CEKUNGAN MINYAK DAN GAS BUMI YANG ADA DI INDONESIA
Indonesia adalah negara yang sangat besar, hal ini terbukti lebih dari 17.508 pulau yang saling berjajar rapi dikelilingi bentangan 3,9 juta km² luas lautan. Luas perairan di seluruh Nusantara sebesar 7,9 juta km² temasuk Zona Ekonomi Eksklusif. Indonesia memiliki garis pantai terpanjang nomor dua di dunia setelah Kanada dengan panjang 81.000 km. Prof. Dr. Laode M. Kamaluddin (2002) mengemukakan bahwa Nusantara memiliki keanekaragaman yang sangat besar. Disamping mempunyai variasi iklim dan terjadi El Nino serta La Nina, Indonesia mempunyai struktur pinggiran yang berpotensi mengandung sumber-sumber daya alam seperti mineral, air, uap alam, minyak dan gas alam. Data Kementerian Energi Dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menyebutkan bahwa sumber daya minyak bumi di Indonesia pada tahun 2008 sebesar 56,6 milyar barel.
Indonesia memiliki 60 cekungan minyak bumi yang tersebar di berbagai pelosok Nusantara.Dari jumlah itu, baru 23 persen atau 14 cekungan yang sudah dieksplorasi dalam 30 tahun terakhir.Akibatnya, cadangan minyak bumi di 14 cekungan terkuras habis dan tinggal tersisa sembilan miliar barrel. Dengan laju produksi minyak 1,3 juta barrel per hari, jumlah itu hanya mencukupi kebutuhane bahan bakar beberapa tahun ke depan. Tak heran mengapa Indonesia harus keluar dari OPPEC.
Cadangan tersebut bertambah dengan ditemukannya sebuah cekungan cadangan minyak bumi berpotensi raksasa di lepas pantai arah Barat Propinsi NAD Nangroe Aceh Darusslam. Penemuan tidak sengaja ketika ekspedisi geologi kapal riset BPPT Baruna Jaya pada akhir tahun 2007 dalam rangka riset geologi kelautan pasca Gempa-Tsunami Aceh di seputar wilayah P.Simeulue. Prakiraan pada temuan awal mengindikasikan potensi cadangan berkisar antara 107 – 320 milyar barrel cadangan minyak / gas bumi.Prakiraan angka terbilang fantastis disaat semakin langka penemuan sumber minyak bumi & gas di bumi Indonesia, apalagi mengingat bahwa temuan cadangan minyak bumi & gas terkini yang dimiliki Indonesia di Blok Cepu Banyuurip, Propinsi Jawa Tengah, adalah 450 juta barrel. Negeri petro-dollar Saudi Arabia sebagai negara terbesar penyimpan minyak bumi sedunia memiliki cadangan kandungan minyak & gas bumi sebesar: 264 milyar (setara 20% dari angka cadangan minyak bumi global). Ladang-ladang minyak yang telah dieksplorasi di Indonesia tersebar di seluruh nusantara, mulai dari Sabang sampai Marauke mempunyai andil dalam kebutuhan energi yang tak terbarukan ini. Pulau Sumatra terdiri dari Aceh yaitu Rantau, Lepas pantai Langsa, kemudian Riau yaitu Duri, Dumai, Minas, Kotabatak, Bekasap, Zamrud, Petani, Ampuh, Petapahan, Pedada, Balam, Bangko, di Sumatra selatan yaitu Ramba serta Suban, Tg Jabung di Jambi, dll. Jawa dan Bali terdiri dari Lepas pantai sebelah utara Jawa Barat, Tambun,Bekasi, Cilamaya, Karawang, Subang, Jatibarang, Lepas pantai Laut Jawa, Lepas pantai Kepulauan Seribu, Cepu, Jawa Tengah. Sedangkan Kalimantan, Sulawesi, Maluku, dan Papua terdiri dari Badak, Kalimantan Timur, Delta Mahakam, Lepas pantai Selat Makasar, Sulawesi Tengah (Banggai, Donggi, Tiaka) dan Salawati di Papua.Ladang tersebut ditambah dengan 25 sumur yang telah di setujui pemertintah untuk di eksplor.
Ladang sumur dan cadangan minyak di Indonesia paling banyak terdapat di dasar laut atau biasa disebut offshore, sehingga diperlukan teknologi yang tinggi untuk memproduksi minyak tersebut. Hal ini belum lagi pengeboran laut dalam yang enggan dilakukan pemerintah mengingat teknologi offshore relatif muda yaitu pada tahun 2001 pertama kali diterapkan di Indonesia. Lokasi dan Status Cekungan Sedimen Status Cekungan / Basin Sudah Beroperasi
Indonesia Barat Sumatera Utara
Indonesia Timur Seram
Sumatera Tengah Sumatera Selatan Sunda Bagian Utara Jawa Barat Bagian Utara jawa Timur Laut Bagian Utara Jawa Timur Natuna Barat Tarakan Kutai Barito 11
Salawati Bintuni Bone
Sibolga Natuna Timur Bengkulu Pati 4
Banggai Sula Blak Timor 4
Sudah Dibor
Biliton Jawa Selatan Melawai Asem-asem
Sub Total
4
Akimegah - Sahul Buton - Sawu Manui - Spermonde Makasar Selatan - Waipoga Missol - Lairing Palung Aru 11
Belum Dieksplorasi
Pambuang Ketungau
Sub Total Sudah Dibor Belum Produksi
Sub Total
Sub Total TOTAL Energi Fosil Minyak Bumi Gas Bumi CBM
2
Sumber Daya 87,22 miliar barel 594,43 TSCF 453 TSCF
Cadangan 7,76 miliar barel 157,14 TSCF
4
Lombok Bali - Sula Selatan Flores - Buru Gorontalo - Buru Barat Salabangka - Halmahera Utara Weber Barat - Halmahera Timur Halmahera Selatan - Halmahera Selatan Weber - Obi Utara Waropen - Obi Selatan Tiukang Besi - Seram Selatan Tanimbar - Jayapura 20
Produksi 346 juta barel 2,90 TSCF
Rasio C/P 22 54
Dari 60 cekungan sedimen yang berpotensi mengandung hidrokarbon, 22 cekungan sedimen sama sekali belum pernah dilakukan kegiatan pengeboran eksplorasi. Ditinjau dari rasio penemuan cadangan, Indonesia termasuk wilayah yang cukup menjanjikan dibanding negaranegara di Asia Tenggara, yaitu mencapai rata-rata sekitar 30%. Faktor keberhasilan (Success Ratio) dari kegiatan eksplorasi, termasuk deliniasi rata-rata mencapai 38%, sedangkan keberhasilan untuk sumur taruhan (wild cat) rata-rata lebih tinggi dari 10%. Sebagian besar lokasi cekungan yang menarik untuk pengembangan blok baru tersebut terletak di kawasan Timur Indonesia dan berlokasi di offshore. Diantara lokasi cekungan sedimen tersebut adalah di sekitar pulau Sulawesi Offshore, Nusa Tenggara Offshore, Halmahera dan Maluku, serta Papua Offshore. Disamping rasio penemuan yang kompetitif, biaya penemuan (Finding ) Cost untuk cekungan di kawasan yang sebagian besar berlokasi di offshore, juga relatif lebih rendah dibandingkan dengan wilayah lain di Asia Tenggara. Dengan rata-rata biaya penemuan migas yang rendah, berdampak pada resiko investasi terutama untuk modal awal yang besar pada lokasi offshore. Dengan kondisi-kondisi diatas, Indonesia bisa dibilang sebagai wilayah yang sangat menjanjikan bagi investasi migas. Sampai dengan akhir tahun 2010 status Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) berjumlah 246 KKKS. Produksi Minyak Bumi Produksi minyak bumi dan kondensat pada tahun 2010 mencapai 346,38 ribu barrel dengan produksi harian sebesar 944,9 ribu bph, mengalami penurunan sebesar 3.900 bph dibandingkan produksi minyak bumi dan kondensat tahun 2009 sebesar 948,8 ribu bph. Penurunan produksi tersebut disebabkan antara lain karena mundurnya jadwal produksi awal beberapa KKKS, penurunan produksi alamiah, dan permasalahan teknis operasional. Produksi Gas Bumi Produksi gas bumi pada tahun 2010 sebesar 9.336 MMSCFD , mengalami kenaikan sebesar 1.034 MMSCFD dari 8.302 MMSCFD pada tahun 2009. Kenaikan produksi tersebut antara lain karena mulai berproduksinya beberapa lapangan gas baru dan optimalisasi produks. Perkembangan permintaan Gas Bumi di Indonesia, khususnya di Pulau Jawa semakin meningkat guna memenuhi kebutuhan industry dan pembangkit listrik. Pada tahun 2020 diperkirakan permintaan gas akan mencapai 10,7 TCF (skenario rendah) atau 12 TCF (skenario tinggi). Dari sisi pasokan, cadangan gas Indonesia diperkirakan masih cukup untuk 50 tahun ke depan apabila dilihat dari rasio cadangan terhadap produksi (Reserve to Production ). Sebagian cadangan gas Indonesia terletak di luar Pulau Jawa, yaitu di Natuna (51,46 TCF), Kalimantan Timur (18,33 TCF), Sumatera Selatan (17,90 TCF), dan Papua (24,32 TCF). Terdapat hubungan antara cekungan minyak bumi yang berkembang di berbagai tempat dengan elemen-elemen tektonik yang ada. Cekungan-cekungan besar di wilayah Asia Tenggara mempresentasikan kondisi setiap elemen tektonik yang ada, yaitu cekungan busur muka (forearc basin), cekungan busur belakang (back-arc basin), cekungan intra kraton
(intracratonic basin), dan tepi kontinen (continent margin basin), dan zona tumbukan (collision zone basin).
Berdasarkan data terakhir yang dikumpulkan dari berbagai sumber, telah diketahui bahwa ada sekitar 60 basin yang diprediksi mengandung cebakan migas yang cukup potensial. Diantaranya basin Sumatera Utara, Sibolga, Sumatera Tengah, Bengkulu, Jawa Barat Utara, Natuna Barat, Natuna Timur, Tarakan, Sawu, Asem-Asem, Banda, dll.
Cekungan Di Paparan Sunda
Gambar-1 Lokasi Cekungan South Sumatera
Gambar-2 Kolom Stratigrafi Cekungan South Sumatera (Bishop 2000)
Cekungan Sumatra Utara Pola geologi dan tatanan stratigrafi regional cekungan Sumatra Utara secara umum telah banyak diketahui berkat hasil aktivitas eksplorasi minyak dan gas alam serta pemetaan bersistem pulau Sumatra dalam skala 1:250.000. Keith (1981)dalam google.co.id/cekungan sumatera membuat pembagian stratigraf Tersier Cekungan Sumatra Utara menjadi tiga kelompok yaitu Kelompok I sebagai fase tektonik, pengangkatan dan pengerosian, berumur Eosen hingga Oligosen Awal. Kelompok II merupakan fase genang laut yang dimulai dengan pembentukan formasi-formasi dari tua ke muda yaitu Formasi Butar, Rampong, Bruksah, Bampo, Peutu dan Formasi Baong. Kelompok III adalah perioda regresif dengan pembentukan kelompok Lhoksukon. Jika dilihat dari proses sedimentasi di cekungan sumatera utara. Kecepatan sedimentasi dan penurunan dasar sedimen ataupun cekungan pada awal pembentukan cekungan relatif lambat kemudian dilanjutkan dengan kecepatan sedimentasi lambat tetapi kecepatan penurunan dasar sedimen ataupun cekungan sangat cepat antara 15.5-12.4 juta tahun lalu. Penurunan cepat dasar cekungan tersebut merupakan akibat mulainya rifting di laut Andaman dan pada saat inilah terbentuk serpih laut dalam Formasi Baong yang kaya material organik dan menjadi salah satu batuan induk potensial di daerah Aru. Periode antara 12.410.2 juta tahun lalu ditandai dengan kecepatan sedimentasi cukup besar tetapi penurunan dasar sedimen atau cekungan lebih lambat sebagai awal pengangkatan Bukit Barisan atau dikenal sebagai tektonik Miosen Tengah. Batupasir Baong Tengah terbentuk pada periode ini dan merupakan salah satu batuan waduk (reservoir) daerah Aru. Pada 9.3-8.3 juta tahun lalu kecepatan sedimentasi sangat besar tetapi diikuti pula penurunan dasar sedimen atau cekungan yang sangat besar sehingga penurunan sangat dipengaruhi. oleh pembebanan sedimen disamping akibat penurunan tektonik. Pada waktu tersebut terbentuk endapan klastik kasar Keutapang Bawah, diendapkan dalam lingkungan delta atau laut dangkal dan merupakan juga batuan waduk (reservoir)penting di daerah Aru. Model penurunan tektonik daerah Aru pada awalnya menunjukkan penurunan lambat dilanjutkan penurunan sangat cepat antara 12.4-10.2 juta tahun lalu akibat rifting di Laut Andaman. Pada Miosen Tengah atau antara 12.4-9.3 juta tahun lalu pola penurunan relatif lambat, stabil atau terjadi pengangkatan akibat tektonik Miosen Tengah. Penurunan kembali cepat antara 9.3-8.3 juta tahun lalu dan menjadi sangat lambat antara 5.3-4.4 juta tahun lalu sebelum terjadi pangangkatan Pilo Pleistosen.
Cekungan Sumatra Tengah
Lokasi cekungan Sumatra Tengah dan batas batasnya
Cekungan Sumatra tengah merupakan cekungan sedimentasi tersier penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Ditinjau dari posisi tektoniknya, Cekungan Sumatra tengah merupakan cekungan belakang busur. Faktor pengontrol utama struktur geologi regional di cekungan Sumatra tengah adalah adanya Sesar Sumatra yang terbentuk pada zaman kapur. Struktur geologi daerah cekungan Sumatra tengah memiliki pola yang hampir sama dengan cekungan Sumatra Selatan, dimana pola struktur utama yang berkembang berupa struktur Barat laut-Tenggara dan Utara-Selatan (Eubank et al., 1981 dalam Wibowo, 1995 dalam www.google.co.id/cekungan sumatera). Walaupun demikian, struktur berarah Utara-Selatan jauh lebih dominan dibandingkan struktur Barat laut–Tenggara. Sejarah tektonik cekungan Sumatra tengah secara umum dapat disimpulkan menjadi beberapa tahap, yaitu : Konsolidasi Basement pada zaman Yura, terdiri dari sutur yang berarah Barat laut-Tenggara. Basement terkena aktivitas magmatisme dan erosi selama zaman Yura akhir dan zaman Kapur. Tektonik ekstensional selama Tersier awal dan Tersier tengah (Paleogen) menghasilkan sistem graben berarah Utara-Selatan dan Barat laut-Tenggara. Kaitan aktivitas tektonik ini terhadap paleogeomorfologi di Cekungan Sumatra tengah adalah terjadinya perubahan lingkungan pengendapan dari longkungan darat, rawa hingga lingkungan lakustrin, dan ditutup oleh kondisi lingkungan fluvial-delta pada akhir fase rifting.
Selama deposisi berlangsung di Oligosen akhir sampai awal Miosen awal yang mengendapkan batuan reservoar utama dari kelompok Sihapas, tektonik Sumatra relatif tenang. Sedimen klastik diendapkan, terutama bersumber dari daratan Sunda dan dari arah Timur laut meliputi Semenanjung Malaya. Proses akumulasi sedimen dari arah timur laut Pulau Sumatra menuju cekungan, diakomodir oleh adanya struktur-struktur berarah UtaraSelatan. Kondisi sedimentasi pada pertengahan Tersier ini lebih dipengaruhi oleh fluktuasi muka air laut global (eustasi) yang menghasilkan episode sedimentasi transgresif dari kelompok Sihapas dan Formasi Telisa, ditutup oleh episode sedimentasi regresif yang menghasilkan Formasi Petani. Akhir Miosen akhir volkanisme meningkat dan tektonisme kembali intensif dengan rejim kompresi mengangkat pegunungan Barisan di arah Barat daya cekungan. Pegunungan Barisan ini menjadi sumber sedimen pengisi cekungan selanjutnya (later basin fill). Arah sedimentasi pada Miosen akhir di Cekungan Sumatra tengah berjalan dari arah selatan menuju utara dengan kontrol struktur-struktur berarah utara selatan. Tektonisme Plio-Pleistosen yang bersifat kompresif mengakibatkan terjadinya inversi-inversi struktur Basement membentuk sesar-sesar naik dan lipatan yang berarah Barat laut-Tenggara. Tektonisme Plio-Pleistosen ini juga menghasilkan ketidakselarasan regional antara formasi Minas dan endapan alluvial kuarter terhadap formasi-formasi di bawahnya. Cekungan Sumatra Selatan Geologi Cekungan Sumatera Selatan adalah suatu hasil kegiatan tektonik yang berkaitan erat dengan penunjaman Lempeng Indi-Australia, yang bergerak ke arah utara hingga timurlaut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif diam. Zone penunjaman lempeng meliputi daerah sebelah barat Pulau Sumatera dan selatan Pulau Jawa. Beberapa lempeng kecil (micro-plate) yang berada di antara zone interaksi tersebut turut bergerak dan menghasilkan zone konvergensi dalam berbagai bentuk dan arah. Penunjaman lempeng IndiAustralia tersebut dapat mempengaruhi keadaan batuan, morfologi, tektonik dan struktur di Sumatera Selatan. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang. Secara fisiografis Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekungan Tersier berarah barat laut - tenggara, yang dibatasi Sesar Semangko dan Bukit Barisan di sebelah barat daya, Paparan Sunda di sebelah timur laut, Tinggian Lampung di sebelah tenggara yang memisahkan cekungan tersebut dengan Cekungan Sunda, serta Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh di sebelah barat laut yang memisahkan Cekungan Sumatra Selatan dengan Cekungan Sumatera Tengah. Blake (1989) menyebutkan bahwa daerah Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan busur belakang berumur Tersier yang terbentuk sebagai akibat adanya interaksi antara Paparan Sunda (sebagai bagian dari lempeng kontinen Asia) dan lempeng Samudera India. Daerah cekungan ini meliputi daerah seluas 330 x 510 km2, dimana sebelah barat daya dibatasi oleh singkapan Pra-Tersier Bukit Barisan, di sebelah timur oleh Paparan Sunda (Sunda Shield), sebelah barat dibatasi oleh Pegunungan Tigapuluh
Menurut Salim et al. (1995) Cekungan Sumatera Selatan terbentuk selama Awal Tersier (Eosen – Oligosen) ketika rangkaian (seri) graben berkembang sebagai reaksi sistem penunjaman menyudut antara lempeng Samudra India di bawah lempeng Benua Asia. Menurut De Coster, 1974 (dalam Salim, 1995), diperkirakan telah terjadi 3 episode orogenesa yang membentuk kerangka struktur daerah Cekungan Sumatera Selatan yaitu orogenesa Mesozoik Tengah, tektonik Kapur Akhir – Tersier Awal dan Orogenesa Plio – Plistosen. Episode pertama, endapan – endapan Paleozoik dan Mesozoik termetamorfosa, terlipat dan terpatahkan menjadi bongkah struktur dan diintrusi oleh batolit granit serta telah membentuk pola dasar struktur cekungan. Menurut Pulunggono, 1992 (dalam Wisnu dan Nazirman ,1997), fase ini membentuk sesar berarah barat laut – tenggara yang berupa sesar – sesar geser. Episode kedua pada Kapur Akhir berupa fase ekstensi menghasilkan gerak – gerak tensional yang membentuk graben dan horst dengan arah umum utara – selatan. Dikombinasikan dengan hasil orogenesa Mesozoik dan hasil pelapukan batuan – batuan Pra – Tersier, gerak gerak tensional ini membentuk struktur tua yang mengontrol pembentukan Formasi Pra – Talang Akar. Episode ketiga berupa fase kompresi pada Plio – Plistosen yang menyebabkan pola pengendapan berubah menjadi regresi dan berperan dalam pembentukan struktur perlipatan dan sesar sehingga membentuk konfigurasi geologi sekarang. Pada periode tektonik ini juga terjadi pengangkatan Pegunungan Bukit Barisan yang menghasilkan sesar mendatar Semangko yang berkembang sepanjang Pegunungan Bukit Barisan. Pergerakan horisontal yang terjadi mulai Plistosen Awal sampai sekarang mempengaruhi kondisi Cekungan Sumatera Selatan dan Tengah sehingga sesar – sesar yang baru terbentuk di daerah ini mempunyai perkembangan hampir sejajar dengan sesar Semangko. Akibat pergerakan horisontal ini, orogenesa yang terjadi pada Plio – Plistosen menghasilkan lipatan yang berarah barat laut – tenggara tetapi sesar yang terbentuk berarah timur laut – barat daya dan barat laut – tenggara. Jenis sesar yang terdapat pada cekungan ini adalah sesar naik, sesar mendatar dan sesar normal. Kenampakan struktur yang dominan adalah struktur yang berarah barat laut – tenggara sebagai hasil orogenesa Plio – Plistosen. Dengan demikian pola struktur yang terjadi dapat dibedakan atas pola tua yang berarah utara – selatan dan barat laut – tenggara serta pola muda yang berarah barat laut – tenggara yang sejajar dengan Pulau Sumatera . Batuan sedimen tersebut telah mengalami gangguan tektonik sehingga terangkat membentuk lipatan dan pensesaran. Proses erosi menyebabkan batuan terkikis kemudian membentuk morfologi yang tampak sekarang. Cekungan Sumatera Selatan dan Cekungan Sumatera Tengah merupakan satu cekungan besar yang dipisahkan oleh Pegunungan Tigapuluh. Cekungan ini terbentuk akibat adanya pergerakan ulang sesar bongkah pada batuan pra tersier serta diikuti oleh kegiatan vulkanik. Daerah cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi depresi Jambi di utara, Sub Cekungan Palembang Tengah dan Sub Cekungan Pelembang Selatan atau Depresi Lematang, masing-masing dipisahkan oleh tinggian batuan dasar (“basement”).Di daerah Sumatera Selatan terdapat 3 (tiga)antiklinurium utama, dari selatan ke utara: Antiklinorium Muara
Enim, Antiklinorium Pendopo Benakat dan Antiklinorium Palembang. Pensesaaran batuan dasar mengontrol sedimen selama paleogen. Stratigrafi normal memperlihatkan bahwa pembentukan batubara utara-selatan dimana pada bagian barat daerah penyelidikan sungaisungai mengalir kearah sungai Semanggus, sedangkan pada bagian timur daerah penyelidikan sungai sungai mengalir ke arah timur dengan Sungai Baung dan Sungai Benakat sebagai sungai Utama.
CEKUNGAN KALIMANTAN TIMUR UTARA (CEKUNGAN TARAKAN) Cekungan Kalimantan Timur Utara yang dikenal juga dengan Cekungan Tarakan (IBS, 2006) merupakan salah satu cekungan penghasil hidrokarbon di Kalimantan Timur bagian utara. Cekungan Tarakan dapat dibagi menjadi 4 sub-cekungan yaitu: Sub-cekungan Tidung, Sub-cekungan Berau, Sub-cekungan Tarakan, dan Sub-cekungan Muara (Biantoro dkk., 1996; IBS, 2006). Batas-batas dari empat sub-cekungan tersebut adalah zona-zona sesar dan tinggian. Bagian utara dari Cekungan Kalimantan Timur Utara dibatasi oleh Tinggian Samporna yang terletak sedikit ke utara dari perbatasan wilayah Indonesia dan Malaysia. Bagian barat ke arah Kalimantan dibatasi oleh Punggungan Sekatak-Berau. Sedangkan di bagian selatan, terdapat Punggungan Mangkalihat yang memisahkan Cekungan Tarakan dengan Cekungan Kutai. Batas timur dan tenggara dari cekungan ini berupa laut lepas Selat Makasar.
Gambar 1. Peta lokasi Sub-Cekungan Tarakan (Biantoro dkk., 1996).
Tektonik Regional Cekungan Tarakan Perkembangan struktur-struktur di Sub-cekungan Tarakan, Cekungan Tarakan berlangsung dalam beberapa tahapan yang mempengaruhi pengendapan sedimen pada area tersebut. Konfigurasi secara struktural sudah dimulai oleh rifting sejak Eosen Awal. Pemekaran (rifting) pada sub-cekungan ini disebabkan oleh pembentukan sesar-sesar normal. Pergerakan dari sesar-sesar tersebut menghasilkan daerah-daerah rendahan yang kemudian terisi oleh sedimen-sedimen tertua pada sub-cekungan ini, seperti Formasi Sembakung (akhir Miosen Awal-Miosen Tengah). Sedimen-sedimen pra-Tersier tidak terpenetrasi pada banyak sumur yang dibor pada sub-cekungan ini, namun keberadaannya terdeteksi pada data seismik (Biantoro dkk., 1996). Proses Rifting berjalan dengan terus menerus disertai dengan adanya pengangkatan secara lokal di bagian barat dari sub-cekungan mengontrol siklus-siklus pengendapan sedimen pada sub-cekungan ini. Pengendapan pada sub-cekungan ini dapat dibagi menjadi 4 siklus berhubungan dengan beberapa kejadian tektonik pada regional. Pengendapan sedimensedimen siklus yang pertama (Siklus 1) terjadi pada saat terjadinya pengangkatan pada Eosen Tengah yang menyebabkan erosi di Tinggian/Punggungan Sekatang. Pengendapan siklus yang kedua (Siklus 2) dimulai sejak pengangkatan Oligosen Awal pada fasa transgresif, dengan sedimen yang diendapkan secara tidakselarasan terhadap Siklus .Fasa ini berubah menjadi regresif ketika proses rifting berakhir dan pengangkatan mencapai puncaknya pada akhir dair Miosen Akhir. Pengangkatan yang kedua ini berbeda dengan proses pengangkatan pertama karena berkembang ke arah timur dan menghasilkan Punggungan Dasin-Fanny. Proses rifting yang kedua ini menghasilkan sesar-sesar normal yang memiliki arah timurlaut-baratdaya.
Gambar 2. Tektonik Sub-Cekungan Tarakan (Modifikasi dari Biantoro dkk., 1996). Proses-proses rifting, pengangkatan, dan reaktivasi sesar-sesar tua mempengaruhi perkembangan struktur dan siklus pengendapan di Sub-Cekungan Tarakan. Pengendapan Siklus 3 yang regresif berlangsung pada lingkungan transisional-deltaik. Sedimen-sedimen yang diendapkan dalam jumlah yang besar menyebabkan rekativasi dari sesar-sesar tua yang terbentuk selama Oligosen sampai Miosen Awal yang berkembang menjadi growth fault. Petumbuhan dari sesar-sesar tersebut berhenti untuk sementara waktu pada awal pengendapan dari Formasi Santul dikarenakan oleh terjadinya fasa trangresif yang pendek. Pensesaran tersebut berlangsung selama Pliosen ketika siklus pengedapan keempat (Siklus 4), yaitu Formasi Tarakan diendapkan. Aktivitas Tektonik pada Pliosen Akhir-Pleistosen bersifat kompresif dan menghasilkan sesar-sesar strike-slip. Di beberapa tempat, kompresi ini menginversikan sesarsesar normal menjadi sesar-sesar naik (Biantoro dkk., 1996). Kegiatan tekonik yang menyebabkan pengangkatan, perlipatan, dan pensesaran keseluruhan Cekungan Tarakan pada Pliosen Akhir kemudian menyebabkan munculnya ketidakselarasan di beberapa daerah secara lokal. Pada Siklus 5 yang merupakan siklus pengendapan terakhir pada sub-cekungan ini, diendapakan Formasi Bunyu.
Stratigrafi Regional Cekungan Tarakan Batuan dasar pada cekungan Kalimantan Timur Utara terdiri dari sedimen-sedimen berumur tua, meliputi Formasi Danau (Heriyanto dkk., 1991) atau disebut juga Formasi Damiu (IBS, 2006), Formasi Sembakung, dan Batulempung Malio. Sedimen-sedimen tersebut telah terkompaksi, terlipatkan, dan tersesarkan.
Gambar 3. Kolom Stratigrafi Cekungan Kalimantan Timur Utara (kiri: dimodifikasi dari Heriyanto dkk., 1991; kanan: IBS, 2006)
CEKUNGAN KUTAI Cekungan Kutai merupakan cekungan dengan luas 165.000 km2 dan memiliki ketebalan sedimen antara 12.000-14.000 meter. Hal ini menyebabkan Cekungan Kutai dikatakan sebagai cekungan terluas dan terdalam di Indonesia yang terletak di pantai timur Kalimantan dan daerah paparan sebelumnya. Cekungan Kutai merupakan cekungan hidrokarbon yang berumur Tersier dimana minyak dan gas bumi terperangkap pada batupasir berumur Miosen dan Pleistosen. Cekungan ini terbentuk pada batupasir berumur Miosen dan Plestosen. Cekungan ini terbentuk dan berkembang akibat proses-proses pemisahan diri akibat tegangan di dalam lempeng Mikro Sunda yang menyertai interaksi antara lempeng Sunda dan lempeng Pasifik disebelah timur. Lempeng Hindia-Australia di selatan, dan lempeng Laut Cina selatan di utara (Satyana, et. Al., 1999). Secara tektonik, pada bagian utara Cekungan Kutai terdapat Cekungan Tarakan yang dipisahkan oleh punggungan Mangkalihat yang merupakan suatu daerah tinggian batuan dasar yang terjadi pada Oligoser. Di sebelah selatan, cekungan ini dijumpai Cekungan Barito yang dibatasiSesar Adang, yang terjadi pada Zaman Miosen Tengah. Pada bagian tenggara cekungan ini, terdapat paparan Paternoster dan gugusan penggunungan Meratus, sedangkan batas barat dari cekungan adalah daerah tinggi Kuching (pegunungan Kalimantan Tengah) yang berumur Pra-Tersier dan merupakan bagian dari inti benua. Tinggian ini menghasilkan sedimen tebal yang berumur Neogen. Pada bagian timur daricekungan ini terdapat delta Mahakam yang terbuka ke Selat
Gambar 3.1 Fisiografi Cekungan Kutai (Peterson dkk., 1997 dalam Mora dkk.,2001)
a. Batuan Induk Batuan induk utama pada Cekungan Kutai adalah batuan berumur Miosen yaitu mudstone, serpih, lempung, dan batubara. Batuan induk ini terbentuk pada lingkungan pengendapanparalic, delta, sampai laut dangkal. Analisa geokimia pada serpih, lempung, dan batubara Miosen menunjukkan bahwa batuan induk ini dapat menghasilkan waxy oil dan gas dari percampuran kerogen dengan tipe yang berbeda. Nilai TOC berkisar antara 0.14 ± 15.37% dan rata ± rata berkisar antara 0.5 ± 1.0%. Endapan serpih organic dari delta plain bawah sampai lingkungan delta front diketahui sebagai batuan induk pada barat laut Kalimantan dan Cekungan Kutai. Serpih memuat 2 ± 3% produksi karbon organic dari kategori tipe III (Anshary, 2008). b. Batuan Reservoar Akumulasi minyak dan gas bumi yang terdapat di daerah Mahakam, umumnya ditemukan pada reservoir yang berumur Miosen Tengah sampai Miosen Akhir pada Formasi Balikpapan. Reservoar karbonat tidak terlalu banyak mengandung akumulasi hidrokarbon bernilai ekonomis. Akumulasi hidrokarbon justru ditemukan dalam endapan turbidit. Pada lapangan minyak yang berada di darat (onshore), reservoar pada umumnya terdiri dari sedimen ± sedimen fluvial dan distributary channel, dimana jarak antara tubuh batupasir dan jumlah akomdasi sedimen sangat mengontrol konektivitas dari reservoar ± reservoar tersebut (Anshary, 2008). Reservoar yang terdapat pada bagian dalam lepas pantai (inner offshore) terdiri dari sedimen ±sedimen lower delta plain dan sedimen ±sedimen delta front. Sedimen ± sedimen distributary channel juga hadir dengan dimensi yang sama denngan reservoar darat namun lebih jarang muncul. Reservoar pada delta front terdiri dari sedimen ± sedimen mouthbar (Anshary, 2008). c. Perangkap (Trap), Sekat (Seal), dan Lapisan Penutup Lapangan ± lapangan minyak dan gas yang berada di Delta Mahakam memiliki perangkap struktur dan stratigrafi. Reservoar ± reservoar yang berupa endapan fluvial, distributary channel, dan mouth bar biasanyaterdapat di bagian sayap dari antikllin dan dapat juga muncul sebagai perangkap campuran antara struktur dan stratigrafi. Komponen± komponen stratigrafi di bagian utara dan selatan Sungai Mahakam Modern, dimana paleo-channel-nya miring terhadap sumbu struktur. Perangkap struktur terbentuk pada Miosen Akhir karena adanya pergerakan tektonik yang mendesak batuan dasar dan batuan sedimen di atasnya, pergerakan tersebut berarah ke barat menghasilkan pengangkatan dan erosi 1.000 kaki sedimen berumur Oligosen dan Miosen (Anshary, 2008). Lapisan penutup yang berada di Delta Mahakam umumnya berupa batulempung-serpih sedangkan di bagian laut didominasi oleh sejumlah besar mudstone
d. Migrasi Paleogen Play Migrasi primer hidrokarbon terjadi pada batuan induk Eosen Tengah ± Eosen jalur migrasi vertical dari Paleogen Kitchen terjadi sesar ±sesar berarah NNE ± SSW menuju reservoar lowstand berumur Miosen Tengah ± Miosen Akhir. Migrasi lateral dari daerah mature kitchen juga difasilitasi melalui reservoar lowstand yang miring ke timur menuju perangkap stratigrafi atau struktur yang ada pada daerah tersebut. Neogen Play Migrasi hidrokarbon dari batuan induk berumur Miosen Awal± Miosen Tengah terjadi setelah Miosen Tengah. Jalur migrasi pada umumnya vertical dan mungkin memiliki migrasi lateral yang berasal dari pusat cekungan. Pembentukan perangkap terjadi sejak Miosen Tengah sampai sekarang (Anshary, 2008).
CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA Cekungan Jawa Barat Utara (North West Java Basin) merupakan cekungan sedimen Tersier yang terletak tepat di bagian barat laut Pulau Jawa (Gambar 1) yang sudah terbukti dapat menghasilkan hidrokarbon. Cekungan ini memiliki penyebaran dari wilayah daratan dan lepas pantai Serang di sebelah barat membentang ke arah timur sampai Cirebon dan terdiri dari beberapa sub
Gambar 1. Cekungan Jawa Barat Utara (Noble dkk., 1997). Tektonik Regional Cekungan Jawa Barat Utara secara geodinamik saat ini berada pada posisi belakang busur dari jalur vulkanik Jawa yang merupakan hasil dari subduksi lempeng India-Australia di selatan terhadap lempeng Eurasia (Paparan Sunda) di utara. Beberapa peristiwa tektonik yang terjadi sejak Tersier mempengaruhi pembentukan struktur dan pola sedimentasi pada cekungan ini.
Gambar 2. Jalur subduksi Meratus (Kapur Akhir-Tersier Awal) dan jalur subduksi Tersier Akhir (Hutchison, 1982). Panah hijau menunjukan arah tegasan utama (kompresif) pada masing-masing periode subduksi. Selama periode Kapur Akhir sampai Eosen Awal* 1, berlangsung subduksi yang dikenal dengan subduksi Meratus pada batas selatan Paparan Sunda dengan jalur gunung apinya melewati Cekungan Jawa Barat Utara (Gambar 2). Menurut Gresko dkk. (1995), keberadaan subduksi Meratus tersebut mempengaruhi keadaan geologi cekungan. Terjadinya metamorfisme regional pada Kapur Akhir, deformasi pada Paleosen, serta vulkanisme sampai Oligosen Awal diperkirakan berhubungan dengan kegiatan subduksi Meratus. Metamorfisme dan magmatisme yang berlangsung menghasilkan batuan metamorf dan intrusi batuan beku yang kemudian menyusun batuan dasar pada Cekungan Jawa Barat Utara, sedangkan deformasi yang terjadi menyebabkan pengangkatan dan erosi pada Kala Paleosen.
Gambar 3. Peta struktur dan tektonik Oligosen Awal Cekungan Jawa Barat Utara (Gresko dkk., 1995). Jalur subduksi Meratus yang berarah relatif baratdaya-timurlaut memberikan tegasan utama kompresif yang berarah baratlaut-tenggara, menghasilkan
struktur sesar-sesar normal (turun) berarah baratlaut-tenggara di daerah penelitian. Pemekaran (rifting) yang diakibatkan pergerakan dari sesar-sesar turun tersebut menyebabkan terbentuknya daerah-daerah rendahan (Gambar 3) yang kemudian diisi oleh endapan-endapan yang dihasilkan oleh kegiatan vulkanisme yang sedang berlangsung (Formasi Jatibarang).
Gambar 4. Pergerakan fragmen benua dari selatan dari Kapur sampai Eosen Awal(kanan) yang kemudian menumbuk batas selatan Paparan Sunda (Sribudiyani dkk., 2003). Pemekaran pada Cekungan Jawa Barat Utara kemudian berhenti pada Oligosen Awal*. Menurut Sribudiyani dkk. (2003), sebuah fragmen benua yang berasal dari selatan bergerak menuju ke jalur subduksi Meratus dan mulai menumbuk jalur subduksi tersebut pada Eosen Awal. Tumbukan tersebut mengakibatkan berhentinya aktivitas magmatisme sebelumnya (periode Subduksi Meratus) dan terjadinya pengangkatan kompleks subduksi membentuk Pegunungan Meratus di Kalimantan dan Kompleks Melange Luk Ulo di Jawa Tengah (Gambar 4), serta menyebabkan berhentinya pemekaran di Cekungan Jawa Barat Utara. Setelah berlangsungnya tumbukan fragmen benua dengan tepi tenggara paparan Sunda, jalur subduksi baru yang dikenal dengan jalur subduksi Jawa yang berarah barat-timur kemudian muncul. Jalur subduksi Jawa ini berada di selatan jalur subduksi Meratus dan menghasilkan jalur gunung api yang berada di selatan terhadap jalur gunung api akibat subduksi Meratus, sehingga Cekungan Jawa Barat Utara berada di belakang busur sejak Oligosen (Gambar 2).
Gambar 5. Cekungan-cekungan pull apart yang terbentuk pada Eosen Tengah danOligosen Akhir (Daly dkk., 1987). Biru: pull apart basin yang terbentuk pada masing-masing periode Daly dkk. (1987) menyatakan bahwa konvergensi India dengan Asia sejak Eosen Akhir menyebabkan ekstrusi Asia Tenggara melalui beberapa sesar geser utama. Sesar geser Bangka (Bangka Shear) dan zona sesar Sumatra (SFZ) merupakan dua sesar geser utama yang dianggap berperan dalam menimbulkan fase transtensional yang berperan dalam membentuk cekungan-cekungan di regional Sumatra dan Jawa (Sribudiyani dkk., 2003). Rendahan-rendahan yang diakibatkan pergerakan sesar-sesar normal utama berarah relatif utara-selatan muncul di Sumatera pada Eosen Tengah* 3/40jtl dan di Jawa Barat Utara pada Oligosen/30jtl (Gambar 5). Cekungan Jawa Barat Utara berkembang menjadi pull apart basin yang terdapat di belakang busur sejak Oligosen.
Gambar 6. Penampang barat-timur Cekungan Jawa Barat Utara (Patmosukismo dan Yahya, 1974) Pembentukan struktur sesar-sesar normal utama (Oligosen Akhir* 4) tersebut menyebabkan terjadinya pemekaran yang diikuti oleh penurunan dari dasar cekungan. Beberapa tinggian dan rendahan yang terbentuk mengontrol penyebaran dari sedimen serta membagi Cekungan Jawa Barat Utara menjadi beberapa sub-cekungan, seperti: Sub-cekungan Ciputat, Sub-cekungan Pasirputih, dan Sub-cekungan Jatibarang (Gambar 6). Namun pengisian cekungan yang berjalan dengan cepat yang disertai dengan adanya pengangkatan bagian selatan cekungan menjadi daratan pada Plio-Plistosen mengakibatkan terjadinya peristiwa penutupan cekungan untuk Cekungan JawaBarat Utara.
CEKUNGAN BOGOR Secara tektonis, Cekungan Bogor merupakan Cekungan Busur-Belakang (Back-Arc Basin) terhadap busur vulkanik Oligo-Miosen yang berada di selatannya. Aktivitas tektonik yang terjadi di Jawa telah menyebabkan terbentuknya unsur - unsur tektonik berupa zona akresi, cekungan, dan busur magmatik. Evolusi tektonik Jawa Barat menyebabkan posisi cekungan yang telah terbentuk dapat erubah kedudukannya terhadap busur magmatik. Cekungan Bogor pada kala Eosen-Oligosen merupakan cekungan busur muka magmatik, namun pada kala Oligo-Miosen posisi cekungan berubah menjadi cekungan busur-belakang. Kegiatan tektonik Plio-Plistosen Cekungan Bogor ditempati oleh jalur magmatik hingga kini (Satyana & Armandita, 2004). Daerah paparan (Northwest Java Basin) yang berada di utara Cekungan Bogor - Kendeng pada awalnya (Eosen - Oligosen) juga merupakan daerah cekungan busur muka dalam bentuk terban yang diisi oleh endapan Paleogen nonmarin vulkanosklatika dan endapan lakustrin Formasi Jatibarang serta endapan fluviatil, kipas aluvial, fluvio deltaik, dan material lakustrin Formasi Talang Akar (Sudarmono drr., 1997, op. cit. Ryacudu drr., 1999). Dalam perkembangannya, pascatektonik Oligo-Miosen, daerah ini menjadi paparan hingga lingkungan laut dangkal sebagai tempat diendapkannya sedimen Miosen Formasi Baturaja (karbonat), Formasi Cibulakan, dan Formasi Parigi (karbonat) yang berpotensi sebagai reservoir.
