9. Endapan Quarter
2.2. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan 1. Batuan Induk
2.2.4. Batuan Penyekat
batulempung yang memiliki porositas baik permeabilitas tinggi tetapi pelamparannya terbatas.
2.2.3. Migrasi
Waktu migrasi pembentukan minyak ditentukan oleh peningkatan aliran penambahan dan sejarah pengendapan yang berasosiasi dengan tektonisme Miosen, sementara akumulasi hidrokarbon kemungkinan baru terdistribusi mengikuti sesar yang berkaitan dengan orogenesa Plio-Pleistosen.
Migrasi minyak dari Formasi Talang Akar-Lahat menuju ke Formasi Air Benakat seharusnya melalui sistem sesar normal pada batuan yang berhenti pada Formasi Air Benakat. Deformasi selanjutnya mengakibatkan minyak yang terbentuk bermigrasi langsung ke struktur baru dari deformasi Plio-Plistosen sementara sejumlah minyak merembes ke lapisan reservoir pada Formasi Air Benakat yang lebih atas.
2.2.4. Batuan Penyekat
Serpih intraformasi dari Formasi Air Benakat menjadi penyekat yang efektif begitu pula dengan serpih Formasi Talang Akar, serpih Formasi Gumai dan Formasi Air Benakat. Diantara semuanya, bagian tebal dari serpih laut Formasi Gumai dipertimbangkan sebagai batuan penyekat regional untuk hampir semua play Talang Akar dan Baturaja.
2.2.5. Perangkap
Trap pada daerah ini lebih didominasi oleh struktural seperti antiklinorium, sesar inversi yang menghasilkan lipatan, over thrust ,dll. Kemudian ada trap stratigrafi berupa reef pada formasi baturaja. Yang terjadi pada saat tektonik inversion pada kala Pleio – Pleistosen. Sementara Horst dan graben yang tersesarkan dengan intesif dan terkontak langsung dengan formasi talang akar juga dapat menjadi indikasi dari traping.
25 2.2.6. Kematangan
Dengan menggunakan beberapa parameter geokimia (Tmax vs HI, VR data vs TTI; Wahab, 1986) terlihat bahwa kebanyakan dari Formasi Air Benakat belum matang atau mulai matang, Formasi Gumai mulai matang-matang sementara Formasi Talang Akar telah matang-matang dan beberapa telah lewat matang. Formasi Talang Akar mencapai kematangan pada awal 20 juta tahun yang lalu paling lambat 10 juta tahun yang lalu dan memasuki fase gas basah pada 2-5 juta tahun lalu.
Karakteristik umum dari properti geokimia batuan dasar di Sumatera Selatan dapat disimpulkan sebagai berikut:
Gambar 2.11. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan ( Barber 2005 ).
26 2.3. Petroleum Play
Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan back arc basin dari pulau Sumatera, dimana Formasi Talang Akar, Baturaja, Gumai, Air Benakat, dan Muara Enim merupakan oil – bearing formation.
Pada Kala Eosen, terjadi ekstensional yang diakibatkan dari lateral
escape kolisi India Australia menyebabkan rifting pada beberapa daerah di
Indonesia yang merupakan awal dari pembentukan hidrokarbon. Rifting pada Sumatera mempunyai pola half graben yang memanjang NE - SW. Dimana sesar - sesar pada footwall dari basement tersebut akan terjadi reaktivasi / inversi yang kemudian akan membentuk closure - closure berarah SE – NW. Pada kala Miosen dimungkinkan hidrokarbon mulai bergerak dan terakumulasi pada saat Plio-Pleistosen.
Pada Kala Oligosen, diendapkan formasi lahat sebagai endapan
synrift, dimana endapan ini mempunyai fasies lakustrin pada lingkungan
darat. Menempati bagian terdalam dari basin dan tersebar secara setempat di atas batuan dasar. Merupakan batuan sumber dari cekungan Sumatera Selatan, dengan tipe kerogen I, yaitu oil prone.
Kemudian pada pada Oligosen atas, diendapkan formasi talang akar yang merupakan fasies fluvio-deltaic dengan endapan sangat tebal. Karena faasies ini, kemudain formasi talang akar dapat bertindak sebagai sumber dan reservoir, dimana lingkungan delta lebih cenderung kepada tipe II dan tipe III yang terdiri dari reservoir berisi gas lebih banyak, penyusun berupa kerogen vitrinit berasal dari tanaman tingkat tinggi. Reservoir utama yaitu terletak pada batupasir kuarsa Formasi Talang Akar dimana berfase braided
– meander river serta delta dimana sangat baik untuk reservoir.
Pada Miosen bawah, transgresi berlanjut sehingga reef tumbuh pada tinggian basement yang dimana berkembang menjadi reef build up dengan penyebaran yang terpisah. Tight dan porous karbonat terdapat pada formasi ini. Disini fasies mudstone yang merupakan perkembangan dari
back reef, dengan endapan berbutir halus dimungkingkan juga menjadi
27
supported sampai boundstone merupakan reservoir karbonat dengan tipe perangkap berupa stratigraphic diagenetic. Dengan tipe porositas berupa
Vuggy, interkristalin, intergranular, dan fracture porosity yang terdistribusi
secara random pada batugamping formasi baturaja, yang terbentuk atas proses syn sedimentation dan post sedimentation yang terdiri atas fabric
selective dan non fabric selective.
Kemudian pada Formasi Gumai, diendpakn shale tebal yang merupakan seal / batuan tudung yang sangat baik bagi reservoir di bawahnya. Kemudian pada Formasi Gumai terdapat sisipan batupasir secara setempat yang lain adalah endapan turbidit dari submarine fan. Serta batuan shale yang dapat berpotensi sebagai source rock.
Pada Miosen atas, formasi air benakat dienedapkan pada lingkungan delta – shallow marine dengan hetrolitic sediment, yaitu perselingan batupasir tipis dengan shale. Merupakan reservoir penghasil minyak bumi. Kemudian diatasnya diendapkan formasi muara enim dengan status batuan reservoir dengan butiran yang lebih kasar dan sortasi lebih baik daripada air benakat. Dimungkingkan sumber berasal dari Formasi Gumai, Lahat serta Talang Akar.
28
Gambar 2.12. Petroleum system dan tektonostratigrafi Cekugan Sumatera Seletan
Proses generasi minyak terjadi di kitchen area pada pusat dari basin itu dan menurut data geokimia , generasi terjadi pada saat Miosen tengah sampai Pliosen, yang kemudian proses migrasi terjadi pada saat Miosen sampai Plio-Pleistosen. Kemudain pembentukan jalur migrasi itu sendiri terjadi pada saat syn-rift dan growth fault pada saat fase sagging tectonic serta tentu pada saat inversi Plio-Pleistosen. Dimana Minyak pada formasi lahat dimungkingkan bermigrasi sepanjang jalur jalur sesar pada basement, sbagian menuju ke atas dan sebagian menuju pada basement fracture open
fracture pada daerah basement high, yang menyebabkan terbentuknya basement reservoir seperti di Suban milik Pt. Pertamina.
Proses pembentukan trap terjadi pada saat orogenesa dan
stratigraphic trap seperti pinch out, dan diagenetic berasosiasi disini dan
beberapa trap faulted block juga terjadi di daerah ini, serta mengontrol dari arah sedimentasi. Akumilasi terjadi pada saat Plio-Pleistosen atau setelah terjadi proses orogenesa sehingga Hidrokarbon dapat terakumulasi. Serta Proses preservasi terjadi pada saat Plio-Pleistosen – Resen, dimana pada
