Electronic Theses and Dissertation

Secara administrasi lokasi pemetaan berada di wilayah Pulau Nasi, Kecamatan Pulo Aceh, Kabupaten Aceh Besar, Provinsi Aceh dengan luasan daerah pemetaan 56 km2. Adapun lokasi penelitian studi kasus secara administrasi berada pada wilayah kerja Pertamina Hulu Rokan di Provinsi Jambi dengan luasan penelitian sebesar 10km×5km. Penelitian ini berfokus pada pemetaan geologi Formasi Peunasu di pulau nasi dengan keberadaan litologi batugamping terumbu, sehingga menjadi target untuk mempelajari geometri tubuh batugamping dan hubungan antarfasies dalam sistem karbonat. Merujuk referensi yang ada, karakteristik reservoir Formasi Baturaja di Cekungan Sumatra Selatan memiliki litologi batugamping dengan porositas sekunder yang tinggi, sehingga menjadikannya salah satu target utama sebagai zona reservoir potensial dalam sistem petroleum di Cekungan Sumatra Selatan (Susanto dkk., 2008). Metode yang digunakan adalah pemetaan geologi, Measure Section dan analisis petrografi. Sementara itu, studi kasus karakteristik reservoir dilakukan melalui analisis petrofisika dan identifikasi lingkungan pengendapan. Hasil pemetaan geologi di dapatkan 6 satuan batuan yaitu, satuan konglomerat perselingan batupasir (Tlp), satuan batu serpih (Tlp), satuan batugamping terumbu (Tlp), satuan batugamping kristalin (Mulh), satuan batu marmer (Mug), satuan batu meta basalt (Mug), dan endapan pantai (Qh). Pada studi kasus didapatkan lingkungan pengendapan yang di tentukan bedasarkan klasifikasi fasies platform karbonat (Wilson 1975) meliputi: FZ-5 (Platform Margin Reef), FZ-6 (Grainstone Shoal), FZ-7 (Lagoonal Open Circulation), FZ-8 (Restricted Lagoon). Hasil analisis petrofisika batuan reservoir pada lapangan P dan S, menunjukkan nilai rata rata volume shale pada sumur P sebesar 8.16% - 19.84%, dan pada sumur S sebesar 10.52% - 18.23%; nilai rata-rata porositas efektif pada sumur P sebesar 7.87% - 40.42%, dan pada sumur S sebesar 11.39% - 14.13%, serta nilai rata-rata saturasi air pada sumur P memiliki rentang sebesar 1.05% - 27.70%, dan pada sumur S memiliki rentang sebesar 2.73% - 31.36%. Nilai volume shale yang rendah, porositas efektif buruk hingga istimewa, dan saturasi air sedang hingga rendah menunjukkan potensi batuan tersebut sebagai reservoir hidrokarbon yang baik (Koesomadinata, 1978). Persebaran utama build-up karbonat berada pada tinggian struktur yang menjadi lokasi pengendapan fasies FZ-5 dan FZ-6, yang paling prospektif sebagai zona reservoir. Secara petrografi, batugamping Formasi Baturaja dan Formasi Peunasu menunjukkan perbedaan karakteristik dan porositas yang mencerminkan variasi lingkungan pengendapan karbonat, dengan umur relatif masing-masing Oligosen Akhir–Miosen Awal dan Miosen Awal.

Administratively, the geological mapping area is situated on Nasi Island, Pulo Aceh District, Aceh Besar Regency, Aceh Province, covering an area of 56 km². The comparative case study is located within the Pertamina Hulu Rokan work area in Jambi Province, encompassing a research area of 10 km x 5 km. This research focuses on the geological mapping of the Peunasu Formation on Nasi Island, specifically targeting reef limestone lithologies to analyze the geometry of limestone bodies and inter-facies relationships within a carbonate system. Based on existing references, the Baturaja Formation in the South Sumatra Basin exhibits limestone characteristics with high secondary porosity, establishing it as a primary potential reservoir zone within the South Sumatra petroleum system (Susanto et al., 2008). The methodology integrated field geological mapping, measured sections (MS), and petrographic analysis, while the reservoir case study was conducted through petrophysical analysis and depositional environment identification. Geological mapping results identified six rock units: interbedded conglomerate and sandstone (Tlp), shale (Tlp), reef limestone (Tlp), crystalline limestone (Mulh), marble (Mug), meta-basalt (Mug), and coastal deposits (Qh). Based on Wilson’s (1975) classification, the depositional environments identified in the case study include FZ-5 (Platform Margin Reef), FZ-6 (Grainstone Shoal), FZ-7 (Open-Circulation Lagoon), and FZ-8 (Restricted Lagoon). Petrophysical analysis of reservoir rocks in Fields P and S revealed average shale volumes ($V_{sh}$) of 8.16% – 19.84% and 10.52% – 18.23%, respectively. Average effective porosity ($\phi_{eff}$) ranged from 7.87% – 40.42% in Well P and 11.39% – 14.13% in Well S, while water saturation ($S_w$) values ranged from 1.05% – 27.70% in Well P and 2.73% – 31.36% in Well S. These low shale volumes, poor-to-excellent effective porosities, and moderate-to-low water saturations indicate high potential for hydrocarbon reservoirs (Koesomadinata, 1978). The primary distribution of carbonate build-ups occurs on structural highs within facies FZ-5 and FZ-6, which are identified as the most prospective reservoir zones. Petrographically, the Baturaja and Peunasu Formations show distinct characteristics and porosity variations reflecting their respective depositional settings, with relative ages of Late Oligocene–Early Miocene and Early Miocene.