Evaluasi Lahan Migas Cekungan Barakan, Maluku

Oleh: Drs.Panuju, M.T. Dalam satu dekade terakhir, cadangan minyak dan gas bumi Indonesia mengalami penurunan yang terus menerus, yaitu sekitar 2,4% per tahun. Hal ini tidak dapat dibiarkan mengingat minyak dan gas bumi merupakan sumber energi strategis yang sangat penting untuk pembangunan nasional dan sekaligus juga komoditi yang sangat vital dalam mendukung perekonomian negara. Oleh karena itu ketersediaan cadangan migas nasional perlu tetap dipertahankan melalui penemuan lapangan-lapangan migas baru, terutama di kawasan timur Indonesia yang belum banyak dikaji (frontier area), tetapi dianggap potensial dari sudut pandang geologi. Berkaitan dengan hal tersebut, sejumlah studi sumberdaya hidrokarbon telah dilakukan, diantaranya di Cekungan Barakan yang secara geografis terletak di sebelah timur Kepulauan Tanimbar atau di kawasan barat perairan Arafura. (Gambar 1) Pemilihan daerah ini untuk diteliti tidak terlepas dari studi DIPA Lemigas 2008 mengenai Potensi Migas Cekungan Arafura yang sejumlah datanya menunjukkan adanya penebalan sedimen di daerah tersebut yang memungkinkan pembentukan hidrokarbon.Gambar 1. Peta Posisi Cekungan Barakan Dalam Kerangka Tektonik Lempeng Eurasia Australia (Barber et al., 1991)Perlu diketahui bahwa selain data yang menunjukkan keberadaan sedimen yang cukup tebal, Daerah Barakan juga dikelilingi oleh sejumlah lapangan migas besar. Lapangan gas yang terdekat dan mungkin memiliki perkembangan tektonik yang relatif sama dengan daerah studi adalah Lapangan Abadi yang memiliki play batupasir berumur Yura. Kemiripan dalam evolusi tektonik kedua daerah terutama dapat dilihat dari kemiripan dalam suksesi sedimennya. Suksesi sedimen yang relatif sama dan cukup tebal (mencapai 8 TWT) memberikan harapan bahwa meskipun oil/gas seeps atau oil show belum dijumpai di Daerah Barakan dan sekitarnya, batuan sumber yang telah matang dan menghasilkan hidrokarbon diperkirakan ada di bawah permukaan. Demikian juga dengan batuan reservoir yang menjadi tempat akumulasi hidrokarbon dan batuan penyekat yang berperan penting dalam sistim perangkap diperkirakan keberadaannya relatif memadai. Merujuk pada pelamparan geografis Cekungan Barakan yang didelineasi oleh Barber et al. (2003), cekungan tersebut hanya meliputi wilayah geografis yang terlalu sempit untuk mengakomodasi kemungkinan adanya prospect atau lead di luar Cekungan Barakan serta kemungkinan untuk mendapatkan data permukaan dari pulau terdekat. Oleh karena itu, jangkauan dari studi ini juga dibuat meliputi kawasan-kawasan yang berada di sekitar Cekungan Barakan, termasuk diantaranya Kepulauan Tanimbar sebagai daerah yang memiliki singkapan sedimen terdekat, serta Lapangan Abadi sebagai daerah proven yang akan dilihat perbandingan perkembangan tektonik dan stratigrafinya. Data yang digunakan dalam studi ini meliputi data seismik 2D dalam bentuk data digital (segY) dengan panjang total lebih kurang 2874 km (22 lintasan seismik), 3 sumur eksplorasi dan 36.873 titik gayaberat.

Tujuan studi ini adalah mengetahui potensi hidrokarbon Daerah Barakan melalui analisis petroleum system dan pemetaan lead dan prospect secara sistematis, serta membuat pemeringkatan prospect atau lead. Hasil studi ini akan digunakan untuk memberikan masukan kebijakan bagi pemerintah dalam menentukan Wilayah Kerja Baru yang akan ditawarkan. Selain itu, hasil studi ini juga diharapkan dapat berguna bagi perusahaan-perusahaan yang akan menginvestasikan dananya dalam kegiatan eksplorasi migas di kawasan Indonesia Timur. Diharapkan, lead atau prospect yang teridentifikasi, pada saatnya akan dapat ditingkatkan statusnya menjadi cadangan melalui aktifitas pemboran eksplorasi sehingga cadangan hidrokarbon Indonesia dapat segera ditingkatkan. Metodologi dalam penelitian ini disusun secara sistematik, yaitu dimulai dengan pengumpulan data geologi dan geofisika, yang selanjutnya disusul analisis laboratorium untuk mengetahui lapisan-lapisan batuan yang berfungsi sebagai elemen-elemen petroleum system. Sementara itu, analisis biostratigrafi dan seismik digunakan untuk mengetahui stratigrafi runtunan dan paleogeografi, yang setelah diintegrasikan dengan hasil analisis sejarah geologi akan digunakan untuk analisis pemodelan cekungan. Pemodelan ini dilakukan untuk memahami aspek petroleum system yang meliputi gambaran kondisi tingkat kematangan termal batuan induk, yang setelah dikombinasikan dengan evaluasi struktur geologi dalam beberapa episode dapat dipergunakan untuk mengetahui kapan terjadinya pembentukan hidrokarbon dan arah migrasi hidrokarbon yang dihasilkan dari waktu ke waktu. Pemetaan bawah permukaan berdasarkan data seismik yang dipandu hasil analisis sikuenstratigrafi dan data sumuran digunakan untuk mengidentifikasi lapisan-lapisan yang berpotensi menjadi play dan selanjutnya diikuti dengan penentuan prospect dan lead. Potensi sumberdaya hidrokarbon dihitung berdasarkan integrasi data volume batuan reservoir dalam lead dan atribut reservoir, yang kemudian diikuti pemeringkatan prospect berdasarkan atribut geological chance factor (GCF). Cekungan Barakan memiliki suksesi batuan yang disusun oleh paket batuan yang berumur antara Kambrium sampai Resen dengan ketebalan diperkirakan mencapai 8 km. Sementara itu, analisis biostratigrafi terhadap sampel yang diperoleh dari survey lapangan menunjukkan umur antara Trias Akhir (Carnian) sampai resen. Beberapa sesar yang berkembang di daerah penelitian telah membentuk terban (graben) yang terisi sedimen cukup tebal, seperti Calder Graben dan Malita Graben berumur Mesozoik yang di Lapangan Lynedoch Australia dan Lapangan Abadi Indonesia telah terbukti menghasilkan gas, dan Goulburn Graben berumur Paleozoik yang meskipun oil/gas show dijumpai hampir pada semua sumur yang dibor tetapi penemuan akumulasi hidrokarbon belum terjadi.Melalui analisis sikuenstratigrafi, 14 unit sikuen berhasil diidentifikasi pada suksesi sedimen yang ada di daerah studi. Adanya unit sikuen 2.1 dan 2.2 berumur Yura Tengah pada lokasi Sumur Abadi-1 yang tidak dijumpai pada lokasi sekitar Sumur Barakan-1 menunjukkan bahwa suksesi sedimen berumur Yura dan lebih tua di Daerah Abadi dipastikan berkembang jauh lebih baik jika dibandingkan dengan yang ada di daerah Barakan. Namun demikian, mengingat Sumur Barakan-1 dibor pada daerah tinggian, suksesi sedimen berumur tersebut diperkirakan berkembang juga pada sejumlah rendahan di Daerah Barakan.Merujuk pada data geokimia Sumur Barakan-1 dan sampel lapangan, batuan yang diperkirakan memiliki peran sebagai batuan induk di Cekungan Barakan adalah serpih berumur Kambrium sampai Yura yang mengandung material organik (TOC) lebih dari 0,5% dengan hydrogen index (HI) sekitar 25-160%. Sementara itu, untuk serpih berumur Kapur, nilai TOC dapat mencapai 3,45%. Di lain pihak, kandungan TOC dari serpih berumur Pra-tersier yang diperoleh dari lapangan berkisar antara 0,12-10%, dengan hidrogen Index (HI) menunjukkan nilai maksimum 280. Kesemua itu merupakan indikator bahwa bahan organik yang terkandung dalam batuan sumber di daerah penelitian diklasifikasikan sebagai kerogen tipe III penghasil gas. Pada perconto Sumur Barakan-1, Ro dapat mencapai nilai 0,67 0,97% yang mengindikasikan bahan organik sudah matang. Namun demikian, nilai Ro maksimal pada perconto lapangan adalah 0,44 yang mengindikasikan tingkat kematangan termal yang masih relatif rendah tetapi menjelang matang.Batuan yang paling potensial sebagai kandidat reservoir adalah batupasir Formasi Plover dari unit Sikuen 2 sampai 2.2 yang berumur Yura. Batuan ini memiliki porositas mencapai 13% dengan permeabilitas terukur 610mD di Sumur Abadi-1. Kandidat reservoir potensial lain adalah batupasir unit Sikuen-4 berumur Kapur yang meskipun sebagian bersifat vulkanikan tetapi memiliki porositas antara 20% hingga 25%. Sementara itu, dari hasil analisis petrografi perconto lapangan, beberapa lapisan batupasir dan batugamping berumur Kapur Akhir sampai Miosen juga diketahui memiliki potensi cukup baik sebagai kandidat reservoir. Batuan yang diidentifikasi memiliki fungsi sebagai penyekat adalah batulempung Formasi Montara yang berumur Yura Tengah-Akhir dan batulempung Formasi Wangarlu yang berumur Kapur Akhir. Sementara potensi batulempung Formasi Klasafet yang berumur Miosen-Pleistosen masih diragukan. Hal ini karena belum ada play berumur Tersier di daerah studi yang telah terbukti menghasilkan hidrokarbon, meskipun reservoir dan struktur tutupan yang cukup baik dijumpai.Berdasarkan integrasi hasil analisis sikuenstratigrafi, paleogeografi, dan data litologi sumur, sejumlah play dari batupasir dan batugamping berumur Kambrium sampai Tersier berhasil ditentukan. Namun ditinjau dari berbagai faktor, reservoir berumur Yura adalah yang paling potensial, karena selain memiliki reservoir dengan porositas yang bagus, play berumur Yura juga ditumpangi oleh batuan penyekat yang memadai untuk membentuk sistem perangkapdan batuan overburden yang relatif tebal. Reservoir ini pada Sumur Koba-1 memiliki ketebalan 75 kaki dengan porositas rata-rata 24%. Pada Sumur Abadi-1, reservoar batupasir Formasi Plover yang berumur Yura memiliki ketebalan total 1186 dengan ketebalan lapisan antara 12 sampai 129. Porositas batuan sekitar 21% dengan permeabilitas mencapai 1000mD. Reservoir berumur Yura yang teridentifikasi dari geologi lapangan adalah batupasir Formasi Wotar (Yura) yang diperkirakan ekivalen dengan Formasi Plover yang memiliki porositas visual sekitar 11%. Analisis pemodelan cekungan yang dilakukan pada lintasan komposit dari beberapa penampang seismik (menghubungkan Sumur Barakan-1 dan Sumur Abadi-1) menunjukkan bahwa kematangan batuan dimulai pada sekitar 415 Ma (Devon), yaitu pada batuan yang berumur Kambrium. Pada saat ini, zona batuan yang secara termal matang diperkirakan berada di kedalaman 1500m. Sementara itu, dari model saturasi dan migrasi diperoleh informasi bahwa walaupun pembentukan hidrokarbon sudah dimulai pada 83.5 Ma (Kapur Akhir), saturasi hidrokarbon yang memungkinkan untukmigrasi hidrokarbon baru terjadi pada permulaan Miosen (23 Ma), yang kemudian berlangsung hingga saat ini (0 Ma). Namun demikian, migrasi yang terjadi diperkirakan belum terlalu jauh dari kitchen area.Dari hasil pemetaan bawah permukaan didapatkan area-area tutupan (closure) yang diantaranya meliputi area A dan B yang terletak pada bagian selatan, serta area C dan D yang ada di bagian utara daerah penelitian. Secara stratigrafi, Area A mencakup zona SB-2.1 dan zona SB-2.2, Area B mencakup zona SB- 2.1, SB-2.2, SB-3 dan SB-5, Area C mencakup zona SB-3 dan zona SB-5, sedangkan Area D mencakup zona SB-3, SB-5, SB- 8, SB-9 dan SB-11. Merujuk kepada definisi yang dibuat oleh Magoon & Dow (1994) dan BP MIGAS (2011), area-area tutupan pada daerah penelitian tergolong sebagai lead area.Merujuk pada batuan sumber yang umumnya memiliki Kerogen Tipe III (gas prone), perhitungan potensi sumberdaya hanya dilakukan untuk Gas Case. Perhitungan volumetrik hidrokarbon pada daerah penelitian yang didasarkan pada pemetaan bawah permukaan dengan menggunakan atribut reservoir menunjukkan bahwa original gas inplace (OGIP ), serta Recoverable Resources (gas yang dapat terambil) pada lead area adalah sebagai berikut: Original gas inplace (OGIP): 5031 BCF (Base/best estimation) atau setara dengan 896 MMBOE. Recoverable Resources: 3773 BCF (Base/best estimation) atau setara dengan 672 MMBOEPemeringkatan yang dilakukan terhadap lead yang berhasil diidentifikasi di daerah studi menunjukkan bahwa lead yang memiliki geological chance factor relatif tinggi adalah Lead A, B dan C, sedangkan potensi OGIP yang terbaik terdapat pada Lead B dan D. Setelah dilakukan penilaian secara keseluruhan, Lead B diangap sebagai kawasan yang paling prospek dan memiliki rasio keberhasilan paling tinggi untuk dieksplorasi lebih lanjut. Hal ini karena lead tersebut menempati posisi stratigrafi dan geografi yang paling dekat dengan pod of active source rock (diperkirakan kurang dari 20 km).Resiko pada kegiatan eksplorasi di Cekungan Barakan terutama terletak pada faktor perangkap, batuan sumber yang umumnya memiliki kandungan TOC relatif rendah, dan batuan penyekat yang relatif tipis. Selain itu, faktor tektonik kompresi yang sampai sekarang masih berlangsung kemungkinan juga telah menghasilkan sesar yang memotong perangkap atau mengakibatkan reaktifasi sesar pada perangkap tipe kombinasi perlipatan dan sesar, sehingga perangkap hidrokarbon mengalami kebocoran