Karakterisasi Reservoir Batuan Vulkanik Rekah Alami Berdasarkan Integrasi Data Sumur dan Atribut Seismik Pada Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara, Indonesia

  69 Karakterisasi Reservoir Batuan Vulkanik Rekah Alami

  Berdasarkan Integrasi Data Sumur dan Atribut Seismik Pada Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara, Indonesia Ongki Ari Prayoga 1) , Hill Gendoet Hartono 1) , M. Taslim 2)

  1 Departemen Teknik Geologi, Sekolah Tinggi Teknologi Nasional, Yogyakarta

  2 PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon, Jawa Barat Abstrak

  Lapangan Java berada di Cekungan Jawa Barat Utara yang merupakan salah satu cekungan prolifik penghasil hidrokarbon di Indonesia. Sebagian besar minyak dan gas bumi di lapangan ini dihasilkan dari reservoir vulkanik Formasi Jatibarang yang tersusun oleh jenis batuan vulkanik seperti tuf, breksi piroklastika dan lava andesit. Rekahan ditemukan pada Formasi Jatibarang sebagai faktor pengontrol porositas dan permeabilitas sehingga hidrokarbon dapat diproduksikan. Untuk mengeksploitasi jenis reservoir vulkanik, penelitian komprehensif harus dilakukan meliputi determinasi distribusi dan orientasi rekahan, migrasi, dan jenis perangkap hidrokarbon pada daerah penelitian. Tujuan adalah identifikasi karakteristik rekahan dan parameter sifat reservoir vulkanik, sedangkan metode dilakukan berdasarkan kajian terintegrasi dari data log sumur, inti batuan, log citra dan atribut seismik.Hasil analisis pada beberapa sumur produksi di Lapangan Java, sebagian besar reservoir produktif merupakan fasies tuf dengan kisaran nilai porositas total 6-18%, indeks porositas sekunder 2-12%, dan permeabilitas rekahan 0,006-236 mD. Berdasarkan data tersebut dapat disimpulkan bahwa distribusi zona produksi sangat terkait dengan penyebaran rekahan disamping efektifitas perkembangan fasies batuan vulkanik. Analisis pada log citra menunjukan rekahan pada daerah penelitian terbagi menjadi tiga bagian yang berbeda berdasarkan orietasi rekahan dan karakternya serta orientasinya terhadap patahan. Hal ini merupakan sebuah indikasi bahwa rekahan terbentuk oleh beberapa fase tektonik dimulai pada rezim tektonik regangan pada Eosen yang kemudian terreaktivasi pada Pliosen. Identifikasi rekahan produktif

  menunjukkan bahwa rekahan konduktif dengan orientasi utara-selatan merupakan rekahan potensial

  sebagai media penyimpanan serta sirkulasi hidrokarbon. Berdasarkan data tersebut, sehingga diusulkan untuk melakukan pengeboran sumur horizontal dengan arah barat-timur agar dapat memaksimalkan produksi dari rekahan produktif pada daerah penelitian.

  Kata kunci: hidrokarbon, vulkanik, reservoir, rekahan, jatibarang Pendahuluan

  Reservoir rekah alami didefinisikan sebagai suatu reservoir yang secara alamiah terbentuk rekahan, atau diprediksikan terdapat rekahan yang terlihat secara jelas dari perubahan signifikan terhadap aliran fluida pada reservoir seperti peningkatan permeabilitas pada formasi (Nelson, 2001). Reservoir batuan vulkanik rekah alami mengarah kepada suatu jenis reservoir rekah alami pada batuan vulkanik dimana pada umumnya dianggap tidak memiliki porositas primer eyang efektif untuk menyimpan hidrokarbon, sehingga rekahan dianggap telah meningkatkan porositas maupun permeabilitas reservoir.Hal inidapat menjadi media penyimpanan dan sirkulasi hidrokarbon. Penemuan cadangan hidrokarbon pada batuan vulkanik Formasi Jatibarang di Lapangan Java,

  Cekungan Jawa Barat Utara telah memberikan sebuah tantangan baru bagi seluruh ilmuan kebumian untuk menemukan cadanganhidrokarbon pada batuan vulkanik lainnya dengan konsep eksplorasi yang berbeda. Lapangan Java sendiri merupakan salah satu lapangan minyak dan gas bumi di dunia yang memproduksikan minyak dan gas bumi dari reservoir vulkanik rekah alami. Lapangan Java mulai berproduksi sejak tahun 1969 dan hingga kini masih menjadi salah satu lapangan minyak dengan tingkat produksi yang tinggi sekitar ± 3000 BOPD. Lapangan Java berada di Sub-cekungan Jatibarang yang merupakan rendahan di bagian timur dari Cekungan Jawa Barat Utara. Area ini merupakan salah satu wilayah dengan sistem hidrokarbon reservoir rekah alami yang paling kompleks. Kombinasi dari jenis batuan yang getas dan sejarah tektonik yang panjang telah membentuk struktur yang kompleks sebagai sistem hidrokarbon produktif pada reservoir vulkanik rekah alami. Minyak dan gas bumi yang tersusun oleh jenis litologi tuf, breksi piroklastika dan lava andesit dengan agen porositas dan permeabilitas berupa rekahan. Pada penelitian ini digunakan analisis terintegrasi untuk mengidentifikasi rekahan baik itu aspek geometri, orientasi, genesa dan juga identifikasi tegasan insitu untuk memprediksikan rekahan potensial sebagai rekahan produktif dari berbagai parameter data yaitu log sumur, data inti batuan, log citra danatribut seismik. Berdasarkan penelitian ini, model reservoir vulkanik rekah alami daerah penelitian dapat dibangun dengan kombinasi interpretasi sifat petrofisika formasi, karakteristik rekahan pada log citra dan distribusi rekahan pada peta AFE. Tujuan utama pada kajian ini adalah untuk membangun sebuah model sistem hidrokarbon reservoir vulkanik dan deliniasi area prospek untuk pengajuan pengembangan wilayah operasi pengeboran di Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara.

  Geologi Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara

  Lapangan Java merupakan depresi di bagian timur Cekungan Jawa Barat Utara. Cekungan Jawa Barat Utara dibagi menjadi empat bagian sub-cekungan yaitu Sub-cekungan Jatibarang, Sub-cekungan Cipunegara, Sub-cekungan Arjuna, dan rendahan Ciputat (Gambar 1). Lokasi penelitian berada di Sub-cekungan Jatibarang yang dibatasi oleh Tinggian Kadanghaur-Waled di bagian barat dan Tinggian Arjawinangun di bagian selatan. Secara regional Cekungan Jawa Barat Utara merupakan cekungan belakang busur yang berhubungan langsung dengan sistem jalur subduksi Sumatera- Jawa, tetapi proses pemekaran yang terjadi selama Zaman Eosen menunjukan setting tektonik yang berbeda. Bukti-bukti geologi menunjukan bahwa pada awal pembentukannya Cekungan Jawa Barat Utara merupakan cekungan pull-apart dalam sistem intra busur gunung api yang kemudian berevolusi menjadi cekungan belakang busur pada awal Tersier (Suardana, dkk., 2013). Aktivitas tektonik di cekungan belakang busur gunung api menyebabkan terbentuknya sesar- sesar besar yang merupakan sesar normal berarah utara-selatan. Sesar-sesar inilah yang mengontrol permbentukan sub-cekungan yang merupakan sistem horst dan graben pada cekungan belakang Utara (Adnan, dkk., 1991). Sub-cekungan Jatibarang merupakansebuah sistem half graben yang dikontrol oleh sesar-sesar normal yang memiliki orientasi utara-selatan dan baratlaut- tenggara. Sub-cekungan Jatibarang sendiri berada pada zona releasing double-bend pada sistem sesar besar yaitu sesar dekstral OO- Brebes (Gambar 2) (Ryacudu dan Bactiar, 2000). Evolusi tektonik yang terjadi mulai dari terbentuknya Cekungan Jawa Barat Utara hingga masa kini terrekam dalam rekaman stratigrafi dari urutan tua ke muda yaitu kompleks batuan dasar, Formasi Jatibarang, Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan, Formasi Parigi dan Formasi Cisubuh (Adnan, dkk., 1991).

  Gambar 1. Konfigurasi Cekungan Jawa Barat Utara (Reminton dan Pranyoto, 1985) Sistem Minyak Bumi Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara

  Lapangan Java mulai berproduksi sejak tahun 1969 yang menghasilkan hidrokarbon pada sistem reservoir vulkanik rekah alami interval Jatibarang. Sejak saat itu telah banyak dilakukan pemboran sumur-sumur produksi, sebagian besar dari sumur ini menghasilkan hidrokarbon dengan kisaran produksi ± 3000 BOPD. Sistem hidrokarbon produktif pada model reservoir vulkanik rekah alami memiliki syarat serta komponen yang sedikit berbeda dibandingkan terhadap sistem minyak bumipada reservoir konvensional, syarat tersebut adalah (1) Seluruh batuan reservoir rekah alami yang mendasari ketidakselarasan regional harus berada pada daerah tinggian, (2) Harus terse rsediannya batuan induk efektif yang berhubunga gan secara lateral sehingga memungkinkan untuk un terjadinya migrasi, (3) Batuan reservo rvoir mengalami deformasi oleh tektonik inte ntensif, dan (4) hidrokarbon. Komponen siste stem hidrokarbon pada Lapangan Java secara sp spesifik terbilang potensial untuk keterdapatan tan hidrokarbon. Reservoir vulkanik interval Jatib atibarang tersusun oleh jenis litologi breksipiroklastik astika, lava andesit dan basalt, serta sebagian besar ar asosiasi tuf (tuf

  Gambar 2. Peta struktur domain ain waktu batuan dasar

  kristal, tuf litik, dan tuf gelas). s). Menurut Noble

  pada Cekungan Jawa Barat U t Utara (Ryacudu dan

  (1997), pada Cekungan Jawa wa Barat Utara

  Bachtiar, 200 000)

  terdapat dua tipe utama batua tuan induk yaitu batulempung lakustrin dan batubara yang diendapkan pada lingkungan delta delta dari Formasi Talang Akar dan Formasi Ba Banuwati. Batuan penudung pada reservoir vulkanik anik teridentifikasi terdapat dua jenis batuan penudu dung yaitu berupa batulempung dari Formasi Talan lang Akar dan juga oleh ketidakmenerusan suatu rek rekahan yang tidak saling terkoneksi (Suardana, a, dkk., 2013). Minyak dan gas bumi bermigra grasi dari Formasi Talang Akar yang berada d di area depresi disekitar daerah penelitian m melalui lapisan pembawa dan patahan hingga m a minyak ataupun gas tersebut terperangkap. Hid Hidrokarbon akan terperangkap ketika melalui i rekahan yang

  Gambar 3. Skema alur lur penelitian

  terbuka namun tidak saling ter terkoneksi dengan rekahan lainnya ataupun ketika r a rekahan tersebut telah tertutup oleh batulempu pung di atasnya

  Teknik interpretasi pada a data log sumur (Suardana, dkk., 2013). berdasarkan metode artificia icial neural network dibuat untuk mengevaluasi kar karakteristik reservoir

METODE PENELITIAN

  Formasi Jatibarang. Interpreta etasiterhadap data log Metode pendekatan yang dila dilakukan adalah citra dilakukan untuk k mengidentifikasi integrasi dari kombinasi bebe berapa parameter karakteristik rekahan dan ana analisis geomekanika rekahan. Identifikasi detail il terhadap log citra identifikasi yaitu interpretasi atrib atribut seismik 3D, dapat memberikaninformasi asi rinci mengenai log sumur, data inti batuan dan lo log citra (Gambar

  3). Sebagai tambahan, hal ini d i dilakukan karena pemahaman menyeluruh terh terhadap karakteristik kompleksitas karakteristik rese eservoir vulkanik rekahan dan yang paling ling utama adalah mengetahui rekahan terbuka ka yang dapat dialiri sangat sulit diterapkan untuk mem embangun sebuah fluida sebagai rekahan pro produktif. Distribusi model geologi dari jenis reservoir oir ini, di samping itu aplikasi dari metode interpreta retasi log kualitatif rekahan dan sesar baik seca ecara lateral ataupun dan kuantitatif pada reservoir ko konvensional tidak vertikal telah dipetakan mela elalui atribut seismik selalu dapat diaplikasikan terhadap jenis koherensi dan insthaneous ph phase yang kemudian ditampilkan dalam bentuk k peta penyebaran reservoir vulkanik tanpa adanya ya modifikasi serta rekahan melalui modul AFE AFE (Automatic Fault inovasi dikarenakan perbedaan je jenis batuan.

  Extraction ), sehingga berdasa asarkan integrasi dari

  data interpretasi seismik, da data log sumur, log citra dan juga inti batuan da dapat diketahui area

  71

  71

  71

  WELL ^TVDSS _(M) ^VSH _(%) ^t _(%) ^SPI _(%) ^SW _{(%) Kf Thick Summary Production (STB) Java-47 2130 9,8 14 8 26,3 0,96 115 Ltlg : Vtuff,Ltuff, fair Prsty frc, high Loss, high prospect 209.707,5 Java-48 1911 9 18 12 26,6 4,5 481 Ltlg : Ltuff, Vtuff, high frc, Low Kfrc, prospect 1.078.769,7 Java-51 2011 16,5 9 2 34,4 0,006 Java-63 1986 5,7 12 Ltlg : Ltuff, Vtuff, Rare fr c, vry high prospect 16 6,6 24,3 0,197 134 Ltlg : Ltuff, Vtuff, breccia, and lava frac prsty, low Kfrc, low prospect 93.873,2 Java-77 1876 9,6 10 8 15 36,6 76 Ltlg : Vtuff, Ltuff, high frc, good Kfrc, Sw, high prospect 2.998.398,9 Java-78 2098 8,9 11 8 37,4 0,06 Java-94 1830 37 Ltlg : Vtuff, CrsTuf, Moderately frct low Kfrc, vry high Sw, no prospect 230 16 16 8 30 0,1 11 Ltlg : Ltuff, Moderately frctrd, low K prsty frc, low prospect 513.142,4 Java-113 2075 10 9 4,2 33 213 14 Ltlg : Vtuff, Cr ytuff, low prsty frc, g high prospect 1.026.441,2} Java-119 2211 ^{98 6 4,2 23,6 128 45 Ltlg : Vtuff, low prsty frc, good Kf,} _prospect ^1.385.041 _{Java-149 1848 12 13 3 30 0,04 28 Ltlg : Ltuff, rare frc, vr y low Prsty frc, Kfrc, no prospect 30.146,5 Java-149 1897 11 10 4,8 25,5 0,065 Java-149 2006 57 Ltlg : Brc, Lava, Low frc, low prsty Kf, no prospect Java-176 2089 12 19 4,6 22,9 0,009 26,5 Ltlg : Ltuff, rare frc,no prospect 9 13 4 19,7 236 36 Ltlg : Vtuff, Ltuff, low prsty frc, goo high prospect 56.132,3 Java-183 1937 12 12 10 35 9,08 7,6 Ltlg : Brc,low frc, low prsty frc, med prospect 102.009,87 Java-184A 1984 1,9 11 4,8 32,9 15 9 Ltlg : Vtuff, Ltuff, low prsty frc, med Kf, medium prospect 1.566,9}

  Keterdapatan rekahan mem porositas dan juga menjadi utama permeabilitas formasi, tersebut dapat menyimpan da hidrokarbon, sehingga berdas dapat disimpulkan bahwa dist sangat dikontrol oleh d disamping distribusi fasies Hasil analisis karakteristik Jatibarang menunjukkan r memilikikisaran nilai porosita 18%, indeks porositas seku permeabilitas rekahan 0,006 nilai rata-rata 42,90 mD. beberapa sumur produksi m terrekahkan terfokus pada Jatibarang dengan ketebalan meter (Gambar 6). Distribus pada Lapangan Java berkorela distribusi rekahan pada peta AF

  asarkan Log Citra

  AFE.

  D. Korelasi antara i menunjukkan zona da area Tinggian lan kisaran 50-110 ibusi sumur produktif relasi positif terhadap

  06-236 mD dengan

  emberikan tambahan di faktor pengontrol si, sehingga reservoir dan mentransmisikan asarkan data tersebut istribusi zona potensi distribusi rekahan ies batuan vulkanik. k reservoir Formasi reservoir vulkanik sitas total antara 6- ekunder 2-12%, dan

   sumur pada reservoir umur Java-113.

  Deteksi rekahan dan patahan a dalam analisis log citra yan pengamatan inti batuan da i, dan (4) invasi dap rekahan pada akan menunjukkan g densitas yangtinggi n evaluasi formasi sumur produksi di kan bahwa reservoir osiasi tuf. Analisis fasies tuf memiliki yang cukup tinggi (3- tersebut tidak saling t mengalirkan fluida

  Analisis Rekahan Berdasar dan Atribut Seismik

  Gambar 5. Karakteristik log su vulkanik rekah alami sum

  prospek serta arahan pengemb pengeboran.

  reservoir dapat tasi kualitatif data pada log kaliper shout, (2) log dan zona tidak i yang lebih besar, kkan peningkatan nilai kelistrikan formasi, kandungan barium terhada lumpur pengeboran aka pembacaan log PEF dan log d (Gambar 5). Berdasarkan Jatibarang pada beberapa s Lapangan Java menunjukkan terbaik adalah fasies asos laboratorium menunjukan fa nilai porositas total batuan yan 8,9%), namun porositas ter berhubungan untuk dapat m formasi.

  stik fasies batuan eter identifikasi.

  masi Jatibarang stik reservoir yang al ataupun lateral. engetahui potensi oir, kita harus uan vulkanik dan an pada formasi. ri data log sumur inti batuan yang EM dan XRD, daerah penelitian s batuan vulkanik itik, tuf kristal dan tuf dan breksi va andesit yang rakteristik sifat 1 danGambar 4. petrofisika Formasi gan Java.

  SAN r

  Keterdapatan rekahan pada r diidentifikasi melalui interpretas log sumur, yaitu : (1) pad menunjukkan kondisi washo resistivitas zona terinvasi da terinvasi menunjukan separasi y (3) log reseistivitas menunjukk ^{WELL TVDSS (M) VSH (%) t (%) SPI (%) SW (%) Kf Thick Summary Production (STB) Java-47 2130 9,8 14 8 26,3 0,96 115 igh frc. 209.707,5 Java-48 1911 9 18 12 26,6 4,5 481 Kfrc, 1.078.769,7 Java-51 2011 16,5 9 2 34,4 0,006 Java-63 1986 5,7 12 igh Sw, no 16 6,6 24,3 0,197 134 ava low ect 93.873,2 Java-77 1876 9,6 10 8 15 36,6 76 Kfrc, low 2.998.398,9 Java-78 2098 8,9 11 8 37,4 0,06 Java-94 1830 37 frcturd, vry ect 230 16 16 8 30 0,1 11 w Kf, poor 513.142,4 Java-113 2075 10 9 4,2 33 213 14 frc, good Kf, 1.026.441,2 Java-119 2211 98 6 4,2 23,6 128 45 f, high 1.385.041 Java-149 1848 12 13 3 30 0,04 28 y frc, no 30.146,5 Java-149 1897 11 10 4,8 25,5 0,065 Java-149 2006 57 rsty frc, no Java-176 2089 12 19 4,6 22,9 0,009 26,5 9 13 4 19,7 236 36 good Kf, 56.132,3 Java-183 1937 12 12 10 35 9,08 7,6 medium 102.009,87 Java-184A 1984 1,9 11 4,8 32,9 15 9 medium 1.566,9} mbangan wilayah

  Gambar 4. Analisis karakteristik vulkanik pada beberapa paramet

  Tabel 1. Ringkasan hasil analisis pe Jatibarang pada Lapangan

  Reservoir vulkanik Forma menunjukan sebuah karakteristik kompleks baik kearah vertikal Dalam tujuannya untuk meng hidrokarbon pada reservoir, mengetahui karakteristik batuan indikasi keterdapatan rekahan Hasil kajian komprehensif dari dan petrografi dari sampel in didukung oleh analisis SEM menunjukkan bahwa pada da terbagi menjadi tiga litofasies b yaitu fasies asosiasi tuf (tuf litik tuf gelas), fasies asosiasi tu piroklastika, serta fasies lava ditampilkan berserta karak petrofisika batuan pada Tabel 1 d

  HASIL DAN PEMBAHASA Interpretasi Data Log Sumur

  n adalah objek utama yang didukung pada dan atribut seismik

• selatan dan barat- an tensile merupakan akibat pengeboran an (Bell dan Gough,

  73 (Gambar 7). Semua jenis r karakteristiknya masing-masin dianalisis untuk memahami individual serta hubungan antar r tektonik regional. Pada log atau resistif yang tidakmenunjuk pergeseran. Rekahan terbuka kenampakan konduktif pad dikarenakan adanya invasi lump atau fluida di dalamnya. Rekaha ataupun akibat proses mineralis kenampakan resistif jika minera rekahan tersebut sifatnya resistif kalsit dan kuarsa.

  Gambar 6. Korelasi zona potensi re rekah alami Formasi Jatib Gambar 7. Kenampakan rekahan pa analisis.

  Ratusan rekahan telah dilakukan pengidentifikasian pada log memahami jenis rekahan, orie konektifitas, dan juga untuk dila geomekanika formasi. Berdasark pada log citra, rekahan pada d dapat dikelompokan menjad berdasarkan geometri dan respo citra, yaitu rekahan konduktif,

  breakout , rekahan tensile, da

  73 rekahanmemiliki sing yang bisa i rekahan secara r rekahan terhadap g citra, rekahan jukan adanya suatu ka menunjukkan ada log citra mpur pengeoboran ahan yang tertutup lisasi menunjukan eral yang mengisi stif seperti mineral

  i reservoir vulkanik atibarang. pada berbagai skala

  an pengukuran dan log citra guna rientasi, densitas, dilakukan analisis arkan pengamatan daerah penelitian jadi lima jenis sponnya pada log f, rekahan resistif, dan sesar mikro

  (Gambar 8). Identifikasi reka enam sumur produksi, terid 351 rekahan konduktif dengan segala arah, namun secara ga dominan rekahan kondukti orientasi barat-timur dan barat dijelaskan sebagai rekaha terbentuk pada periode tekton Selain rekahan konduktif, a dan plot pada diagram rose kesamaan orientasi rekahan konduktif. Sebagai hasil dar jenis rekahan resistif pada f orientasi dominan rekahan be baratlaut-tenggara dan tim Rekahan resistif dengan orite merupakan rekahan terbuka mineral sekunder hasil dari ak ataupun diagenesa. Interpretas dan orientasi rekahan pad berkorelasi baik terhadap data analisis log citra maupun lo data peta penyebaran rekaha untuk usulan area pengem pengeboran dengan mend terrekahkan intensif. Pada rekahan menunjukan pen didominasi berada pada Tingg di sekitar zona sesar. Data an rekahan tensile pada analisi produksi menunjukkan arah masing-masing yaituutara-se timur. Breakout dan rekahan hasil interaksi tegasan a terhadap tegasan pada batuan 1979 dalam Rider, 2000). horizontal pada formasi tid arah, maka rekahan-rekahan k dan terlokalisasi terhadap arah minimum (SHmin), sehing

  breakout (Bell, 1990 dala

  Sedangkan rekahan tensile u pada arah tegasan maksimu tegak lurus terhadap br mengindikasikan orientasi te kini dan tidak terpengaru kedudukan batuan, ataupun re ada. Secara regional bre menunjukan orientasi teg tektonik antar lempeng Berdasarkan data tersebut d orientasi tegasan insitu horiz

  73 kahan konduktif pada ridentifikasi terdapat an orientasi relatif ke garis besar orientasi ktif berarah utara- ratlaut-tenggara dapat han terbuka yang tonik yang lebih tua. analisis stereografis se juga menunjukkan an terhadap rekahan dari identifikasi 105 a formasi didapatkan berarah utara-selatan, timurlaut-barat daya. ritentasi utara-selatan ka yang terisi oleh i aktivitas hidrotermal tasi distribusi rekahan ada atribut seismik ata-data rekahan pada log sumur, sehingga han dapat digunakan gembangan wilayah ndeliniasi area-area a peta penyebaran enyebaran rekahan inggian Jatibarang dan analisis breakout dan lisis beberapa sumur h orientasi dominan

  0). Apabila tegasan tidak sama kesegala n kecil akan terbentuk rah tegasan horizontal ingga menghasilkan alam Rider, 2000). umumnya terbentuk mum (SHmax) yaitu

  breakout . Breakout

  i tegasan insitu masa aruh oleh litologi, rekahan yang sudah breakout cenderung tegasan maksimum g (Rider, 2000). t disimpulkan bahwa orizontal maksimum

  (SHmax) masa kini di Sub-cekungan Jatibarang memiliki orientasi utara-selatan, orientasi ini memiliki kesamaan terhadap tegasan utama pada sistem subduksi di Pulau Jawa (Gambar 9).

  Gambar 8. Hasil pengukuran rekahan pada sumur produksi di Lapangan Java.

  Gambar 9. Interpretasi genesa kekar dan sesar serta hubungannya terhadap tektonik regional Cekungan Jawa Barat Utara.

  Analisis Kinematika Rekahan Pada Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara

  Analisis kinematika pembentukan rekahan pada daerah penelitian dibangun dengan mengintegrasikan beberapa analisis data seperti geometri rekahan, orientasi rekahan, dan juga analisis tegasan insitu. Dengan asumsi tegasan insitu horizontal maksimum (SHmax) berarah utara-selatan dan mengacu kepada klasifikasi jenis rekahan tektonik, maka rekahan pada daerah penelitian dapat dibagi menjadi tiga jenis berdasarkan genesanya yaitu : (1) kekar tensional : rekahan jenis ini memiliki orientasi sejajar terhadap tegasan insitu dengan arah dominan utara-selatan, berdasarkan pada pengamatan log citra rekahan tensional memiliki ciri-ciri kenampakan konduktif atau rekahan terbuka, (2) kekar gerus : rekahan jenis ini memiliki orientasi yang membentuk sudut lancip terhadap tegasan insitu dengan arah dominan yaitu baratlaut- tenggara dan timurlaut-baratdaya. Kekar gerus memiliki morfologi tertutup/resistif pada pengamatan log citra, (3) kekar release : rekahan jenis ini memiliki orientasi tegak lurus terhadap timur dengan morfologi terbuka pada pengamatan log citra (Gambar 9B). Namun jika dilihat lebih detail, kekar ekstensional dan kekar gerus pada daerah penelitian memiliki beberapa pola orientasi dan relatif tidak sama terhadap sesar-sesar utama pada daerah penelitian. Hal ini mengindikasikan bahwa rekahan pada daerah penelitian terbentuk pada beberapa fase tektonik. Keterdapatan rekahan konduktif yang berorientasi barat-timur dan baratlaut-tenggara dapat dijelaskan sebagai rekahan terbuka yang terbentuk pada periode sebelumnya dan mengalami reaktivasi pada tektonik Miosen yang mencapai puncaknya pada Pliosen. Interpretasi ini pula didukung oleh analisis seismik stratigrafi pada daerah penelitian. Peta struktur domain kedalaman menunjukkan rekahan memiliki dua arah orientasi dominan yaitu baratlaut-tenggara (relatif utara-selatan) dan timurlaut-baratdaya (Gambar 9A). Teridentifikasi terdapat dua sesar besar utama yang dinotasikan sebagai sesar Major-1 (baratlaut-tenggara) dan sesar Major-2 (timurlaut-baratdaya) dengan beberapa sesar dengan skala yang lebih kecil dengan orientasi baratlaut-tenggara. Sesar Major-1 dan Major-2 diinterpretasikan merupakan sesar normal yang dihasilkan dari rezim tektonik regangan yang aktif selama Eosen ketika gayakompresif subduksi Meratus melemah. Sesar-sesar ini mengontrol pengendapan endapan syn-rift selama Paleosen dan aktif sebagai sesar tumbuh selama periode tersebut. Gambar

  11C menunjukkan kedua sesar tersebut aktif sebagai sesar tumbuh hingga akhir pengendapan dari Formasi Talang Akar. Hal ini ditunjukkan oleh penebalan formasi pada area di barat dan timur Tinggian Jatibarang. Sesar-sesar minor dengan arah baratlaut-tenggara terbentuk ketika sistem subduksi berubah orientasi menjadi barat-timur. Fase tektonik ini aktif sejak Miosen dan mencapai puncaknya pada Pliosen. Sebagai hasil sesar-sesar minor berarah baratlaut-tenggara terbentuk dan fase tektonik ini mengakibatkan reaktivasi sesar-sesar yang telah terbentuk sebelumnya. Sesar-sesar tersebut memotong dari

  75 batuan dasar hingga Formasi C tidak terdapat adanya penebalan masing sisi sesar. Hal ini menu proses pensesaran terjadi pengendapan formasi pada da tektonik pada Sub-cekungan Ja dikontrol oleh pergerakan sesar OO-Brebes, hal ini dikarenakan berada pada sistem zona sesa Brebes. Integrasi antara datastruk penelitian dan tegasan ins maksimum menunjukan bahwa yang berarah baratlaut-tengga reaktivasi menjadi sesar normal Major-2 yang berarah tim mengalami reaktifasi menjadi ses sistem releasing double-bend stru dekstral OO-Brebes (Gambar 9A

  Determinasi Area Prospek Pengembangan Lapangan Cekungan Jawa Barat Utara

  Evaluasi terhadap sistem hid model reservoir vulkanik rekah Jatibarang menunjukan bah Javamemiliki komponen siste yang lengkap untuk dapat hidrokarbon (Gambar 11C). A produktifitas rekahan pada da dengan mengacu kepada diagra rekahan oleh Sagita (2008), men reservoir vulkanik pada dae memiliki potensi sangat baik se rekah alami yang produktif Estimasi potensi produktifitas re pada beberapa parameter penting tektonik, karakteristik tegasan, lito paragenesis, umur struktur, p breksiasi, dan karakter struktur m Berdasarkan kajian data log citr bahwa rekahan konduktif denga selatan merupakan rekahan po rekahan produktif pada dae Determinasi rekahan produktif sa dikarenakan pemahaman mengen kaitannya terhadap potensi re sebagai reservoir merupakan kun peningkatan eksplorasi dan pro produktif adalah rekahan terbuka kemampuan untuk menga hidrokarbon. Rodgers (2000, dala

  75 i Cisubuh namun alan pada masing- enunjukkan bahwa i ketika proses daerah penelitian

  Jatibarang sangat sar besar dekstral n lokasi penelitian sar dekstral OO- ruktur pada daerah insitu horizontal wa sesar Major-1 ggara mengalami al sedangkan sesar imurlaut-baratdaya sesar sinistral pada structure dari sesar

  9A).

  ek dan Usulan angan Java, ara

  hidrokarbon pada ah alami Formasi ahwa Lapangan stem hidrokarbon at menghasilkan

  Analisis potensi daerah penelitian gram produktifitas enunjukan bahwa daerah penelitian sebagai reservoir f (Gambar 10). rekahan mengacu ting seperti sejarah

  , litologi formasi, pensesaran atau r masa kini. citra disimpulkan gan orietasi utara- potensial sebagai aerah penelitian. f sangatlah penting genai rekahan serta rekahan tersebut kunci utama dalam produksi. Rekahan uka yang memiliki galirkan fluida alam Claire, 2012) menjelaskan rekahan dapat m formasi jika rekahan tersebut sejajar terhadap tegasan in penelitian (Gambar 11B).

  Gambar 10. Analisis produktif Lapangan Java (Sagita,d Gambar 11. Analisis rekahan pr dan usulan pengembangan wila Lapangan Java, Cekungan Jawa

  Deliniasi area prospek pad dilakukan dengan mempertim aspek seperti intensitas rek terrekahkan terhadap batua ketebalan zona terrekahkan parameter lainnya. Dengan beberapa aspek tersebut, daera menjadi 3 area prospek hidro nama Prospek-1, Prospek-2 Prospek-1 merupakan targ diusulkan untuk dilakukan produksi(Gambar 11A). Hasil keseluruhan analisis pada menunjukan bahwa distribusi AFE berkorelasi baik terhada sehingga data tersebut dapa pertimbangan dalam pengu sumur pengembangan de pengeboran tegak lurus terhad rekahan produktif. Berdasark

  75 t mengalirkan fluida ut memiliki orientasi insitu pada daerah

  ktifitas rekahan pada ta,dkk., 2008). produktif, area prospek wilayah pengeboran di a Barat Utara.

  ada Lapangan Java timbangkan beberapa rekahan, jarak zona tuan induk efektif, kan, dan beberapa gan mengacu pada erah penelitian dibagi rokarbon yang diberi k-2, dan Prospek-3. target utama yang n pengeboran sumur sil integrasi akhir dari a daerah penelitian usi rekahan pada peta dap data-data sumur, apat dijadikan dasar ngusulan pengeboran dengan melakukan adap orientasi umum sarkan data tersebut, sehingga diusulkan untuk melakukan pengeboran sumur horizontal dengan arah barat-timur agar dapat memaksimalkan produksi dari rekahan produktif pada daerah penelitian dengan penetrasi sekitar 50 – 100 meter dari puncak

  KESIMPULAN

  Batuan vulkanik Eosen Formasi Jatibarang pada Lapangan Java, Cekungan Jawa Barat Utara tersusun oleh jenis batuan vulkanik yang heterogen dan telah terbukti sebagai reservoir vulkanik penghasil hidrokarbon. Produksi minyak bumi pada lapangan ini sejak tahun 1969 dan diproduksikan dari reservoir vulkanik seperti fasies tuf, breksi piroklastika, dan lava andesit. Berdasarkan analisis evaluasi formasi pada beberapa sumur produksi di Lapangan Java menunjukan bahwa reservoir terbaik merupakan fasies tuf dengan faktor pengontrol utama adalah rekahan pada formasi. Distribusi zona produksi sangat dikontrol oleh distribusi rekahan dibanding penyebaran fasies batuan gunungapi. Pada lapangan ini, rekahan memberikan peningkatan kualitas reservoir baik itu porositas maupun permebailitas reservoir sehingga memungkinkan untuk menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Identifikasi rekahan pada log citra menunjukan rekahan pada daerah penelitian memiliki tiga orientasi utama yaitu utara-selatan, baratlaut-tenggara dan timurlaut- baratdaya yang terbentuk pada beberapa fase tektonik yang berbeda. Rekahan konduktif yang memiliki orientasi utara-selatan merupakan rekahan potensial sebagai rekahan produktif pada daerah penelitian. Hasil akhir dari integrasi beberapa parameter identifikasi mengusulkan untuk melakukan pengeboran sumur horizontal berarah barat-timur agar memotong tegak lurus rekahan produktif dengan penetrasi sekitar 50- 110 meter. Hasil penelitian ini dapat dijadikan analogi dalam eksplorasi hidrokarbon dengan target reservoir vulkanik di Indonesia.

  Penulis mengucapkan terimakasih kepada pihak manajemen PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon atas izinnya untuk menggunakan data-data penelitian menjadi paper penelitian dalam Seminar ReTII ke 11 Tahun 2016. Semoga dengan terpublikasikannya hasil penelitian ini dapat memperkaya pengetahuan pembaca dalam bidang vulkanologi dan menjadi pembuka bagi para geosaintis untuk mulai mengeksplorasi reservoir vulkanik di Indonesia.

  DaftarPustaka Adnan, A., Sukowitono, dan Supriyanto, 1991.

  Jatibarang sub basin – A half graben model in the onshore of Northwest Java, Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 20th Annual Convention. Indonesia : Jakarta.

  Aguilera, R., 1980. Naturally Fractured Reservoir, PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma.

  Asquith G., dan Krygowsky, D., 2004. Basic Well Log Analisys, American Association of Petroleum Geologist, Tulsa, Oklahoma.

  Claire J. P., 2012. Characterizing fractured basement using the Lewisian Gneiss Complex, NW Scotland : implication for fracture system in the Claire Field Basement. Tesis, Universitas Durham. Kalan, T., H.P. Sitorus dan M. Eman, 1994. Jatibarang field, geologic study of volcanic reservoir for horizontal well proposal. Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 23th Annual Convention. Indonesia : Jakarta.

  Moody, J. D., dan Hill, M. J (1956) : Wrench Fault Tectonics, Geological Society of America Bulletin, USA.

  Nelson, R. A., 2001. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoir, Gulf Professional Publishing, Houston, Texas.

  Noble, R. A., Pratomo, K. H., Nugrahanto, K., Ibrahim, A. M. T., Prasetya, I., Mujahadin, N., Wu, C. H., dan Howes, J. V. C., 1997. Petroleum system of North West Java Basin, International Conferences on Petroleum Southeasth Asia and Australia Proceeding, Jakarta, Indonesia.

UCAPAN TERIMAKASIH

  Patmosukismo, S., dan Yahya, I., 1974. The basement configuration of the North West Java Area. Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 3rd Annual Convention.

  Rider, M., 2000. The Geologycal Interpretation of Well Logs, Rider-French Consulting Ltd., Sutherland, Scotland. Ryacudu, R., dan Bachtiar, A., 2000. The status of the OO-Brebes fault system, ad its implication to hydrocarbon exploration in the Eastern part of North West Java Basin, Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 27th Annual Reminton, C. H., dan Pranyoto, U., 1985. A hydrocarbon generation analysis in Northwest Java Basin using lopatin’s method, Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 14th Annual Convention.Indonesia : Jakarta. Sagita, R., dkk, 2008. Reservoir Characterization of Complex Basement-Dayung, Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 32th Annual Convention.Indonesia : Jakarta.

  Suardana, M., Samodra, A., Wahidin A., dan Sule, M.R., 2013. Identification of fractured basement reservoir using intregated well data and seismic attributes : case study at Ruby Field, North West Java Basin. Proceedings of AAPG Annual Convention and Exhibition.

  Pennsylvania : Pittsburg.

  77