KONDISI GEOLOGI DAN POTENSI HIDROKARBON SERTA SISTEM PETROLEUM PADA CEKUNGAN SUMATRA UTARA
Magdalena Agustini D.U 21100110110009 Teknik Geologi Universitas Diponegoro, Semarang
INTI SARI Cekungan Sumatera Utara terbentuk selama Tersier (Oligosen Awal), pada lempeng Eurasia atau Paparan Sunda yang merupakan bagian dari Back-arc Basin lempeng Sunda yang meliputi jalur yang terbentang dari Medan sampai Banda Aceh. Stratigrafi regional Cekungan Sumtra Utara dari tua ke muda yaitu Formasi Parapat, Formasi Bampo, Formasi Belumai, Formasi Baong, Formasi Keutapang, Formasi Seurula, Formasi Julu Rayeu, Vulkanik Toba, dan Alluvial. Sistem Petroleum Cekungan Sumatra Utara terdiri dari Serpih Baong bagian bawah, Serpih Bampo, Serpih Peutu dan Belumai sangat potensial sebagai reservoir. Reservoir yang memproduksi hidrokarbon di Cekungan Sumatera Utara, seperti batuan karbonat Miosen pada Formasi Peutu dan Formasi Boang. Namun hanya Batupasir Sembilan dan Sungai Besitang yang memiliki nilai ekonomis. Serpih Bampo menjadi penyekat yang efektif bagi reservoir klastik berumur Oligosen (Formasi Parapat) dan reservoir batuan dasar. Migrasi hidrokarbon di Cekungan Sumatera utara berasal dari tiga kitchen utama, seperti Tamiang Deep, Pase Deep dan Lhok Sukon Deep. Mekanisme pemerangkapan di Cekungan Sumatera Utara terdiri dari perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan kombinasi keduanya. Keywords: Cekungan Sumatra Utara, Back Arc Basin, Petroleum System, Potensi Hidrokarbon PENDAHULUAN
Bagian barat Indonesia memiliki sekitar 22 cekungan yang telah berproduksi, sedangkan bagian timur sekitar 38 cekungan sedimen yang masih berada pada tahap eksplorasi. Cekungan-cekungan di Indonesia wilayah barat yang terletak pada bagian Back-arc Basin Lempeng Sunda (Eurasia), meliputi cekungan Sumatera Utara, cekungan Sumatera Tengah, cekungan Sumatera Selatan, cekungan Sunda-Asri, Cekungan Utara Jawa, Cekungan Jawa Timur, Cekungan Barito, Cekungan Kutai, Cekungan Tarakan, Cekungan Natuna Barat, dan Cekungan Natuna Timur. Cekungan-cekungan sedimen pada wilayah Barat terbentuk pada akhir kala Eosen dimana terjadi proses pelebaran
cekungan yang diisi material sedimen lakustrin dan fluvial. Proses transgresi terjadi pada Middle Oligosen-Middle Miosen, yang terisi material-material fluvial, tertimbun sedimen delta dan karbonat pada kala Oligosen akhir - Miosen awal. Lalu terbentuk lapisan perangkap pada pertengahan kala Miosen, di mana proses transgresi maksimum. Di akhir kala Miosen -Pliosen, mulai terbentuk struktur-struktur kompresi, akibat adanya desakan gaya tektonik dari lempeng Indo-Australia terhadap lempeng sunda (Eurasia). DASAR TEORI
Minyakbumi adalah cairan kental, berwarna coklat gelap, kehijauan yang mudah terbakar, yang berada di lapisan atas dari beberapa area di kerak bumi.
Petroleum system adalah suatu sistem dasar yang digunakan untuk mengetahui keberadaan hidrokarbon di bawah permukaan. 1. Source Rock (Batuan Induk) Adalah batuan dimana minyak dan gas bumi terbentuk. Umumnya berupa shale atau clay yang tebal dan mengandung material organik. Shale dan clay terdapat 80% dari keseluruhan batuan sedimen di bumi. Meskipun demikian jumlah material organik yang terkandung hanya 1% - 2% saja. 2. Reservoir Rock (Batuan Reservoir) Adalah batuan dimana minyakbumi dan atau gasbumi dapat mengalir ke atau di dalamnya karena sifat batuannya yang berporous (dan permeable), seperti batupasir atau batuan karbonat. 3. Trap (Perangkap) Adalah tempat dimana minyak dan gasbumi terperangkap, setelah bergerak / berpindah dari source rock. Perangkap ini berupa structural trap dari suatu bentuk antiklin, Dome, sesar, dan stratigraphy trap, seperti sand channel, sand bar, dsb. 4. Migrasi Adalah berpindahnya minyak dan gasbumi dari sumbernya ke posisi perangkap melalui batuan permeable atau rekahan akibat adanya sesar. Dari jumlah hidrokarbon yang terbentuk hanya 1% saja yang bermigrasi dan terperangkap, sisanya hilang ke permukaan bumi.
Gambar 1.1 Pemodelan adanya migrasi minyak dan gas bumi bawah permukaan
5. Seal / Cap Rock (Batuan Penutup) Adalah batuan impermeable yang terletak diatas reservoir, sehingga hidrokarbon tidak akan keluar dari perangkap. Batuan impermeable ini berfungsi sebagai seal, contohnya shale dan karbonat massif. Sesar dapat pula berfungsi sebagai seal bila sesar tersebut diisi oleh endapan mineral yang terjadi secara kimiawi. PEMBAHASAN
1. Kondisi geologi Cekungan Sumatra Utara Cekungan Sumatera Utara adalah salah satu dari tiga cekungan busur belakang yang terbentuk selama Tersier (Oligosen Awal), pada lempeng Eurasia atau Paparan Sunda (Sastromihardjo, 1988). Tektonik ekstensional mendominasi sejarah Cekungan Sumatera di awal Tersier dan membentuk struktur tinggian dan rendahan, membentuk perangkap dan tempat tumbuhnya terumbu sebagai daerah kitchen. Tektonik kedua adalah kompresional yang juga membentuk perangkap sebagai struktur inversi. Daerah ini merupakan bagian dari Back-arc Basin lempeng Sunda yang meliputi jalur yang terbentang dari Medan sampai Banda Aceh. Di sebelah barat jalur ini dibatasi oleh singkapansingkapan pra-Tersier. Dapat dikatakan bahwa lempung hitam (black clay) dan batupasir bermika (micaceous sandstone), mungkin merupakan pengendapan nonmarin. Transgresi baru dimulai dengan batupasir Peunulin atau batupasir Belumai, yang tertindih oleh Formasi Telaga. Formasi regresi diwakili oleh Formasi Keutapang dan Formasi Seureula yang merupakan lapisan resevoir utama. Daerah cekungan ini terdiri dari cekungan yang dikendalikan patahan batuan dasar. Semua cekungan tersebut adalah pendalaman Paseh (Paseh deep). Di sini juga letak dearah terangkat blok Arun, yang dibatasi patahan berarah utara-selatan.
Gambar Error! No text of specified style in document..2 Litostratigrafi Sumatera Utara (Kamioli dan Naim, 1973, Mulhadiono, 1975, Cameron dkk., 1980). Cekungan Paseh membuka ke arah utara ke lepas pantai, ke sebelah selatan tempat depresi Tamiang dan depresi Medan. Di antara kedua depresi tersebut terdapat daerah tinggi, dan di sana Formasi Peunulin / Telaga / Belumai langsung menutupi batuan dasar. Minyak ditemui pada formasi ini (Diski, Batumandi), lebih ke selatan lagi terdapat depresi Siantara dan daerah cekungan dibatasi lengkung Asahan dari cekungan Sumatera Tengah. Struktur cekungan Sumatera Utara diwakili berbagai lipatan yang yang membujur barat laut-tenggara yang diikuti sesar naik. Di sini diketahui bagian barat relatif naik terhadap bagian timur. Perlipatan terjadi di Plio-Plistosen. 2. Stratigrafi Cekungan Sumatra Utara
Proses tektonik cekungan telah membuat stratigrafi regional cekungan Sumatera Utara dengan urutan dari tua ke muda adalah sebagai berikut : 1. Formasi Parapat Formasi Parapat dengan komposisi batupasir berbutir kasar dan konglomerat di bagian bawah, serta sisipan serpih yang diendapkan secara tidak selaras. Secara regional, bagian bawah Formasi Parapat diendapkan pada lingkungan laut dangkal dengan fosil Nummulites di Aceh. Formasi ini berumur Oligosen. 2. Formasi Bampo Formasi Bampo komposisi utama adalah serpih hitam dan tidak berlapis, umumnya berasosiasi dengan pirit dan gamping. Lapisan tipis batugamping, ataupun batulempung berkarbonatan dan mikaan sering dijumpai. Formasi ini miskin fosil, sesuai lingkungan pengendapannya yang tertutup atau dalam kondisi reduksi (euxinic). Formasi ini berumur Oligosen atas sampai Miosen bawah. Ketebalan formasi berkisar antara 100 – 2400 meter. 3. Formasi Belumai Pada timur cekungan berkembang Formasi Belumai identik dengan formasi Peutu yang hanya berkembang di cekungan bagian barat dan tengah. Terdiri dari batupasir glaukonit berselang – seling dengan serpih dan batugamping. Di daerah Formasi Arun bagian atas berkembang lapisan batupasir kalkarenit dan kalsilutit dengan selingan serpih. Formasi Belumai selaras diatas Formasi Bampo dan selaras dengan Formasi Baong, ketebalan 200 – 700 meter. Lingkungan pengendapan Formasi ini adalah laut dangkal sampai neritik yang berumur Miosen awal. 4. Formasi Baong
Formasi Baong terdiri batulempung abu-abu kehijauan, napalan, lanauan, pasiran. Umumnya kaya fosil Orbulina sp, dan diselingi lapisan tipis pasir halus serpihan. Di daerah Langkat Aru beberapa selingan batupasir glaukonitan serta batugampingan pada bagian tengah. Formasi ini dinamakan Besitang River Sand dan Sembilan sand yang keduanya reservoir produktif berumur Miosen Tengah hingga atas. 5. Formasi Keutapang Formasi Keutapang tersusun selangseling antara serpih, batulempung, beberapa sisipan batugampingan dan batupasir berlapis tebal terdiri atas kuarsa pyrite, sedikit mika, dan karbonan terdapat pada bagian atas dijumpai hidrokarbon. Ketebalan formasi ini 404–1534 meter. Formasi Keutapang merupakan awal siklus regresi dari sedimen dalam cekungan Sumatera Utara yang terendapkan dalam lingkungan delta sampai laut dalam sampai Miosen akhir. 6. Formasi Seurula Formasi ini agak susah dipisahkan dari Formasi Keutapang dibawahnya. Formasi Seurula merupakan kelanjutan facies regresi, dengan litologinya batupasir, serpih dan dominan batulempung. Dibandingkan dengan Formasi Keutapang, Formasi Seurula berbutir lebih kasar banyak ditemukan pecahan cangkang moluska dan foraminifera planktonik lebih banyak. Ketebalan Formasi ini 397 – 720 meter. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan bersifat laut selama awal Pliosen. 7. Formasi Julu Rayeu Merupakan formasi teratas dari siklus endapan laut di cekungan Sumatera Utara. Litologinya batupasir halus - kasar, batulempung dengan mika, dan pecahan cangkang
moluska. Ketebalannya 1400 meter, lingkungan pengendapan laut dangkal pada akhir Pliosen Plistosen. 8. Vulkanik Toba Merupakan tufa hasil kegiatan vukanisme Toba yang berlangsung pada Plio-Plistosen. Litologinya tufa dan endapan-endapan kontinen seperti kerakal, pasir dan lempung. Tufa toba diendapkan tidak selaras diatas formasi Julu Rayeu. Ketebalan lapisan ini 150 – 200 meter berumur Plistosen. 9. Alluvial Satuan terdiri dari endapan sungai (pasir, kerikil, batugamping dan batulempung) dan endapan pantai yaitu, pasir sampai lumpur. Ketebalannya mencapai 20 meter. 3. Sistem Petroleum Cekungan Sumatra Utara a. Batuan Induk dan Kematangan Serpih Baong bagian bawah memiliki potensi buruk sampai baik dengan TOC 1,07% dan mayoritas tipe kerogennya sapropelik dan humic, diendapkan pada lingkungan laut. Data Geokimia mengindikasikan secara umum mengalami kematangan termal untuk membentuk hidrokarbon. Serpih Bampo memiliki potensi batuan induk yang baik di cekungan ini (Kingstone, 1978). Serpih ini euxinic dan kaya akan material organik yang diendapkan di lingkungan lakustrin. Serpih Peutu dan Belumai merupakan batuan induk yang potensial di Cekungan Sumatera Utara dengan TOC 0,52% – 1,62% dan rata-rata 0,84%. Tipe utama kerogen dari serpih Peutu adalah serpih yang cenderung menghasilkan minyak. Serpih dari Formasi Bampo adalah batuan induk yang diendapkan di lingkungan lakustrin selama tahap synrift dan serpih Formasi Baong adalah
batuan induk tahap post-rift yang diendapkan di lingkungan laut. Tipe kerogen dominan dari serpih Baong adalah tipe III yang sangat kaya akan gas (Indeks Hidrogen < 200), yang semakin ke dalam, Indeks Hidrogen (IH) cenderung semakin mengecil dan tidak potensial (Peter and Cassa, 1994). b. Reservoir Reservoir yang memproduksi hidrokarbon di Cekungan Sumatera Utara, seperti batuan karbonat Miosen yang tumbuh sebagai terumbu (Batugamping Arun/Malaka) pada Formasi Peutu. Hanya Batupasir Sembilan dan Sungai Besitang yang memiliki nilai ekonomis, dimana keduanya menghasilkan hidrokarbon di Lapangan Sungai dan Besitang. Menurut Mulhadiono (1982), diendapkan oleh arus turbidit, dan sumber endapan berasal dari Bukit Barisan (arah baratdaya) dan Sunda Shield (arah timur) dan dibagian tenggara area ini, lapisan yang ekivalen dengan MBS diendapkan oleh mekanisme arus turbidit dengan sumber material pengendapan berasal dari Bukit Barisan (PertaminaBEICIP, 1985). Batupasir Baong bagian bawah terbentuk di Selat Malaka berdekatan dengan Sunda Shield, sebagai sumber material pengendapan. Batupasir kuarsa yang heterogen, argillaceous, sangat halus sampai sangat kasar, menyudut tanggung sampai membundar tanggung, terpilah buruk sampai baik, glaukonitik, friable serta tersementasi dengan baik yang potensial menjadi reservoir. c. Penyekat Serpih Bampo menjadi penyekat yang efektif bagi reservoir klastik berumur Oligosen (Formasi Parapat) dan reservoir batuan dasar. Serpih Baong
bagian bawah menjadi penyekat bagi batuan karbonat Peutu. Serpih Baong bagian atas terbukti sebagai penyekat atas dari cebakan struktur pada reservoir MBS baik yang terbentuk di daratan maupun lepas pantai Cekungan Sumatera Utara. Di Kuala Langsa terbentuk kolom hidrokarbon setebal 377 m, 305 m kolom gas di Arun dan 410 m kolom minyak dan gas di Paluh Tabuhan Barat. Serpih ini di dalam formasi sebagai penyekat di bagian atas Formasi Keutapang dan Seureula. d. Migrasi dan Pengisian Pemodelan cekungan mengindikasikan bahwa hampir seluruh Cekungan Sumatera Utara membentuk gas secara termal dari kitchen saat syn-rift. Berdasarkan Reeves dan Sulaeman (1995), migrasi hidrokarbon di Cekungan Sumatera utara berasal dari tiga kitchen utama, seperti Tamiang Deep, Pase Deep dan Lhok Sukon Deep. e. Perangkap Mekanisme pemerangkapan di Cekungan Sumatera Utara terdiri dari perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan kombinasi keduanya. Di Paparan Malaka dan di kemiringan cekungan, perangkap terumbu build up terbentuk sangat baik di karbonat Peutu, terutama di blok milik Exxon Mobil NSO dan Blok Pase. Perangkap struktur juga terbentuk sangat baik sebagai roll over di batupasir Keutapang dan antiklin dengan dipclosure yang sederhana di MBS dan Batupasir Belumai. Di pusat area, perangkap utamanya adalah perangkap struktur yang terbentuk sebagai akibat dari aktifitas pengangkatan Barisan, seperti antiklin dan flower structure (Mobil North Sumatera Team, 1995). Perangkap yang terbentuk berupa antiklin, shale
swell, roll over dan drapping. Perangkap stratigrafi juga ditemukan di area ini sebagai kipas turbidit dari MBS dan perangkap terumbu build up dari karbonat Peutu yang melampar di tinggian batuan dasar. KESIMPULAN
1. Cekungan Sumatera Utara terbentuk selama Tersier (Oligosen Awal), pada lempeng Eurasia atau Paparan Sunda yang merupakan bagian dari Back-arc Basin lempeng Sunda yang meliputi jalur yang terbentang dari Medan sampai Banda Aceh. 2. Stratigrafi regional Cekungan Sumtra Utara dari tua ke muda yaitu Formasi Parapat, Formasi Bampo, Formasi Belumai, Formasi Baong, Formasi Keutapang, Formasi Seurula, Formasi Julu Rayeu, Vulkanik Toba, dan Alluvial. 3. Sistem Petroleum Cekungan Sumatra Utara terdiri dari : a. Batuan Induk dan Kematangan Serpih Baong bagian bawah, Serpih Bampo, Serpih Peutu dan Belumai sangat potensial sebagai reservoir. b. Reservoir Reservoir yang memproduksi hidrokarbon di Cekungan Sumatera Utara, seperti batuan karbonat Miosen yang tumbuh sebagai terumbu (Batugamping Arun/Malaka) pada Formasi Peutu dan Formasi Boang. Namun hanya Batupasir Sembilan dan Sungai Besitang yang memiliki nilai ekonomis. c. Penyekat Serpih Bampo menjadi penyekat yang efektif bagi reservoir klastik berumur Oligosen (Formasi Parapat) dan reservoir batuan dasar.
d. Migrasi dan Pengisian Migrasi hidrokarbon di Cekungan Sumatera utara berasal dari tiga kitchen utama, seperti Tamiang Deep, Pase Deep dan Lhok Sukon Deep. e. Perangkap Mekanisme pemerangkapan di Cekungan Sumatera Utara terdiri dari perangkap struktur, perangkap stratigrafi dan kombinasi keduanya. DAFTAR PUSTAKA
http://dyazo.blogspot.com/2012/04/cekunga n-sumatra-utara.html http://smiatmiundip.wordpress.com/2012/05 /17/perkembangan-tektonik-pulausumatra/ http://www.slideshare.net/magdalenaagustin i/savedfiles?s_title=north-sumatera-basin20981061&user_login=ridwangeosakti Kingstone, J., 1978, Oil and Gas Generation, Migration and Accumulation in the North Sumatera Basin,Indonesian Pet. Assoc., 7th Annual Convention Proceedings. Mulhadiono, Sutomo, J.A., 1984, The Determination of Economic Basement of Rock Formation in Exploring the Langkat-Medan Area, North Sumatera Basin, Indonesian Pet. Assoc., 13th Annual Convention Proceedings. PERTAMINA - BEICIP, 1985, Hydrocarbon Potential of Western Indonesia, PERTAMINA. Peter KE and Cassa MR., 1994, Applied Source Rock Geochemistry, in Magoon LB and Dow WG, 1994, The Petroleum System from Source to Trap,AAPG Memoir 60, p. 93-117.
