I. Peta Lokasi

Cekungan Sumatra Tengah merupakan salah satu cekungan penghasil minyak

bumi yang paling utama di Indonesia. Dalam rangka explorasi dan eksploitasi minyak

bumi, banyak hal telah ditulis untuk membuat model geologi Cekungan Sumatra

Tengah berdasarkan data-data baik berupa seismik, log listrik, core dan analisis-

analisisnya.

Cekungan Sumatra Tengah (gambar 1) merupakan bagian dari beberapa

cekungan yang ada di sumatra, yang mana dibatasi pada bagian barat laut yaitu

Cekungan Sumatra Utara, dibagian tenggara yaitu Cekungan Sumatra Selatan,

dibagian selatan yaitu Cekungan Bengkulu dan di bagian barat daya yaitu Cekungan

Ombilin.

Gambar 1.Lokasi Cekungan Sumatera Tengah

II. Fisiografi

Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan belakang busur atau back arc

basin yang berkembang di sepanjang tepi barat dan selatan Paparan Sunda yang

terletak di sebelah barat daya Asia Tenggara. Cekungan ini merupakan hasil dari

perkembangan struktur geologi yang berkembang akibat adanya tumbukan dari

lempeng Samudra Hindia dengan lempeng Asia Tenggara yang arahnya oblique atau

1

menyudut. Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan busur belakang yang

memiliki batuan dasar (basement) paling dangkal di sepanjang tepi lempeng Sunda.

Sistem cekungan busur dalam ini diawali dari cekungan Sumatra Utara kemudian

sejajar mengikuti pola zona tumbukan antara lempeng Samudera Hindia dengan

lempeng Eurasia. Cekungan ini dibatasi di bagian barat dan barat daya oleh Bukit

Barisan, bagian utara oleh Busur Asahan, bagian tenggara oleh Tinggian Tigapuluh,

dan bagian Timur oleh Sunda Craton.

Gambar 2. Posisi Cekungan Sumatra Utara

Cekungan Sumatra Tengah mulai terbentuk pada awal Tersier (Eosen-Oligosen)

dan merupakan seri dari struktur half graben yang terpisah oleh block horst. Batuan

Tersier tersingkap dari Bukit Barisan di sebelah barat Sumatra hingga ke dataran

pantai timur Sumatra. Pada beberapa daerah half graben ini diisi oleh sedimen clastic

non marine dan sedimen danau dari Formasi Pematang yang mencapai ketebalan 6000

kaki. Proses pengangkatan, perlipatan dan pensesaran terjadi pada Formasi Pematang

dan diikuti oleh amblesan secara regional yang menjadikan cekungan tersebut berada

dalam kondisi transgresi pada Miosen Awal. Cekungan Sumatra tengah berbentuk

asimetris yang mengarah barat laut- tenggara. Bagian yang terdalam terletak pada

bagian barat daya dan melandai ke arah Timur Laut. Hal ini disebabkan karena adanya

patahan-patahan bongkah pada landas cekungan yang umumnya berbentuk half

graben.

2

III. Tatanan Tektonik

Gambar 3. Peta tektonik Cekungan Sumatera

Tatanan tektonik yang terdapat pada Cekungan Sumatera Tengah dipengaruhi

oleh pergerakan dan tumbukan antara Lempeng Samudera India dengan Lempeng

Eurasia, yang dicirikan oleh blok-blok patahan yang umumnya membentuk orietasi

utara-selatan yang berupa rangkaian horst dan graben. Terdapat dua pola struktur

utama di Cekungan Sumatera Tengah, yaitu yang lebih tua cenderung berarah utara-

selatan (N-S) dan pola-pola muda cenderung berarah baratlaut-tenggara (NW-SW).

Sistem patahan blok yang terutama berarah utara-selatan, membentuk suatu seri horst

dan graben, yang mengontrol pola pengendapan sedimen Tersier Bawah. Menurut De

Coster (1974) bentuk struktur yang saat ini berkembang di Cekungan Sumatera

Tengah dihasilkan oleh sekurang-kurangnya tiga fase tektonik utama yang terpisah,

3

yaitu Orogenesa Mesozoikum Tengah (Pretertiary), Tektonik Kapur Akhir-Tersier

Awal (Eocene-Oligocene) dan Orogenesa Plio-Plistosen. Orogenesa Mesozoikum

Tengah ditafsirkan merupakan penyebab utama termalihannya endapan-endapan

Paleozoikum dan Mesozoikum yang sekarang dikenal sebagai batuan dasar.

Secara umum keadaan teknonik dan stratigrafi di Cekungan Sumatra Tengah dapat

digambarkan dalam 3 phase utama (major cycles). Ke tiga phase tectonic ini adalah:

1. Pre rift – yang terdiri dari batuan dasar (basement) lebih tua dari Tertiary. Batuan

dasar ini ber orientasi NW- SE dan NNW-SSE. Struktur yang ada pada umumnya

berupa patahan yang tentunya telah mengalamai “reactivation” menjadi sesar naik

dan geser. Patahan patahan ini juga merupakan batas dari “basement terranes”

yang ada. Ada 5 struktur utama yang berkembang, yaitu Mountain Front , Central

Deep, Kubu High, Rokan Uplift dan Coastal Plain. Mountain Front dibagian barat

yang mana berada pada pinggiran bukit barisan yang tersingkap menjadi sturktur

antiklin, ke bagian utara ada Kubu High, sedangkan di bagian selayan ada Central

Deep. Akumulasi sedimen yang tebal pada bagian Central Deep yang dibatasi ke

bagian timar oleh sturuktur patán yang membentuk tinggian yaitu Rokan Uplift..

Struktur dan batuan dari “basement” ini sangat berpengaruh pada pembentukkan

struktur dan endapan batuan Tertiary diatasnya.

Gambar 4. Perkembangan tektonik Cekungan Sumatera Tengah fase Pre-rift yang

mendasari pembentukan cekungan (G,MERTOSONO, !PA 1974)

4

2. Phase Synrift – yaitu phase pembentuk kan rift pada awal Eocene – akhir

Oligocene yang di isi oleh endapan Grup Pematang yang terdiri dari 3 formasi

yaitu Lower Red Bed, Browns Shale dan Upper Red Bed, kurang lebih mulai dari

50 – 25.5 Ma. Geometry dari rift ini adalah ’’half graben“. Pada awal terjadi

pembentukan rift atau graben endapan Pematang yang terdiri dari endapan alluvial

dan fluvial. Endapan alluvial Lower Red Bed yang di dominasi oleh batuan

conglomerate/ fanglomerate , batu pasir dan mudstone yang berwana merah

dengan sortasi pada umumya buruk. Diatas Lower Red Bed di endapan kan Brown

Shale, yang merupakan endapan “lacustrine” dan merupakan source rock untuk

Cekungan Sumatra Tengah. Brown Shale terutama terdiri dari batuan serpih

berwarna coklat tua ke hitaman serta di beberapa tempat ada coal dan batu pasir

halus. Serpih pada Brown Shale sangat kaya akan bahan organic dengan TOC.

Phase synrift di akhiri dengan endapan fluvial dari Upper Red Bed . Upper Red

Bed secara umum terdiri dari batu pasir yang dibeberapa tempat konglomeratan,

batu lempung dan paleosol. Akhir dari syn rift di Cekungan Sumatra Tengah umur

nya adalah 25.5 Ma.

Gambar 5. Fase tektonik pembentukan rift

5

3.a. Phase post rif - sagging. Pada masa ini secara umum Cekungan Sumatra Tengah

mengalami penurunan dan akibatnya air laut mulai menggenangi Cekungan ini.

Endapan pada phase ini adalah Grup Sihapas yang terdiri dari formasi-formasi

Menggala, Bangko, Bekasap, Duri dan Telisa. Secara umum terjadi suatu

transgresi. Grup Sihapas bagian bawah terdiri dari batu pasir dengan kualitas

porositas dan permeabilitas yang bagus sekali yang juga merupakan reservoir

utama di Cekungan Sumatra Tengah. Sedangkan bagian atas di dominasi

endapan serpih dan batu pasir halus terutama di Formasi Telisa yang meupakan

“seal” untuk cebakan hidrokarbon. Namun di beberapa tempat endapan Telisa

yang merupakan endapan neritic sampai laut dangkal juga punya potensi sebagai

reservoir terutama yang di endapkan di estuarine system. Phase ini di akhiri pada

13.8 Ma yang secara regional di Cekungan Sumatra Tengah di tandai dengan

endapan dari arah Bukit Barisan (Wing Foot member of Petani Formation) yang

mengendap secara “on lapping” pada Formasi Telisa.

3.b. Post rift uplift. Pada phase ini secara umum penurunan Cekungan Sumatra

Tengah mulai melambat. Genang laut yang terjadi sebelum nya mulai ke arah

regressi, dimana Formasi Petani di endapkan. Secara regional ini bersamaan

dengan pembentuk kan pegunungan Bukit Barisan. Mulai dari phase ini,

pembentuk kan struktur struktur perangkap hidrokarbon di Cekungan Sumatra

dimulai dan berlanjut sampai puncak nya (pengangkatan) pada akhir Miocene (5

Ma). Struktur lain yang juga menjadi ciri utama di Cekungan Sumatra Tengah

adalah dikenali nya (pengangkatan) pada akhir Miocene (5 Ma). Struktur lain

yang juga menjadi ciri utama di Cekungan Sumatra Tengah adalah dikenalinya

struktur Sunda Fold .Merupakan struktur yang terjadi akibat sesar geser (wrench

fault) pada half graben. Cirinya adalah anticlinal di puncak struktur dan synclinal

di dasar struktur.

6

Gambar 6. Fase tektonik (post rift uplift) Plio-Pliestosen

IV. Stratigrafi Regional

Batuan dasar yang berfungsi sebagai landasan Cekungan Sumatera Tengah dapat

dibagi menjadi tiga kelompok batuan, yaitu Mallaca Terrane, Mutus Assemblage, dan

Graywacke Terrane. Ketiganya hampir paralel .

1. Quartzite Terrane atau disebut juga Mallaca Terrane terdiri dari kuarsit,

batugamping kristalin, sekis danserpih yang berumur 295 Ma dan 112 – 122,

150 Ma serta diintrusi oleh pluton granodioritik dan granitik yang berumur

Jura. Kelompok ini dijumpai pada coastal plain yaitu bagian timur dan timur

laut.

2. Mutus Assemblage (Kelompok Mutus), merupakan zona suture yang

memisahkan antara Quartzite Terrane dan Deep-Water Assemblage.

Kumpulan Mutus ini terletak di sebelah baratdaya dari coastal plain dan terdiri

dari batuan ofiolit dan sedimen laut dalam.

3. Deep – Water Mutus Assemblage atau disebut Graywacke Terrane, Kelompok

ini terletak dibagian baratdaya dari kelompok Mutus. Kelompok ini tersusun

oleh Graywacke, pebbly – mudstone dan kuarsit.

Secara tidak selaras diatas batuan dasar diendapkan suksesi batuan-batuan sedimen

Tersier. Stratigrafi Tersier di Cekungan Sumatera Tengah dari yang tua ke yang paling

7

muda adalah Kelompok Pematang, Kelompok Sihapas (Formasi Menggala, Bangko,

Bekasap, dan Duri), Formasi Telisa, Formasi Petani dan diakhiri oleh Formasi Minas.

Gambar 9. Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatra Tengah

Kelompok Pematang

Kelompok Pematang diendapkan tidak selaras di atas batuan dasar, kelompok ini

diendapkan pada lingkungan danau/lakustrin dan fluvial dengan sedimen yang berasal

dari tinggian disekelilingnya dan berumur Paleogen. Kelompok Pematang dibagi

menjadi tiga Formasi:

Formasi Lower Red Bed terdiri dari batulempung, batulanau, batupasir arkose,

konglomerat yang diendapkan pada lingkungan darat dengan sistem pengendapan

kipas alluvial dan berubah secara lateral menjadi lingkungan fluviatil dan lakustrin.

Formasi Brown Shale terdiri dari serpih berwarna coklat dan diendapkan pada

lingkungan lakustrin dalam sampai lakustrin dangkal. Selain batulempung, di formasi

ini juga terdapat endapan-endapan kipas alluvial dan turbid.

Formasi Upper Red Bed terdiri dari litologi batupasir, konglomerat dan serpih

merah kehijauan yang diendapkan pada lingkungan lakustrin.

8

Kelompok Sihapas

Kelompok Sihapas diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Pematang.

Unit–unit sedimennya merupakan sikuen transgresif yang menyebabkan

penenggelaman lingkungan pengendapan darat menjadi fluvio – deltaic. Flavio –

deltaic ini ditandai oleh sikuen batupasir menghalus ke atas yang bersifat

konglomeratik, berbutir kasar dan halus serta tertutup oleh serpih calcareous dan

mudstone. Formasi Bangko yang lingkungan pengendapannya sangat besar

dipengaruhi oleh intertidal dan laut. Sedimen–sedimennya diendapkan mulai Oligosen

Akhir sampai Miosen Awal. Sedimen Kelompok Sihapas meluas ke seluruh cekungan

dengan Formasi laut dalam Telisa di bagian atas yang menunjukkan bagian puncak

transgresi. Kelompok Sihapas terbagi menjadi empat formasi, yaitu :

Formasi Menggala, merupakan formasi paling tua di Kelompok Sihapas,

diperkirakan berumur Miosen Awal. Litologinya tersusun atas batupasir halus

sampai kasar yang bersifat konglomeratan. Lingkungan pengendapannya berupa

braided river sampai non – marine (Dr. Ukat Sukanta dan Dr. Darwin kadar,

1997). Ketebalan formasi ini mencapai 1800 kaki.

Formasi Bangko, berumur sekitar Miosen Awal. Formasi ini diendapkan secara

selaras diatas Formasi Menggala. Litologinya berupa serpih abu-abu yang bersifat

gampingan berselingan dengan batupasir halus sampai sedang. Lingkungan

pengendapannya Eustuarin (Dr. Ukat Sukanta dan Dr. Darwin kadar, 1997).

Ketebalan formasi ini sekitar 300 kaki.

Formasi Bekasap, mempunyai kisaran umur Miosen Awal. Formasi ini

diendapkan secara selaras diatas Formasi Bangko. Litologi penyusunnya berupa

batupasir dengan kandungan glaukonit di bagian atasnya serta sisipan serpih,

batugamping tipis dan lapisan tipis batubara. Lingkungan pengendapan dari

estuarin, intertidal, inner – neritic sampai middle / outer (Dr. Ukat Sukanta dan

Dr. Darwin kadar, 1997). Ketebalan formasi ini sekitar 1300 kaki.

Formasi Duri, merupakan bagian teratas dari Kelompok Sihapas. Formasi Duri

diendapkan secara selaras diatas Formasi Bekasap dan diperkirakan berumur

Miosen Awal. Litologinya berupa batupasir berukuran halus sampai medium

diselingi serpih dan sedikit batugamping. Lingkungan pengendapannya adalah

middle-outer Neritic (Dr. Ukat Sukanta dan Dr. Darwin kadar, 1997). Ketebalan

formasi ini maksimum 900 kaki.

9

Formasi Telisa

Formasi ini diendapkan secara menjari dengan formasi dibawahnya, yaitu

menjari dengan Formasi Bekasap disebelah barat daya, di sebelah timur laut menjari

dengan Formasi Duri (Yarmanto dan Aulia, 1998). Di beberapa tempat juga ditemukan

hubungan sejajar dengan formasi dibawahnya. Formasi ini berumur Miosen Awal –

Miosen Tengah terdiri dari suksesi batuan sedimen yang didominasi oleh serpih

dengan sisipan batu lanau yang bersifat gampingan, berwarna abu kecoklatan dan

terkadang dijumpai batugamping. Lingkungan pengendapan formasi ini mulai neritic,

sampai non – marine (Dr. Ukat Sukanta dan Dr. Darwin kadar, 1997)). Ketebalan

Formasi Telisa sekitar 1600 kaki. Satu peristiwa yang cukup penting di Cekungan

Sumatera Tengah adalah munculnya intrusi dan ekstrusi batuan beku berumur Miosen

Tengah (12 – 17 Ma) sesaat setelah hiatus Duri. Komposisi batuan-batuan intrusive

tersebut menunjukkan lingkungan kejadian cekungan belakang busur (Heidrick dan

Aulia, 1993).

Formasi Petani

Formasi Petani ini diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Telisa dan

Kelompok Sihapas dan berumur Miosen Tengah – Plistosen. Formasi ini berisi sikuen

monoton serpih – mudstone dan berisi interkalasi batupasir minor dan batulanau yang

kearah atas menunjukkan pendangkalan lingkungan pengendapan dan penyusutan

pengaruh laut sehingga lingkungan pengendapan berubah dari laut pada bagian

bawahnya menjadi daerah payau pada bagian atasnya. Formasi Petani merupakan awal

dari fase regresif yang menunjukkan akhir dari periode panjang transgresif di

Cekungan Sumatera Tengah.

Formasi Minas

Merupakan endapan kuarter yang diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi

Petani. Litologi Formasi minas terdiri dari laisan-lapisan tipis konglomerat, pasir

kuarsa, pasir lepas, kerikil, lempung yang merupakan endapan fluvial-alluvial yang

diendapkan dari zaman Plistosen hingga saat ini.

10

Gambar 8. Kolom Kronostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah

Gambar 9. Kolom tektononostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah

11

Gamabar 10. a) Penampang seismic di daerah Sumai (Cekungan Sumatera Tengah)

yang memperlihatkan adanya flower structure (b) Flattening seismic yang

memberikan ilustrasi konfigurasi half graben depocenter Sumai dan bagian yang

tererosi.

V. Mekanisme Pembentukan Cekungan

Cekungan Sumatra Tengah mulai terbentuk pada awal Tersier (Eosen-

Oligosen) dan merupakan seri dari struktur half graben yang terpisah oleh block horst.

Batuan Tersier tersingkap dari Bukit Barisan di sebelah barat Sumatra hingga ke

dataran pantai timur Sumatra. Pada beberapa daerah half graben ini diisi oleh sedimen

clastic non marine dan sedimen danau dari Formasi Pematang yang mencapai

ketebalan 6000 kaki. Proses pengangkatan, perlipatan dan pensesaran terjadi pada

Formasi Pematang dan diikuti oleh amblesan secara regional. Perkembangan cekungan

ini sangat dipengaruhi oleh dua sistem sesar utama, yaitu Sesar Sumatra dan Sesar

Malaka yang mengakibatkan penyesaran bongkah (block faulting) sebagai pull apart

basin.

12

Gambar 11. Pull apart basins

Bukit barisan merupakan jalur mobile yang terutama terdiri dari batuan Pre -

Tersier yang telah mengalami beberapa kali perlipatan, pengangkatan dan patahan di

Kala awal Tersier dan terakhir Kala Plio - Pleistosen hingga Resen sepanjang jalur

Sesar semangko yang mengakibatkan seluruh lapisan Tersier dan Pre - Tersier.

Dimana secara tektonik lempeng Jalur Bukit Barisan merupakan busur magmatik

(inner magmatic arc) yang dibatasi di sebelah Baratdaya oleh “inner - arc basin” dan

ke arah Baratdaya dari Inner - arc basin oleh busur luar dan subduction zone.

Gambar 12.Penampang Cekungan Sumatera Tengah

13

VI. Klasifikasi Cekungan

Seperti yang telah dibahas di atas mengenai mekanisme pembentukan

cekungan, Cekungan Sumatera Tengah mulai terbentuk pada awal Tersier (Eosen-

Oligosen) dan merupakan seri dari struktur half graben yang terpisah oleh block horst.

Batuan Tersier tersingkap dari Bukit Barisan di sebelah barat Sumatra hingga ke

dataran pantai timur Sumatra. Pada beberapa daerah half graben ini diisi oleh sedimen

clastic non marine dan sedimen danau dari Formasi Pematang. Proses pengangkatan,

perlipatan dan pensesaran terjadi pada Formasi Pematang dan diikuti oleh amblesan

secara regional. Perkembangan cekungan ini sangat dipengaruhi oleh dua sistem sesar

utama, yaitu Sesar Sumatra dan Sesar Malaka yang mengakibatkan penyesaran

bongkah (block faulting) sebagai pull apart basin.

Gambar 13. Klasifikasi jenis cekungan di Indonesia

14

VII. Petroleum System

• Batuan Sumber

Sumber utama akumulasi minyak di cekungan Sumatra tengah adalah serpihan

lacustrine dari Formasi Kelompok serpih Pematang/Kelesa. Unit-unit sumber ini

merupakan lapisan tertekan terhadap sebuah rangkaian graben rift berumur paleogen

dengan sumber utama tak lebih dari trend arah utara-selatan. Distribusi lapisan batuan

sumber sampai graben ini sangat di pengaruhi oleh morfologi struktur, gelombang

sedimen, posisi graben, dan lacustrine yang terhubung dengan variasi fasies. Meskipun

batuan sumber paling baik berasosiasi dengan fasies lacustrine energi rendah, unit

sumber lacustrine dangkal juga terbentuk. Variasi fasies sampai unit-unit sumber

memiliki timah terhadap bermacam-macam minyak yang dikembangkan.

Potensi sumber lebih lanjut yang ada sampai Formasi Telisa kelompok Sihapas dan

laut kecil terhadap unit paralic Kelompok Petani. Unit ini didomonasi oleh gas prone

kerogen.

Gambar 14. Petroleum system Cekungan Sumatra Tengah

15

• Reservoir

Pada cekungan Sumatra Tengah, reservoir terjadi sampai Kelompok Sihapas

dan Pematang. Baik bagian atas maupun bawah Formasi Sihapas, batupasir merupakan

penghasil minyak pada daerah Lalang dan Mengkapan, namun hanya batupasir bagian

bawah Formasi Sihapas yang sesuai dengan ilmu pengetahuan saai ini, menjadi cukup

tebal dan berkelanjutan untuk menyediakan aspek komersil yang sangat penting.

Reservoir Sihapas bagian bawah umumnya bersih, batupasir berkuarsa, mengandung

sedikit glaukonite, 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. Porositas primer intergranular adalah yang paling penting,

penamabahan pada daerah tersebut oleh porositas sekunder yang dihasilkan oleh

pelepasan alkali feldspar yang tidak stabil.

Batupasir berbutir kasar dan konglomerat Formasi Pematang seharusnya dapat

menjadi reservoir yang baik, jika lokasinya pada posisi perangkap migrasi

hidrokarbon.

• Seal

Sebuah penutup untuk pengidentifikasian rangkaian reservoir adalah

interbedded batulanau dan batulempung yang terlihat sampai masing-masing formasi.

Sebelumnya belum terlihat tanda-tanda adanya minyak atau resapan gas; jika ada dapat

mengindikasikan baik kurang dan terobosan penutup cekungan Sumatra Tengah.

Tekanan yang berlebihan Formasi Binio kelompok Petani pada reservoir pasir, sebagai

bukti dari sejumlah blowout di suatu daerah, dapat juga dianggap sebagai indikator

penutup.

Secara regional, serpih diatas Formasi Telisa menyediakan penutup atas untuk

akumulasi minyak sampai pasir Kelompok Sihapas. Hasil dari sumur Lalang adalah

bersesuaian dengan data yang terpublikasi (Hasan , Kamal & Langitan, 1977) bahwa

serpih pada Kelompok Sihapas biasanya tidak efektif dari keefektifan penutup

intraformasi.

• Maturasi

16

SUMMARY OF THE PETROLEUM SYSTEM

Cekungan Sumatra Tengah dianggap sebagai sebuah cekungan yang panas;

pada kenyataannya yang paling panas. Gradien geothermal rata-ratanya (“GTG”)

adalah 4,68oF/100 kaki. Harga rata-rata aliran panas saat ini di Sumatra antara 11,39

unit aliran panas (UAP) (kira-kira 3,6oF/100 kaki GTG) seluruh bagian utara cekungan

Sumatra sebesar 3,27 UAP (GTG 4,68oF/100 kaki dari 84 sumur) dari seluruh

cekungan Sumatra Tengah.

Generasi utama minyak pada graben sumber hidrokarbon utama telah terjadi

sejak umur Plio-Pleistosen. Migrasi aktif terjadi juga pada saat itu dan sebagai fase

terakhir dari struktur utama merupakan satu waktu (sezaman), struktur masih

berkembang hingga saat ini. Gas biogenik di Formasi Binio sampai cekungan Sumatra

tengah tersumberkan dan tertutup oleh batulempung yang kaya akan bahan organik

dan batulanau yang terasosiasikan dengan formasi tersebut. Gas diperoleh dari batang

bor di Formasi Binio dan interval metan hingga 98%. Hal ini dipercaya bahwa

penempatan gas ini terhubung dengan peristiwa kompresional berumur Miosen-Pliosen

di suatu daerah yang menhasilkan pengangkatan sebuah penurunan pada tekanan

pembebanan dan gas menjadi exsolved dari larutan terhadap perkembangan struktur.

• Migrasi

Migrasi dari sumber depocenter telah diatur terutama oleh morfologi struktur

dan waktu. Migrasi ulang yang kedua dari akumulasi minyak awal kedalam struktur

yang lebih muda juga terbentuk.

Migrasi terjadi sepanjang retakan, sesar dan ketidakselarasan. Susunan

keseluruhan struktur graben telah ditunjukan oleh arah migrasi, baik primer maupun

sekunder. Hal ini jelas terlihat bahwa migrasi ini keluar dari kedalaman dapur sumber

ke arah flexural hinge graben daripada sepanjang garis tepi batas sesar.

Ketinggian struktur sering terjadi pada platform dekat batas graben dimana

arah graben berubah atau dimana dua atau lebih graben menyilang (contoh ketinggian

Beruk, Napuh dan Melibur). Ketinggian-ketinggian ini telah termudakan, terangkatkan

dan terkena gaya tektonik oleh pergerakan Barisan.

17

Gambar 15. Tabel waktu pembentukan hidrokarbon

VIII. Penentuan Hidrokarbon

Batupasir bagian bawah Sihapas kemungkinan ada pada cekungan Sumatra

Tengah. Serpih lacustrine Formasi Pematang dan formasi Sihapas bagian bawah ini

kemungkinan yang menjadi batuan sumber penentu. Migrasi hidrokarbon dari batuan

sumber diatur oleh morfologi struktur dan waktu.

Gambar 16. Penentuan Hidrokarbon

IX. Kesimpulan

18

Cekungan Sumatra Tengah merupakan salah satu cekungan penghasil minyak bumi

yang paling utama di Indonesia. Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan

belakang busur atau back arc basin yang berkembang di sepanjang tepi barat dan

selatan Paparan Sunda yang terletak di sebelah barat daya Asia Tenggara.

Keadaan teknonik dan stratigrafi di Cekungan Sumatra Tengah dapat digambarkan

dalam 3 phase utama (major cycles). Ketiga phase tectonik ini adalah:

1. Fase Pre-Rift

2. Fase Syn-Rift

3. Fase Post-Rift

Stratigrafi Cekungan Sumatra Tengah Batuan dasar yang berfungsi sebagai landasan

Cekungan Sumatera Tengah dapat dibagi menjadi tiga kelompok batuan, yaitu :

Quartzite Terrane atau disebut juga Mallaca Terrane

Mutus Assemblage (Kelompok Mutus)

Deep – Water Mutus Assemblage atau disebut Graywacke Terrane

Kelompok Pematang

Kelompok Pematang dibagi menjadi tiga Formasi:

• Formasi Lower Red Bed

• Formasi Brown Shale

• Formasi Upper Red Bed

Kelompok Sihapas

Kelompok Sihapas terbagi menjadi empat formasi, yaitu :

• Formasi Menggala

• Formasi Bangko

• Formasi Bekasap

• Formasi Duri

19

Formasi Telisa

Formasi Petani

Formasi Minas

DAFTAR PUSTAKA

20

A. J. Barber, M. J. Crow & J. S. Milson, 2005. Geology, Resources, and Tectonic

Evolution Sumatra, Publisher by The Geological Society, London

D.R. Kingston, C.P. Dishroon, and P.A. Williams, Global Basin Classification System.

G. L. DE COSTER, 1974. The Geology of The Central and South Sumatra Basin, Proceeding 3rd Annual Convention IPA, Jakarta

Gumilar, bambang dkk, 1996. An analysis of Low Contrast Pay in Telisa sand Packages in central sumatera, Proceeding 25th Annual Convention IPA, Jakarta.

Hardjono & C. M. Atkinson, 1990. Coal Resources in Central Sumatra Indonesia, Direktorate of Mineral Resources, Jakarta

Koesoemadinata, 1980. Geologi Minyak dan Gasbumi. Edisi kedua, Jilid 2. Penerbit ITB.

PT Patra Nusa Data, 2006. Indonesia Basin Summaries.Jakarta.

R. Heryanto, N. Suwarna & H. Panggabean, 2004. Hydrocarbon Source Rock Potential of The Eocene-Oligocene Keruh Formation in The Southwestern Margin of The Central Sumatera Basin. Jakarta

S. Mertosono & G. A. S. Nayoan, 1974. The Tertiary Basinal Area of Central

Sumatera, Proceeding 3rd Annual Convention IPA, Yakarta

http://gc.lib.itb.ac.id/go.php?node=8 jbptitbgc-gdl-s1-2004-fatrialbah-210

21