diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko, yang

tersusun oleh litologi batupasir halus sampai kasar, bersifat masif dan berselang-

seling dengan serpih tipis. Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N6)

dan kadang ditemukan juga lapisan tipis batubara dan batugamping. Formasi ini

diperkirakan diendapkan pada pada daerah intertidal, estuarin, dan inner neritic

17

hingga middle–outer neritic, dengan ketebalan 1300 kaki (Dawson, et al., 1997).

3.4 Formasi Duri

Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Bekasap dan

merupakan bagian teratas dari Kelompok Sihapas, yang di beberapa tempat

mempunyai umur yang sama dengan Formasi Bekasap. Terdiri atas suatu seri

batupasir yang terbentuk pada lingkungan inner neritic deltaic di bagian utara dan

tengah cekungan. Seri tersebut dicirikan oleh batupasir berbutir halus sanpai

menengah yang secara lateral menjadi batupasir laut dalam dari Formasi Telisa.

Formasi ini berumur Miosen Tengah (NN3), dan mencapai ketebalan lebih dari

300 kaki.

4. Formasi Telisa

Formasi Telisa diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko,

memiliki hubungan menjari dengan Formasi Duri dan Formasi Bekasap. Litologi

penyusun Formasi Telisa adalah marine shale dan lanau agak gampingan Pada

Formasi Telisa ini terlihat periode penggenangan maksimum di Sumatera Tengah

yang terjadi pada Miosen Awal sehingga formasi ini dapat menjadi batuan

penutup (sealing) regional yang sangat baik bagi Kelompok Sihapas. Tebal

formasi ini lebih dari 9000 kaki. Formasi Telisa berumur Miosen Awal-Miosen

Tengah (NN4 – NN5).

5. Formasi Petani

Formasi Petani diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Telisa dan

menggambarkan fase regresif dari siklus pengendapan Cekungan Sumatera

Tengah. Formasi ini diendapkan mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai, dan

ke atas sampai lingkungan delta yang menunjukkan regresi air laut. Terdiri dari

batupasir, batulempung, batupasir glaukonitan, dan batugamping yang dijumpai

pada bagian bawah, sedangkan batubara banyak dijumpai di bagian atas dan

terjadi pada saat pengaruh laut semakin berkurang. Komposisi dominan batupasir

adalah kuarsa, berbutir halus sampai kasar, umumnya tipis dan mengandung

sedikit lempung yang secara umum mengkasar ke atas. Secara keseluruhan

18

mempunyai ketebalan 6000 kaki yang berumur Miosen Akhir- Pliosen Awal, atau

N9 (NN5) – N21 (NN18). Penentuan umur pada bagian atas Formasi ini agak sulit

karena tidak adanya fosil laut. Hidrokarbon yang terdapat pada Formasi ini tidak

begitu ekonomis.

6. Formasi Minas

Formasi ini merupakan endapan Kuarter yang diendapkan secara tidak

selaras di atas Formasi Petani. Disusun oleh pasir dan kerikil, pasir kuarsa lepas

berukuran halus sampai sedang serta limonit berwarna kuning. Diendapkan pada

lingkungan fluvial sampai darat dan berumur Pleistosen. Pengendapan yang terus

berlanjut sampai sekarang menghasilkan endapan aluvium yang berupa campuran

kerikil, pasir dan lempung.

Tabel II.2 Kolom Stratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan Aulia,

1993)

19

II.3 Struktur Geologi Daerah Penelitian

Struktur geologi di daerah penelitian dicirikan oleh adanya sesar dan

lipatan. Sesar utama yang berkembang di lapangan Pungut relatif berarah utara-

selatan (NNW-SSE), kemungkinan sesar ini teraktifkan kembali sebagai sesar

mendatar dekstral sejak fase F2. Peristiwa ini mengakibatkan pembentukan lipatan

yang berasosiasi dengan pergerakan sesar mendatar dekstral tersebut. Hal ini

ditunjukan oleh sumbu lipatan yang membentuk pola en-enchelon terhadap sesar

mendatar Pungut-Tandun.

Lipatan antiklin yang terletak paling selatan di daerah penelitian

merupakan antiklin terbesar di lapangan Pungut. Kondisi tersebut sulit untuk

dijelaskan dengan konsep fase F2, dimana lipatan terbesar seharusnya terjadi di

bagian utara daerah penelitian. Di duga lipatan terbesar di bagian paling selatan

ini, awal pembentukannya terjadi pada fase F2 kemudian mengalami peningkatan

deformasi pada fase F3. Fase kompresional (F3) di daerah ini diinterpretasikan

berumur Plio-Plistosen, yang ditunjukan oleh adanya deformasi pada seluruh

Formasi, dan menerus hingga hampir ke permukaan.

Struktur lipatan yang terkait dengan sesar mendatar ini memiliki tutupan

vertikal sekitar 260 kaki, menjadi perangkap hidrokarbon terutama pada Formasi

Menggala dan Formasi Bekasap (Kelompok Sihapas) sedangkan minyak

diperkirakan sumbernya berasal dari South Aman Trough.

Lebih jelas mengenai struktur geologi yang berkembang di lapangan

Pungut bisa di lihat pada gambar II.3

20

Gambar II.3 Struktur geologi yang berkembang di daerah penelitian (laporan internal PT.

CPI)

II.4 Stratigrafi Daerah Penelitian

Sumur-sumur yang terdapat di lapangan Pungut menembus beberapa

formasi batuan mulai dari yang berumur tua ke muda berturut-turut, yaitu Formasi

Pematang, Menggala, Bangko, Bekasap, Telisa dan Formasi Petani.

Formasi Pematang di daerah penelitian umumnya disusun oleh batupasir

berwarna abu muda, berbutir kasar sampai konglomeratan, terpilah buruk,

kompak, tersementasi dan mengandung kuarsa.

Formasi Menggala diendapkan secara selaras di bagian atas Formasi

Pematang, dimana batuannya didominasi oleh batupasir berwarna abu, berbutir

sedang sampai kerikilan, berselang-seling dengan batupasir halus, kompak dan

tersementasi.

21

Formasi Menggala kemudian ditutupi secara selaras oleh Formasi Bangko

yang tersusun oleh batuan serpih abu-abu yang bersifat gampingan dan berselang-

seling dengan batupasir halus sampai sedang.

Formasi Bekasap juga diendapkan secara selaras di atas Formasi Bangko,

dengan litologi didominasi oleh batupasir halus-kasar dengan kandungan

glaukonit, berselingan antara batulempung dan batulanau yang berulang dengan

ketebalan bervariasi.

Formasi Telisa diendapkan dengan hubungan menjemari terhadap Formasi

Bekasap. Formasi ini umumnya tersusun oleh material halus batulempung dan

batulanau berwarna coklat keabuan dan agak gampingan.

Formasi paling atas yang ditemukan di daerah penelitian adalah Formasi

Petani, yang diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Telisa. Litologi

umumnya terdiri dari batulempung, batupasir dan batupasir glaukonitan. Formasi

ini dikenal sebagai reservoir yang mengandung gas walaupun cadangannya tidak

besar dan tidak ekonomis.

Dari formasi-formasi yang ditemukan di daerah penelitian tersebut, lapisan

batupasir dari Kelompok Sihapas merupakan reservoir yang cukup bagus di

lapangan Pungut, dimana reservoir dari Formasi Bekasap merupakan reservoir

penghasil minyak yang utama. Formasi Bekasap ini terbagi menjadi 4 (empat)

reservoir yang dinamakan batupasir A, B, C dan D dimana batupasir D kemudian

terbagi lagi menjadi D1, D2 dan D3. Berdasarkan potensi dan cadangan minyak

yang masih ada maka objek penelitian difokuskan pada lapisan B dan C yang

merupakan reservoir batupasir serpihan Formasi Bekasap. Model log reservoir

yang lebih lengkap di daerah penelitian bisa dilihat pada gambar II.4.

22

Gambar II.4 Model log reservoir yang berkembang di daerah penelitian (laporan internal

PT. CPI)

II.5 Dasar Teori

II.5.1 Karakterisasi Reservoir

Dasar teori yang digunakan sebagai landasan kerja penelitian mengatakan

bahwa karakterisasi reservoir didefinisikan sebagai suatu proses yang

menggambarkan variasi karakteristik reservoir dengan menggunakan semua data

yang ada, yang deskripsinya bisa kualitatif atau kuantitatif. Karakteristik reservoir

ini meliputi pori dan penyebaran ukuran butir, porositas dan permeabilitas,

GRNGAPI0 200

SPMV-160 40

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

2678.0

3639.0

DEPTHFEET

RXOOHMM0.2 2000

LLDOHMM0.2 2000

Top Bekasap Fm

B Sand

C Sand

D-1 Sand

D-2 Sand

D-3 Sand

Top Bangko Fm

3100 Sand

3120 Sand

3150 Sand

3200 Sand

3250 Sand

3400 Sand

3500 Sand

TOP_PMT

Bekasap ABekasap B

Bekasap C

Bekasap D1

Bekasap D2

Bekasap D3

Bangko FM

Menggala 3250

Menggala 3400

Bangko 3150

Menggala 3500

Pematang

GRNGAPI0 200

SPMV-160 40

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

3550

3600

2678.0

3639.0

DEPTHFEET

RXOOHMM0.2 2000

LLDOHMM0.2 2000

Top Bekasap Fm

B Sand

C Sand

D-1 Sand

D-2 Sand

D-3 Sand

Top Bangko Fm

3100 Sand

3120 Sand

3150 Sand

3200 Sand

3250 Sand

3400 Sand

3500 Sand

TOP_PMT

Bekasap ABekasap B

Bekasap C

Bekasap D1

Bekasap D2

Bekasap D3

Bangko FM

Menggala 3250

Menggala 3400

Bangko 3150

Menggala 3500

Pematang

23

penyebaran fasies, lingkungan pengendapan dan deskripsi cekungan (Kelkar dan

Perez, 2002).

Proses karakterisasi reservoir secara umum terbagi menjadi empat tahapan,

yaitu:

1. Pendefinisian

Merupakan suatu kenyataan bahwa reservoir di bawah permukaan tidak

bisa dilihat secara langsung, oleh karena itu definisi reservoir terutama

berdasarkan ekstrapolasi dan interpolasi antara data pada suatu titik. Ekstrapolasi

dan interpolasi ini biasanya dipandu oleh gambaran imajiner geologi secara umum

berdasarkan pengendapan alami, studi singkapan dan interpretasi seismik.

2. Penyempurnaan dan modifikasi

Data yang diperoleh dari pengeboran sumur pengembangan akan dipakai

sebagai data titik tambahan untuk menyempurnakan bahkan memodifikasi

gambaran reservoir yang ada. Tambahan data bisa juga diperoleh dari serbuk bor

(cutting), inti bor, lubang bor, tes sumur dan pengukuran laboratorium. Tahapan

ini meliputi pendefinisian batasan reservoir, kontak fluida, akuifer, kandungan

minyak di tempat (original oil in place, OOIP) dan sebagainya.

3. Karakteristik dan aliran reservoir alami

Adanya data kemampuan produksi yang diamati seiring dengan

bertambahnya sumur pengembangan yang di bor, maka informasi mengenai tipe

reservoir, mekanisme pendorong alami (natural drive mechanism), aliran alami

fluida, heterogeneitas dan anisotropi bisa lebih dipahami. Tambahan data lainnya

bisa diperoleh dari analisis khusus inti bor (special core analysis) seperti

permeabilitas, tekanan kapiler, tes kebasahan dan lain-lain.

4. Detil unit aliran dan geostatistik

Definisi unit aliran reservoir, heterogeneitas dan pemakaian metode

geostatistik dalam pemodelan reservoir dibutuhkan untuk proses desain,

implementasi dan pengawasan aplikasi pengambilan minyak sekunder (secondary

recovery) dan aplikasi yang lebih tinggi (enhanced oil recovery)

24

Selain mengetahui konsep umum dan dasar teori dari karakterisasi

reservoir, pemahaman mengenai geologi regional di Cekungan Sumatera Tengah

termasuk di dalamnya adalah kerangka tektonik, struktur dan stratigrafi regional

yang mempengaruhi daerah penelitian merupakan landasan teori yang sangat

penting untuk mendukung kajian karakteristik reservoir di lapangan Pungut.

II.5.2 Kualitas Reservoir

Reservoir di definisikan sebagai suatu tubuh batuan yang mempunyai

porositas dan permeabilitas untuk menyimpan dan mengeluarkan fluida.

Umumnya batuan reservoir merupakan batuan sedimen karena mempunyai

porositas lebih banyak dibandingkan batuan beku atau batuan metamorf dan

terjadi pada kondisi suhu tertentu dimana hidrokarbon bisa terbentuk. Reservoir

ini merupakan bagian utama dalam suatu petroleum system.

Untuk mendefinisikan reservoir secara lebih baik salahsatunya dilihat dari

kualitas reservoir. Parameter kualitas reservoir biasanya memasukkan porositas

dan permeabilitas yang mempengaruhi kapasitas tampungan (storage) dan

deliverability dari fluida dalam batuan berpori tersebut.

Kualitas reservoir dipengaruhi oleh tiga aspek yang sangat penting yaitu :

1. Tekstur

2. Komposisi

3. Diagenesis

Tekstur batuan mencerminkan suatu proses sedimentasi yang dipengaruhi

oleh proses mekanik, kimia dan biologi. Komposisi batuan memperlihatkan suatu

provenance yang berhubungan dengan lempeng benua, lempeng samudera, zona

suture, busur vulkanik maupun sedimen yang terlipatkan. Diagenesis akan

menceritakan sejarah penimbunan (burial history) yang berhubungan erat dengan

tektonik. Ketiga aspek ini digambarkan dalam suatu diagram segitiga kualitas

reservoir, seperti terlihat pada gambar II.5.

25

Gambar II.5 Diagram segitiga dari kualitas reservoir (Noeradi, 2006)

II.5.3 Ketidakseragaman Reservoir (Heterogeneitas Reservoir)

Heterogeneitas reservoir atau ketidakseragaman reservoir diartikan sebagai

variasi sifat batuan dalam suatu reservoir. Heterogeneitas ini digunakan untuk

menggambarkan kompleksitas geologi dari suatu reservoir dan hubungan

kompleksitas itu terhadap aliran fluida yang melaluinya. Reservoir berhubungan

dengan ketidakseragaman dari fasies dan lingkungan pengendapan. Variasi dari

ketidakseragaman reservoir ini dicirikan oleh alterasi setelah pengendapan dari

suatu lapisan, seperti kompaksi, sementasi dan deformasi tektonik.

Terdapat tiga tingkatan skala dalam heterogeneitas reservoir, yaitu:

1. Heterogeneitas pada skala lubang sumur, akan mempengaruhi matrik

permeabilitas, penyebaran minyak residual, alirah berarah dari fluida, potensi

interaksi fluida dan batuan serta kerusakan formasi.

2. Heterogeneitas pada skala antar sumur, akan mempengaruhi pola aliran

fluida, efisiensi pengurasan reservoir, efisiensi penyapuan vertikal maupun

lateral dari proyek pengambilan minyak sekunder atau tersier.

3. Heterogeneitas pada skala lapangan, akan menentukan volume hidrokarbon

setempat, daerah penyebaran dan tren dari produksi hidrokarbon.

Texture

Diagenesis Composition

QUALITY

Texture

Diagenesis Composition

QUALITYQUALITYQUALITY

26

Gambar II.6 Tingkatan dari heterogeneitas reservoir (modifikasi dari Weber, 1986)

Beberapa unsur yang terdapat dalam heterogeneitas pada skala lubang

sumur, antara lain :

• Jaringan pori (pori dan lubang pori)

• Ukuran butir dan kompaksi

• Susunan butiran

• Gaya laminasi dan lapisan

• Struktur sedimen

• Litofasies

• Urutan stratifikasi vertikal

• Terlihat secara kuantitatif dari sampel batuan dan log sumur.

Analisis semua sifat/unsur ini sangat penting untuk menggambarkan

karakter reservoir karena sifat/unsur tersebut merupakan data dan juga dasar untuk

memahami reservoir pada skala yang lebih besar.

27

Pada batuan klastik, biasanya terdapat hubungan langsung antara litofasies

pengendapan utama dan kemampuan reservoir. Contohnya batupasir yang

lapisannya makin tipis dan butiran makin halus ke arah atas, akan mempunyai

permeabilitas yang makin kecil ke arah atas, begitu juga sebaliknya. Selama

injeksi air, baik gravitasi dan permeabilitas yang lebih besar ke arah bawah akan

mendorong air ke bawah, sebaliknya jika gravitasi masih menarik air ke bawah

tetapi permeabilitasnya menarik air ke atas maka akan menghasilkan penyapuan

vertikal yang lebih baik.

Gambar II.7 Tipe perlapisan vertikal dan profil permeabilitas menghalus atau menipis ke

atas (a) dan mengkasar atau menebal (b).Pola menghalus dan mengkasar ini mengacu

pada ukuran butir rata-rata dari setiap lapisan, sedangkan pola menipis dan menebal

mengacu pada ketebalan relatif dari setiap lapisan.

Beberapa unsur yang terdapat dalam heterogeneitas pada skala antar

sumur, antara lain :

• Geometri lateral lapisan, gaya dan kontinuitasnya

• Pola tekstur vertikal dan sistematika lateral

• Variasi hasil dalam kualitas reservoir

Selain unsur diatas, pada skala ini terdapat beberapa masalah yang

mungkin timbul, yaitu:

28

• Data lubang sumur yang telah di deskripsi harus di ekstrapolasi terhadap

region antar sumur.

• Korelasi antar sumur lebih sulit karena litofasies kemungkinan tidak

menerus pada jarak antar sumur.

• Interpretasi harus dipandu oleh pemahaman mengenai fasies dan

lingkungan pengendapan, analisis core yang telah diinterpretasi

dibandingkan dengan lingkungan modern atau analogi singkapan.

Gambar II.8 Lapisan vertikal, lateral dan heterogeneitas permeabilitas dari sikuen

fluviodeltaik (dari van de Graaff dan Ealey, 1989).

Dalam keterbatasan informasi kuantitatif pada sistem pengendapan yang

berbeda maka metode statistik digunakan untuk menduga variasi antar sumur.

Selain itu metode statistik digunakan untuk menilai variasi lateral dalam sifat

reservoir batupasir. Contohnya dalam menentukan panjang batulempung sebagai

fungsi dari lingkungan pengendapan, variasi lateral dalam mengukur

permeabilitas pada singkapan dari batupasir laut dangkal dan fluvial dimana

distribusi permeabilitas ini harus digambarkan secara stokastik daripada secara

deterministik (Stalkup, 1986).

29

Beberapa unsur yang terdapat dalam heterogeneitas pada skala lapangan

antara lain :

• ketebalan reservoir

• geometri dan kontinuitas fasies

• properti bulk reservoir

Masalah yang biasa terjadi pada skala ini adalah :

• informasi yang didapat dari skala yang lebih kecil harus dibesarkan (scaled

up) dan digeneralisasi.

• Model pengendapan ditentukan oleh deskripsi geologi skala yang lebih kecil,

yang disediakan sebagai dasar utama untuk interpretasi arsitektur reservoir

suatu lapangan.

Sangat penting untuk menggambarkan reservoir pada skala ini karena

reservoir adalah sistem pengendapan yang komplek yang kadang terkompartemen

dimana kompartemen ini mungkin tidak berhubungan. Kompartementasisasi

mencerminkan variasi dalam penyebaran fasies maupun unit aliran (flow unit)

geologi. Metode yang dipakai untuk men-delineasi arsitektur reservoir antara lain:

• Analisis data seismik 2 dimensi (2D)

• Seismik inversi 2 dimensi (2D)

• VSP (vertical seismic profiling).

Gambar II.9 Unsur arsitektur dari tubuh pasir barrier island (dari Galloway dan Cheng,

1985).

30

II.5.4 Estuarin

Estuarin didefinisikan sebagai bagian ke arah laut dari tenggelamnya suatu

sistem lembah yang menerima sedimen dari sungai dan laut dimana fasiesnya

dipengaruhi oleh proses pasang-surut, gelombang dan sungai (Pritchard, 1976;

modifikasi setelah Zaitlin dan Shultz, 1990). Estuarin ini dipertimbangkan sebagai

perpanjangan batas ke arah darat dari fasies tidal di hulu menuju batas ke arah laut

dari fasies coastal di hilirnya. (lihat gambar II.10). Berdasarkan definisi di atas,

Estuarin hanya bisa terjadi jika ada kenaikan relatif muka air laut (misalnya

trangresi).

Gambar II.10 Skema yang menggambarkan definisi estuarin berdasarkan Pritchard

(1976) dan pola umum tansportasi sedimennya (A). Skema penyebaran proses fisik yang

berjalan di estuarin dan menghasilkan tiga zona fasies (B).

31

II.5.4.1 Tide-Dominated Estuarin

Dengan adanya proses interakasi antara sungai dan laut pada lingkungan

Estuarin maka Estuarin ini bisa dibedakan menjadi wave-dominated Estuarin dan

tide-dominated Estuarin. Model fasies dan dinamika pada tide-dominated Estuarin

akan dibahas lebih mendalam pada penelitian ini.

II.5.4.1.1 Penyebaran Energi

Tide-dominated Estuarin bisa terjadi pada daerah yang mempunyai kisaran

pasang-surut yang lebih kecil jika pengaruh gelombangnya terbatas atau prisma

pasang-surutnya lebih besar.

Jika energi arus pasang-surut melewati energi gelombang pada mulut tide-

dominated Estuarin maka akan terbentuk elongate sand bars. Adanya banjir pada

saat pasang-surut akan membentuk daerah penampang melintang yang lebih kecil

karena geometri funnel-shaped menjadi ciri khas estuarin ini. Selain itu, kecepatan

arus banjir pasang-surut akan semakin tinggi (gambar II.11A).

II.5.4.1.2 Morfologi dan Penyebaran Fasies

Pada tide-dominated estuarin arus pasang surut menerobos lebih jauh

dibandingkan wave-dominated estuarin. Sehingga penyebaran tripartit fasies tidak

begitu jelas dan batupasir pada Tidal channel terjadi sejauh panjang dari Estuarin

tersebut (Woodroffe 1989; Dalrymple, 1990) sedangkan energi minimum terjadi

di daerah Channel sand yang lebih halus. Sedimen yang sangat halus terutama

akan berkumpul di Tidal flat dan Marsh sepanjang pinggiran Estuarin.

Elongate tidal sand bar dicirikan oleh batupasir berbutir sedang sampai

kasar dengan struktur sedimen cross-bedded. Sand bar ini terendapkan ke arah

laut dengan energi pasang-surut maksimum. Fasies lain yang terjadi adalah upper-

flow regime (UFR) Sand flat yang memperlihatkan pola braided channel yang

kemudian beubah menjadi single channel ke arah laut.endapan fasies dengan

butiran pasir halus dan struktur laminasi paralel akan terjadi pada kisaran pasag

surut yang lebih besar (gambar II.11B).

32

Gambar II.11 Penyebaran tipe energi (A), unsur morfologi tampak atas (B) dan

fasies sedimen pada penampang longitudinal dalam model ideal Tide-dominated

Estuary (Dalrymple, 1990).

II.5.4.1.3 Model Fasies

Selama terjadinya transgresi, tubuh batupasir laut akan tererosi sebagian

atau seluruhnya oleh migrasi Tidal channel ke arah darat yang memisahkan Sand

bar (gambar II.12-C1). Hal ini akan menghasilkan permukaan ravinement yang

seimbang. Erosi channel selama transresi juga menyebabkan struktur sedimen

cross-bedded pada Sand bar, laminasi paralel pada endapan UFR Sand flat

(gambar II.12-C2) atau mengerosi sedimen Mud flat dan Salt marsh sepanjang

tepian dari Estuarin.

ESTUARY

Marine-Dominated Mixed-Energy River-Dominated

ESTUARY

Marine-Dominated Mixed-Energy River-Dominated

33

Jika urutan pengendapan selama transgresif terdiri dari kedua fasies

batupasir tersebut maka akan menghasilkan pola pengkasaran butiran ke atas

(coarsening upward) dengan kontak erosi atau gradual. Pada kondisi progradasi,

tubuh batupasir laut akan lebih tebal dan mempunyai pola umum penghalusan

butiran ke atas atau fining upward (gambar II.12-C2).

Di bagian tengah, energi yang tercampur (meandering) dan inner, porsi

river-dominated dari Estuarin ini dicirikan oleh endapan Tidal channel yang

secara vertikal terdiri dari endapan salt, brackish dan fresh water marsh. Dalam

kondisi transgresi dan regresi, endapan point bar dari zona meandering akan habis

dan ditutupi oleh endapan Channel yang lebih lurus dengan arah arus purba yang

berbeda (gambar II.12).

Gambar II.12 Skema penampang tide-dominated estuarin memperlihatkan

penyebaran litofasies yang dihasilkan dari transgresi, diikuti oleh pengisian

estuarin dan progradasi sand bar dan tidal flat. Jumlah dari urutan transgresif

tergantung dari laju relatif kenaikan muka air laut dan translasi ke arah darat dari

tidal channel.