ANALISIS CEKUNGAN CEKUNGAN SUMATERA TENGAH
Oleh : MICHELLE CALISTA CARINA 270110120179 GEOLOGI A
FAKULTAS TEKNIK GEOLOGI UNIVERSITAS PADJADJARAN 2015
BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Indonesia memiliki 60 cekungan yang tersebar di seluruh wilayah negara ini, sebanyak 22 cekungan telah dieksplorasi secara ekstensif dan 14 cekungan produktif menghasilnya minyakbumi dan gas. Salah satu cekungan paling berpotensi di Indonesia adalah Cekungan Sumatera Tengah ( Central Sumatera Basin). Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan sedimen tersier penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Dalam memahami suatu cekungan pada suatu wilayah diperlukan informasi geologi seperti struktur geologi, stratigrafi, dan umur. Sehingga kita dapat mengetahui bagaimana keterbentukan cekungan dan potensi yang terdapat pada cekungan tersebut.
BAB II ISI 2.1 KERANGKA GEOLOGI CEKUNGAN SUMATRA TENGAH 2.1.1 TEKTONIK REGIONAL
Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan sedimen tersier penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia, dengan ketebalan rata – rata sedimen-nya mencapai dua (2) kilometer. Cekungan ini berisi enam (6) lapangan minyak raksasa, yang masing – masing memiliki cadangan terbukti lebih dari 500 juta barel minyak. Lapangan – lapangan minyak tersebut antara lain, adalah Bangko, Minas, Bekasap, Duri, Pematang, dan Petani. Secara fisiografis, cekungan ini terletak di antara Cekungan Sumatera Utara dan Cekungan Sumatera Selatan. Cekungan Sumatera Tengah ini relatif memanjang baratlaut – tenggara. Cekungan Sumatera Tengah sendiri terbentuk akibat penujaman lempeng Hindia yang bergerak ke arah utara terhadap lempeng Eurasia pada umur Miosen. Ditinjau dari posisi tektoniknya cekungan ini merupakan tipe cekungan belakang busur ( back-arc basin). Cekungan ini dibatasi oleh Dataran Tinggi Asahan di sebelah baratlaut, Pegunungan Bukit Barisan (yang disusun oleh batuan pre-tersier) di sebelah baratdaya, Pegunungan Tigapuluh di sebelah tenggara (yang merupakan pemisah antara Cekungan Sumatera Tengah dan Cekungan Sumatera Selatan), dan Paparan Sunda di sebelah timurlaut.
Gambar 2.1 Elemen Tektonik yang Mempengaruhi Cekungan Sumatera Ten ah Heidrick dan Aulia 1993
Proses subduksi lempeng Hindia – Australia menghasilkan peregangkan kerak di bagian bawah cekungan dan mengakibatkan munculnya aliran panas (secara konveksi) ke atas dengan produk magma yang dihasilkan terutama bersifat asam dan hipabisal. Selain itu, terjadi juga aliran panas dari mantel ke arah atas melewati jalur – jalur sesar. Secara keseluruhan, hal – hal tersebutlah yang mengakibatkan tingginya aliran panas ( heat flow ) di daerah Cekungan Sumatera Tengah (Eubank et al., 1981 dalam Wibowo, 1995). Faktor pengontrol utama struktur geologi regional di Cekungan Sumatera Tengah adalah kehadiran Sesar Sumatera yang terbentuk pada zaman Kapur. Subduksi lempeng yang miring dari arah baratdaya Pulau Sumatera mengakibatkan terjadinya strong dextral wrenching stress di Cekungan Sumatera Tengah (Wibowo, 1995). Hal ini terbukti oleh bidang
sesar yang curam yang berubah sepanjang jurus perlapisan batuan dan struktur sesar naik. Selain itu, terbentuknya sumbu perlipatan yang searah jurus sesar dengan penebalan sedimen terjadi pada bagian yang naik ( inverted ) (Shaw et al., 1999). Heidrick dan Aulia (1993) membagi perkembangan struktur Cekungan Sumatera Tengah menjadi beberapa fase pembentukan, yakni :
Gambar 2.2 Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)
(1) Fase Pertama (F0) Fase ini merupakan fase deformasi pada zaman Eosen (sekitar 345-65 juta tahun lalu). Merupakan fase pembentukan batuan dasar yang berarah utara – selatan, baratlaut – tenggara, dan timurlaut – baratdaya (Heidrick & Aulia, 1993). Pembentukan tersebut terjadi ketika lempeng benua Sunda terbentuk dari lempeng – lempeng kecil Mergui, Malaka, dan Mutus.
Gambar 2.3 Peta Pola Struktur Utama Batuan Dasar di Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)
(2) Fase Kedua (F1) Fase ini merupakan fase rifting yang terjadi pada zaman Eosen – Oligosen (sekitar 50 – 26 juta tahun lalu). Fase ini terjadi diakibatkan oleh tumbukan lempeng Hindia - Australia terhadap lempeng Eurasia sehingga membentuk sistem rekahan transtensional yang memanjang ke arah selatan, mulai dari China bagian selatan ke Thailand, Malaysia, Sumatera hingga ke Kalimantan Selatan (Heidrick & Aulia, 1993). Proses ini menghasilkan serangkaian struktur half graben di Cekungan Sumatera Tengah yang kemudian menjadi tempat
diendapkannya Kelompok Pematang. Pada tahap akhir fase ini, terjadi pembalikan struktur yang lemah dan pembentukan peneplain (morfologi yang hampir rata), hasil dari erosi berupa paleosol. Kelompok Pematang merupakan sedimen tertua yang diendapkan di Cekungan Sumatera Tengah dan berumur Eosen – Oligosen, endapan ini yang mengisi half graben, pull-apart rift , dan graben yang terbentuk pada fase ini.
Gambar 2.4 Fase Tektonik di Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)
(3) Fase Ketiga (F2) Fase ini merupakan fase sagging dan transtensi pada zaman Miosen Bawah – Miosen Tengah (sekitar 26 – 13 juta tahun lalu). Fase ini terbagi menjadi dua, yakni fase awal berupa fase sagging dan fase akhir berupa fase transtensi. Pada fase awal proses tektonik yang terjadi berupa fase sag basin, ketika terjadi penurunan cekungan regional yang memperbesar highstand dan transgresi yang dimulai dengan pengendapan Kelompok Sihapas, kemudian terbentuk sesar – sesar normal minor yang berhubungan dengan tahap akhir rifting yang memotong Formasi Menggala dan Formasi Bekasap. Pada fase akhir terbentuk sesar mendatar dextral berarah utara – selatan yang merupakan reaktivasi sesar pembentuk graben, dan juga terbentuk sesar baru sepanjang batas batuan dasar yang berarah utara – selatan. Struktur – struktur yang berkembang di sepanjang sesar mendatar ini merupakan sesar tumbuh dan kombinasi pull apart graben, half-graben, lipatan, flower structure ( positif dan negatif), sesar
listrik, dan sesar normal – domino. Lipatan – lipatan yang terbentuk di sepanjang sesar utara – selatan ini mempunyai klosur yang lebih kecil berarah
baratlaut – tenggara dan tersusun membentuk en-echelon (Heidrick & Aulia, 1993). Formasi yang termasuk dalam Kelompok Sihapas adalah Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan Formasi Duri, pengendapan kelompok ini berakhir pada masa Miosen Tengah dengan pengendapan transgressive marine shale dari Formasi Telisa.
(4) Fase Keempat (F3) Fase ini merupakan fase kompresi, terjadi dari zaman Miosen Akhir sampai sekarang (sekitar 13 juta tahun lalu – sekarang). Fase ketiga (F2) berakhir ditandai dengan berakhirnya proses pengendapan Formasi Telisa dan mulai teredapkannya Formasi Petani (Miosen Tengah – Plistosen). Pengendapan Formasi Petani merupakan akhir dari fase transgresi yang panjang dan awal dari fase regresi di Cekungan Sumatera Tengah. Selanjutnya Formasi Minas diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Petani, berlangsung sampai sekarang. 2.1.2 STRATIGRAFI REGIONAL
Proses sedimentasi di Cekungan Sumatera Tengah dimulai pada awal Tersier, mengikuti proses pembentukan cekungan half graben yang sudah berlangsung sejak zaman Kapur hingga awal Tersier. Konfigurasi batuan dasar cekungan tersusun oleh batuan – batuan metasedimen berupa graywacke, kuarsit, agilit. Batuan dasar ini diperkirakan berumur Mesozoik. Pada beberapa tempat, batuan metasedimen ini terintrusi oleh granit (Koning & Darmono, 1984 dalam Wibowo, 1995). Menurut Eubank dan Makki (1981) dalam Heidrick dan Aulia (1993), stratigrafi regional pada Cekungan Sumatera Tengah dibagi menjadi lima unit stratigrafi, yaitu :
(1) BATUAN DASAR (BASEMENT) Batuan dasar berumur pra – Tersier ini ini terbagi menjadi empat satuan litologi (Eubank dan Makki, 1981 dalam Heidrick dan Aulia, 1993), yaitu : a. Mallaca Terrane atau kelompok kuarsit, yang terdiri dari kuarsit, argilit, batugamping kristalin, pluton – pluton granit dan granodiorit yang berumur Jura dan dapat ditemui di bagian coastal plain di timurlaut. b. Mutus Assemblages, zona sutura yang memisahkan antara Mallaca Terrane Mergui Terrane . Kumpula Mutus terletak di sebelah baratdaya coastal plain
dan terdiri dari baturijang radiolarian, meta-argilit, serpih merah, lapisan tipis batugamping, dan batuan beku basalat. c. Mergui Terrane, terletak pada bagian barat dan baratdaya dari Kelompok Mutus. Kelompok ini tersusun atas graywacke, pubbly-mudstone yang berasal dari Formasi Bahorok, serta kuarsit. Selain itu, terdapat juga argilot,
filit, batugamping, dan Tuff dari Formasi Kluet, serta sandstone-shale dan juga terdapat Batugamping Alas. d. Kualu Terrane, terletak di bagian baratlaut Kelompok Mergui yang berumur Perm-Karbon. Kelompok ini tersusun atas filit, batusabak, tuff, dan batugamping.
Gambar 2.5 Sebaran Batuan Dasar di Cekungan Sumatera Tengah (Pertamin BPPKA, 1996)
(2) KELOMPOK PEMATANG Kelompok Pematang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar, kelompok ini berumur Eosen – Oligosen. Distribusi sedimen diperkirakan berasal dari blok yang mengalami pengangkatan pada lingkungan fluviatil dan blok lain turun menjadi danau. Sedimen kelompok ini umumnya diendapkan pada lingkungan danau, sungai, dan delta. William dan Kelley (1985) membagi Kelompok Pematang dalam lima formasi, yaitu: a. Formasi Lower Red Beds
Tersusun oleh batulempung berwarna merah – hijau, batulanau, batupasir kerikilan dan sedikit konglomerat serta breksi yang tersusun oleh pebble kuarsit dan filit. Kondisi lingkungan pengendapan diinterpretasikan berupa alluvial braid-plain dilihat dari banyaknya muddy matrix di dalam
konglomerat dan breksi
b. Formasi Brown Shale
Formasi ini cukup banyak mengandung material organik, dicirikan oleh warna yang coklat tua sampai hitam. Tersusun oleh serpih dengan sisipan batulanau, di beberapa tempat terdapat selingan batupasir, konglomerat dan paleosol. Ketebalan formasi ini mencapai lebih dari 530 m di bagian depocenter . Formasi ini diinterpretasikan diendapkan di lingkungan danau
dalam dengan kondisi anoxic dilihat dari tidak adanya bukti bioturbasi. Interkalasi batupasir batupasir –konglomerat diendapkan oleh proses fluvial channel fill . Menyelingi bagian tengah formasi ini, terdapat beberapa
horison paleosol yang dimungkinkan terbentuk pada bagian pinggiran/batas danau yang muncul ke permukaan (lokal horst ), diperlihatkan oleh rekaman inti batuan di komplek Bukit Susah. Secara tektonik, formasi ini diendapkan pada kondisi penurunan cekungan
yang cepat sehingga aktivitas fluvial
tidak begitu dominan. c. Formasi Coal Zone
Secara lateral, formasi ini dibeberapa tempat equivalen dengan Formasi Brown Shale. Formasi ini tersusun oleh perselingan serpih dengan batubara
dan
sedikit
batupasir.
Lingkungan
pengendapan
dari
formasi
ini
diinterpretasikan berupa danau dangkal dengan kontrol proses fluvial yang tidak dominan. Ditinjau dari konfigurasi cekungannya, formasi ini diendapkan di daerah dangkal pada bagian aktif graben menjauhi depocenter d. Formasi Lake Fill
Tersusun oleh batupasir, konglomerat dan serpih. Komposisi batuan terutama berupa klastika batuan filit yang dominan, secara vertikal terjadi penambahan kandungan litoklas kuarsa dan kuarsit. Struktur sedimen gradasi normal dengan beberapa gradasi terbalik mengindikasikan lingkungan pengendapan fluvial-deltaic. Formasi ini diendapkan secara progradasi pada lingkungan fluvial menuju delta pada lingkungan danau. Selama pengendapan formasi ini, kondisi tektonik mulai tenang dengan penurunan cekungan yang mulai melambat ( late rifting stage ). Ketebalan formasi mencapai 600 m. e. Formasi Fanglomerate
Diendapkan disepanjang bagian turun dari sesar sebagai seri dari endapan aluvial. Tersusun oleh batupasir, konglomerat, sedikit batulempung berwarna hijau sampai merah. Baik secara vertikal maupun lateral, formasi ini dapat bertransisi menjadi formasi Lower Red Bed, Brown Shale, Coal Zone dan Lake Fill .
Gambar 2.6 Skema Evolusi Pembentukan Cekungan Sumatera Tengah Kelompok Pematang (William dkk, 1985) ; A: Eosen Awal, pembentukan awal cekungan dan pengendapan Lower Red Beds ; B: Eosen Tengah, penurunan cekungan secara cepat sehingga menghasilkan lingkungan
danau anoxic dengan pengendapan Formasi Brown Shale yang lambat ; C: Oligosen, adanya gaya kompresi dari strike slip system mengakibatkan terjadinya pengangkatan dan erosi pada batas cekungan; D: Oligosen Akhir – Miosen Awal, erosi yang cepat oleh lapisan yang terangkay dan mengisi cekungan yang ada.
(3) KELOMPOK SIHAPAS Kelompok Sihapas yang terbentuk pada awal episode transgresi terdiri dari Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan Formasi Duri.
Kelompok ini tersusun oleh batuan klastika lingkungan fluvial-deltaic sampai laut dangkal. Pengendapan kelompok ini berlangsung pada Miosen awal – Miosen tengah. a.
Formasi Menggala
Tersusun oleh batupasir konglomeratan dengan ukuran butir kasar berkisar dari gravel hingga ukuran butir sedang. Secara lateral, batupasir ini bergradasi menjadi batupasir sedang hingga halus. Komposisi utama batuan berupa
kuarsa yang dominan, dengan struktur sedimen trough cross-bedding dan erosional
basal
scour .
Berdasarkan litologi penyusunnya diperkirakan
diendapkan pada fluvial-channel lingkungan braided stream. Formasi ini dibedakan dengan Lake Fill Formation dari kelompok Pematang bagian atas berdasarkan tidak adanya lempung merah terigen pada matrik (Wain et al., 1995). Ketebalan formasi ini mencapai 250 m, diperkirakan berumur awal Miosen bawah. b. Formasi Bangko
Formasi ini tersusun oleh serpih karbonan dengan perselingan batupasir halus-sedang. Diendapkan pada lingkungan paparan laut terbuka. Dari fosil foraminifera planktonik didapatkan umur N5 (Blow, 1963). Ketebalan maksimum formasi kurang lebih 100 m. c. Formasi Bekasap
Formasi ini tersusun oleh batupasir masif berukuran sedang-kasar dengan sedikit interkalasi serpih, batubara dan batugamping. Berdasarkan ciri litologi dan fosilnya, formasi ini diendapkan pada lingkungan air payau dan laut terbuka. Fosil pada serpih menunjukkan umur N6 – N7. Ketebalan seluruh formasi ini mencapai 400 m. d. Formasi Duri
Di bagian atas pada beberapa tempat, formasi ini equivalen dengan formasi Bekasap. Tersusun oleh batupasir halus-sedang dan serpih. Ketebalan maksimum mencapai 300 m. Formasi ini berumur N6 – N8. f.
Formasi Telisa
Formasi Telisa yang mewakili episode sedimentasi pada puncak transgresi tersusun oleh serpih dengan sedikit interkalasi batupasir halus pada bagian bawahnya. Di beberapa tempat terdapat lensa-lensa batugamping pada bagian bawah formasi. Ke arah atas, litologi berubah menjadi serpih mencirikan kondisi lingkungan yang lebih dalam. Diinterpretasikan lingkungan pengendapan formasi ini berupa lingkungan Neritik – Bathyal. Secara regional, serpih marine dari formasi ini memiliki umur yang sama dengan Kelompok Sihapas, sehingga kontak Formasi Telisa dengan dibawahnya adalah transisi fasies litologi yang berbeda dalam posisi stratigrafi dan tempatnya. Ketebalan f ormasi ini mencapai 550 m, dari hasil analisis fosil didapatkan umur formasi ini berkisar dari N6 – N11.
(4) KELOMPOK PETANI Kelompok Petani diendapkan secara tidak selaras di atas Kelompok Sihapas. Kelompok Petani terdiri dari Lower Petani yang merupakan endapan laut (marine) dan Upper Petani yang merupakan endapan laut sampai delta. Formasi ini diendapkan mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai, dan ke atas sampai lingkungan delta yang menunjukkan penurunan muka air laut. Kelo mpok ini terdiri atas batupasir, batulempung, batupasir gloukonitan, d an batugamping yang dapat ditemui di bagian bawah seri sedimen tersebut, sementara itu batubara dapat ditemukan di bagian atas dan terjadi saat pengaruh laut semakin berkurang. Secara keseluruhan Kelompok Petani memiliki tebal 6000 kaki dan berumur Miosen Atas – Pliosen Bawah. Penentuan umur bagian atas Kelompok Petani terkadang membingungkan karena tidak adanya fosil laut. Hidrokarbon yang berada pada batupasir kelompok ini dianggap tidak komersial dikarenakan di bagian bawahnya terdapat batulempung Formasi Telisa yang tebal. Gas biogenik terdapat dalam jumlah yang besar dan telah dijadikan target eksplorasi terutama di Lapangan Seng dan Segat. (5) FORMASI MINAS
Formasi Minas merupakan endapan Kuarter yang terdapat secara tidak selaras di atas Kelompok Petani. Tersusun atas pasir dan kerikil, pasir kuarsa lepas berukuran halus sampai sedang serta limonit berwarna kuning yang diendapkan pada lingkungan fluvial sampai darat. Proses pengendapan Formasi Minas masih berlangsung sampai saat ini dan menghasilkan endapan aluvial berupa campuran kerikil, pasir, dan lempung. 2.2 PETROLEUM SYSTEM 1. BATUAN SUMBER (SOURCE ROCK)
Sumber utama akumulasi minyak di cekungan Sumatera Tengah adalah serpihan lakustrin dari Kelompok Pematang. Unit – unit sumber ini merupakan lapisan tertekan terhadap sebuah rangkaian graben rift berumur paleogen. Penyebaran lapisan batuan sumber sampai graben ini sangat dipengaruhi oleh morfologi struktur, gelombang sedimen, posisi graben dan lakustrin yang terhubung dengan variasi fasies.
2. RESERVOIR
Dalam Cekungan Sumatera Tengah, reservoir terdapat pada batuan Kelompok Sihapas dan Pematang. Di bagian atas ataupun bawah Formasi Sihapas, batupasir merupakan penghasil minyak pada daerah Lalang dan Mengkapan, namun hanya batupasir bagian bawah Formasi Sihapas yang memiliki ketebalan yang cukup tebal dan menyediakan aspek komersial yang sangat penting. Reservoir Sihapas bagian bawah umumnya bersih, batupasir berkuarsa, mengandung sedikit glaukonit, lempung detrital, feldspar dan fragmen batuan. Porositas secara umum baik dengan rata – rata 25% pada daerah Lalang dan agak sedikit di daerah Mengkapan bagian dalam. 3. SEAL
Secara regional, serpih di atas Formasi Telisa menyediakan penutup atas untuk akumulasi minyak sampai pasri Kelompok Sihapas. Hasil dari sumur Lalang adalah serpih pada kelompok Sihapas biasanya tidak efektif sebagai penutup intraformasi. 4. MIGRASI
Migrasi terjadi sepanjang retakan, sesar dan ketidakselarasan. Susunan keseluruhan struktur graben telah ditunjukkan oleh arah migrasi, baik primer maupun sekunder. Migrasi yang terjadi adalah hidrokarbon keluar dari sumber ke arah flexural hinge graben sepanjang garis tepi
batas sesar.
2.3 POTENSI HIDROKARBON
Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Hal ini terbukti dengan banyaknya lapangan – lapangan penghasil minyakbumi yang terdapat di cekungan ini, contohnya Lapangan Minas, Lapangan Duri, Lapangan Bekasap, dll. Lapangan Duri sendiri di tahun 1994 telah mencapai produksi puncak nya yakni 300.000 barel per hari. Secara kumulatif di tahun 2006, Lapangan Duri telah mencapai angka produksi sebanyak 2 Milyar barel. Lapangan Minas merupakan lapangan minyakbumi terbesar di Asia Tenggara, Lapangan Minas tercatat telah mencapai produksi kumulatif sebanyak 4 Milyar barel pada tahun 1997.
Gambar 2.7 Lapangan Duri
BAB III KESIMPULAN
Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar.
Faktor pengontrol utama struktur geologi regional di Cekungan Sumatera Tengah adalah kehadiran Sesar Sumatera yang terbentuk pada zaman Kapur.
Terdapat lima unit stratigrafi di Cekungan Sumatera Tengah, yakni : Batuan Dasar (basement ), Kelompok Pematang, Kelompok Sihapas, Kelompok Petani, dan Formasi Minas
DAFTAR PUSTAKA
Eubank, R.T., dan Makki, A.C., 1981, Structural Geology of the Central Sumatera Back-Arc Basin, Proceedings of Indonesian Petroleum Association, Tenth Annual Convention,
hal. 153-174 Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1993, A Structural and Tectonic Model of The Coastal Plain Block, Central Sumatera Basin, IPA 22th, hal 285-304
Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1996, Regional Structural Geology of The Central Sumatera Basin, Petroleum Geology of Indonesian Basin, Pertamina BPPKA Indonesia, hal. 13-
156 Wibowo, R.A., 1995, Pemodelan Termal Sub-Cekungan Aman Utara Sumatra Tengah, Bidang Studi Ilmu Kebumian – Program Pasca Sarjana Institut Teknologi Bandung, Unpublished .