cekungan sumatera tengah
DESCRIPTION
Central Sumatera BasinTRANSCRIPT
-
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
Tengah (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.
(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 2.3 Peta Pola Struktur Utama Batuan Dasar 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
Gambar 2.4 Fase Tektonik di Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan
Aulia, 1993)
-
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.
(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
Gambar 2.5 Sebaran Batuan Dasar di Cekungan Sumatera Tengah (Pertamin BPPKA, 1996)
-
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 batupasirkonglomerat 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.
-
(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
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.
-
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 formasi 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. Kelompok
ini terdiri atas batupasir, batulempung, batupasir gloukonitan, dan 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.