Laporan Pod Oil Expo Team Upn Yogyakarta

235 

Loading....

Loading....

Loading....

Loading....

Loading....

Teks penuh

(1)
(2)

ii

KATA PENGANTAR

Puji syukur ke hadirat Tuhan Yang Maha Kuasa yang telah memberikan segala berkat dan karunia-Nya, sehingga kami dapat menyelesaikan Laporan Plan of Development dalam acara Plan of Development Competition pada Oil EXPO 2015. Laporan ini merupakan laporan akhir dari pelaksanaan PLAN DEVELOPMENT LAPANGAN BETA, yang dilaksanakan berdasarkan Surat Perlombaan Plan of

Development Competition OIL EXPO 2015 pada bulan Mei 2015.

Penghargaan dan ucapan terima kasih yang tulus kami sampaikan kepada semua pihak khususnya kepada Tim POD UPN ‘Veteran’ Yogyakarta, Tim Pembimbing POD UPN ‘Veteran’ Yogyakarta yang terdiri dari staf Dosen dan alumni, atas segala bantuan, dukungan dan kerjasamanya yang baik dalam penyediaan data, diskusi, saran serta monitoring kualitas (quality control) pengolahan data POD selama ini sehingga studi dapat berjalan dengan baik dan lancar.

Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan dan kelemahan yang ada di laporan ini. Oleh karena itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun dari semua pihak demi pembuatan laporan yang lebih baik kedepan. Harapan kami semoga hasil studi ini bisa bermanfaat untuk Studi POD dan bisa menjadi tambahan wawasan dan pengetahuan bagi siapa saja yang membaca.

Yogyakarta, Juni 2015

Team POD UPN ”Veteran” Yogyakarta

(3)

iii DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL i

KATA PENGANTAR ii

DAFTAR ISI iii

DAFTAR GAMBAR vi

DAFTAR TABEL xi

BAB I EXECUTIVE SUMMARY 1

BAB II GEOLOGICAL FINDING AND REVIEWS 3

2.1. Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan 3 2.2. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan 21

2.3. Petroleum Play 26

2.4. Interpretasi Geologi Lapangan Beta 29

BAB III RESERVOIR DESCRIPTION 68

3.1. Kondisi Reservoir 68

3.2. Hydrocarbon In-Place 81

BAB IV CADANGAN DAN RAMALAN PRODUKSI 82

4.1. Klasifikasi Cadangan 82

4.2. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon 84

4.3. Simulasi Reservoir 91

4.4. Inflow Performance Relationship 97

BAB V DRILLING AND COMPLETION 102

5.1. Geologi Regional Cekungan Sumatra Selatan 102

5.2. Tujuan Pemboran 113

5.3. Data Sumur 113

5.4. Ringkasan Operasi Pemboran 114

5.5. Program Pahat 115

5.6. Program BHA 115

5.7. Perencanaan Desain Lumpur (Mud Program) 116

5.8. Casing Design 117

5.9. Program Semen 118

5.10. Profil Sumur 119

5.11. Completion 121

(4)

iv

5.13.Waktu Rencana Pelaksanaan Pemboran dan Estimasi Biaya

Pemboran 121

5.14. Program Kerja 125

BAB VI FASILITAS PRODUKSI 133

6.1. Fasilitas Sumuran 133

6.2. Fasilitas Transportasi ke Stasiun Pengumpul 135

6.3. Fasilitas Stasiun Pengumpul 136

BAB VII FIELD DEVELOPMENT SCENARIO 145

7.1. Sejarah Lapangan Beta 145

7.2. Tahapan Pengembangan Lapangan. 145

7.3. Skenario Pengembangan Lapangan. 146

7.4. Strategi Pengembangan Lapangan 152

BAB VIII HSE DAN CSR 157

8.1. Perumusan Masalah 157

8.2. Safety Golden Rules Pt. Sangsaka Energy 157 8.3.Tujuan Dan Manfaat Melakukan Eba (Environmental Baseline

Assessment) 158

8.4. Penerapan Safety Training Observation Program (Stop) 159

8.5. Lokasi Kajian 161

8.6. Analisis Penentuan Kawasan Sensitif 163

8.7. Pelaksanaan 175

8.8. Corporate Social Responsibility (Csr) 183 BAB IX ABANDONMENT AND SITE RESTORATION PLAN 192

9.1. Proses Abandonment Pada Sumur 192

9.2. Proses Restorasi Pada Site Pemboran Dan Abandont Well 194 BAB X PROJECT SCHEDULE & ORGANIZATION 196

BAB XI LOCAL CONTENT 198

BAB XII COMERCIAL 201

12.1. Biaya Proyek 201

12.2. Analisa Keekonomian Skenario. 205

12.3. Analisa Sensitivitas. 214

(5)

v

BAB XIII CONCLUTION AND RECOMENNDATION 218

13.1. CONCLUTION 218

13.2. RECOMENNDATION 218

DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN

(6)

vi

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1. Fisiografi dan batas Cekungan Sumatera Selatan

(Hutchison,1996). 4

Gambar 2.2. Fisiografi dan Lokasi Kavling Sumur Beta. 4 Gambar 2.3. Kolom staritgrafi Cekungan Sumatera Selatan (Van

Bemmelen 1973). 7

Gambar 2.4. Pembentukan Cekungan Belakang Busur di Pulau

Sumatera (Heidrick dan Aulia, 1993) 14 Gambar 2.5. Fase Kompresi Jurasik Awal Sampai Kapur dan

Elipsoid Model(Pulonggono dkk, 1992). 16 Gambar 2.6. Fase Tensional Kapur Akhir Sampai Tersier Awal dan

Elipsoid Model (Pulonggono dkk, 1992) 17 Gambar 2.7. Fase Kompresi Miosen Tengah Sampai Sekarang dan

Elipsoid Model (Pulonggono dkk, 1992) 18 Gambar 2.8. Kiri: Struktur Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan

(De Coster (1974)) 19

Gambar 2.9. Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Kingston,

1988). 21

Gambar 2.10. Diagram segitiga Sub-Cekungan Jambi (Manaf dan

Mujahidin, 1993). 22

Gambar 2.11.Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan (Barber

2005 ) 25

Gambar 2.12.Petroleum system dan tektonostratigrafi Cekugan Sumatera

Seletan 28

Gambar 2.13.Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan berkaitan

dengan migrasi Hidrokarbon 29

Gambar 2.14. Korelasi Stratigrafi Sumur Beta 30 Gambar 2.15. Korealsi Struktur sumur Beta arah SW – NE 32 Gambar 2.16. Line SW – NE sesimik dan basemap 33 Gambar 2.17. Line seismik ESE – WNW dan basemap 34 Gambar 2.18. Struktur Beta skala 1 : 250.000 35 Gambar 2.19. Peta Sturktur Beta skala 1 : 25.000 35 Gambar 2.20. Interpretasi lingkungan Pengendapan di Sumur Beta 39

(7)

vii

Gambar 2.21. Peta Fasies Lapisan Z 380 40 Gambar 2.22. Peta Fasies Lapisan Z 450 41 Gambar 2.23. Peta Fasies Lapisan Z 650 43 Gambar 2.24. Peta top structure lapisan Z 380 45 Gambar 2.25. Peta bottom structure dari lapisan Z 380 45 Gambar 2.26. Peta 3D depth structure dari lapisan Z 380 46 Gambar 2.27. Peta top structure dari lapisan Z 450 47 Gambar 2.28. Peta bottom structure dari lapisan Z 450 47 Gambar 2.30. Peta 3D depth structure dari lapisan Z 450 48 Gambar 2.31. Peta Top structure dari lapisan Z 650 49 Gambar 2.32. Peta Bottom structure dari lapisan Z 650 49 Gambar 2.33. Peta 3D structure dari lapisan Z 650 50 Gambar 2.34. Peta isopach net-sand lapisan Z 380 51 Gambar 2.35. Peta isopach net-sand lapisan Z 450 52 Gambar 2.36. Peta isopach net-sand lapisan Z 650 53 Gambar 2.37. Peta distribusi porositas efektif lapisan Z 380 54 Gambar 2.38. Peta distribusi porositas efektif lapisan Z 450 55 Gambar 2.39. Peta distribusi porositas efektif lapisan Z 650 56 Gambar 2.40. Peta distribusi permeabilitas lapisan Z 380 57 Gambar 2.41. Peta distribusi permeabilitas lapisan Z 450 58 Gambar 2.42. Peta distribusi permeabilitas lapisan Z 650 59 Gambar 2.43. Peta Oil Pay lapisan Z 380 61 Gambar 2.44. Peta Oil Pay lapisan Z 450 63 Gambar 2.45. Peta Oil Pay lapisan Z 650 65 Gambar 3.1. Kurva Permeabilitas Relatif Sistem Minyak-Air 73 Gambar 3.2. Kurva Permeabilitas Relatif Sistem Gas-Minyak 73 Gambar 3.3. (a) Viskositas oil vs Tekanan; (b) FVF oil vs Tekanan; (c)

GOR vs Tekanan untuk Lapisan Z380 77 Gambar 3.4. (a) Viskositas oil vs Tekanan; (b) FVF oil vs Tekanan; (c)

GOR vs Tekanan untuk Lapisan Z450 78 Gambar 3.5. (a) Viskositas oil vs Tekanan; (b) FVF oil vs Tekanan; (c)

(8)

viii

Gambar 3.6. Diagram Fasa Volatile Oil 80 Gambar 4.1. Klasifikasi cadangan berdasarkan PRMS 2007 82 Gambar 4.2. Data Sumuran Dalam Penentuan Kriteria Cadangan secara

Vertikal 85

Gambar 4.3. Penentuan Kategori Cadangan pada Lapisan Z 380 A 85 Gambar 4.4. Penentuan Kategori Cadangan pada Lapisan Z 450 A 86 Gambar 4.5. Penentuan Kategori Cadangan pada Lapisan Z 650 A 86 Gambar 4.6. 3D Depth Structure (mD) Lapangan Beta 93 Gambar 4.7. 3D Isopermeability (mD) Lapangan Beta 93 Gambar 4.8. 3D Isoporosity (mD) Lapangan Beta 94 Gambar 4.9 Analisa Nodal Untuk Sumur Dengan Komplesi Vertical 2 Zona (450, 650) (Ql = 160 BLPD, Pwf = 320 psia) 97 Gambar 4.10 Analisa Nodal Untuk Sumur Dengan Komplesi Vertical

3 zona (380, 450, 650) (Ql = 305 BLPD, Pwf = 295

psia) 98

Gambar 4.11 Analisa Nodal Untuk Sumur Komplesi Horizontal 3 Zona (380, 450, 650) Radial 2 Arah 200 m (Ql = 455 BLPD,

Pwf = 240) 98

Gambar 4.12 Analisa Nodal Untuk Sumur Dengan Komplesi Horizontal 3 Zona (380, 450, 650) Radial 4 Arah 200 m (Ql = 760 BLPD,

Pwf = 220 psia) 99

Gambar 4.13 Analisa Nodal Untuk Sumur Dengan Komplesi Horizontal 3 Zona (380, 450, 650) 400 m (Ql = 170 BLPD, Pwf = 250

psia) 99

Gambar 4.14 Analisa Nodal Untuk Sumur Dengan Komplesi Horizontal 2 Zona (450, 650) 200 m (Ql = 160 BLPD, 240 psia) 100 Gambar 4.15 Analisa Nodal Untuk Sumur Dengan Komplesi Horizontal 2

Zona (450, 650) 400 m (Ql= 220 BLPD, Pwf = 249

psia) 100

Gambar 5.1. Peta Lokasi Kavling Beta 102 Gambar 5.2. Peta lokasi Cekungan Sumatra Selatan 103 Gambar 5.3. Fisiografi cekungan Sumatra Selatan 105 Gambar 5.4. Kolom staritgrafi cekungan Sumatra Selatan 107

Gambar 5.5. Estimasi Waktu Pemboran 123

(9)

ix

Gambar 6.2 Skema Fasilitas di Stasiun Pengumpul Lapangan Beta 140 Gambar 6.3 Skema Water Treatment Plant OPUS II 141 Gambar 7.1 Grafik Perbandingan Produksi setiap Skenario 151 Gambar 7.2 Grafik Perbandingan kumulatif Produksi setiap Skenario 151

Gambar 8.1. Siklus STOP 160

Gambar 8.2. Lokasi Lapangan Beta 162

Gambar 8.3. Lokasi Sumur Beta 163

Gambar 8.4 Peta Kawasan Rawan Bencana Kab Musi Banyuasin 168 Gambar 8.5 Peta kawasan Rawan Bencana Gempa Bumi Kabupaten

Musi Banyuasin 169

Gambar 8.6 Peta kawasan Rawan Bencana Kekeringan Kabupaten Musi

Banyuasin 169

Gambar 8.7 Peta Penggunaan lahan kawasan Musi Banyuasin 171 Gambar 8.8. Diagram Alir Management K3 di PT Sangsaka Energy 176 Gambar 8.9. Proses Pengelolaan Limbah Wilayah Kerja

Pertambangan 178

Gambar 9.1. Abandon Well single completion 193 Gambar 9.2. Abandon Well Comingle completion 194

Gambar 9.3 Abandon Well 195

Gambar 10.1 Schedule Skenario 1 196

Gambar 10.2 Schedule Skenario 2 196

Gambar 10.3 Schedule Skenario 3 197

Gambar 10.4 Schedule Skenario 4 197

Gambar 12.1. Skema PSC di Indonesia 201

Gambar 12.2 Grafik Perbandingan Cashflow Government dan

Contractor 205

Gambar 12.3 Grafik Perbandingan Cashflow Government dan Contractor

Skenario 1 207

Gambar 12.4 Grafik Perbandingan Cashflow Government dan Contractor

Skenario 2 208

Gambar 12.5 Grafik Perbandingan Cashflow Government dan Contractor

Skenario 3 210

(10)

x

Skenario 4 211

Gambar 12.7 Goverment Take & Investasi 213 Gambar 12.8 Contractor Take & Investasi 213

Gambar 12.9. Spider Diagram ROR 214

Gambar 12.10. Spider Diagram NPV Contractor 215 Gambar 12.11. Spider Diagram NPV Government 215

(11)

xi

DAFTAR TABEL

Tabel II-1. Nilai Kedalaman TVDSS lapisan Zonia Interest 31 Tabel II-2. Nilai Properti Petrofisika Pada Z 380 37 Tabel II-3. Nilai Properti Petrofisika Pada Z 450 37 Tabel II-4. Nilai Properti Petrofisika Pada Z 650 37 Tabel II-5. Properti Petrofisik Core sumur Beta 4 38 Tabel II-6. Ketebalan gross sand lapisan interest. 39 Tabel II-7. Tabel Net Sand Tiap Lapisan Reservoir 51 Tabel II-8. Persebaran nilai Porositas efektif Lapisan reservoir 54

TabelII-9. Persebaran Permeabilitas tiap sumur 57

Tabel II-10. Perhitungan Volume Bulk C1 Lapisan Z 380 62 Tabel II-11. Perhitungan Volume Bulk C2 Lapisan Z 380 62 Tabel II-12. Perhitungan Volume Bulk C1 Lapisan Z 450 64 Tabel II-13. Perhitungan Volume Bulk C2 Lapisan Z 380 64 Tabel II-14. Perhitungan Volume Bulk Lapisan Z 650 66 Tabel III-1. Kondisi Mula-mula Reservoir Tiap Lapisan 68 Tabel III-2. Jenis Alat Log yang digunakan di Lapangan Beta 69 Tabel III-3. Porositas Efektif Rata-rata tiap Lapisan 70

Tabel III-4. Data Tekanan Kapiler 71

Tabel III-5. End Poin Data Kurva Permeabilitas Relatif 74 Tabel III-6. Data densitas dan API gravity tiap lapisan 70 Tabel III-7. Data viskositas dan FVF formasi tiap lapisan hasil simulasi 70 Tabel III-8. Original Oil In-Place dengan Metode Volumetrik 81 Tabel IV-1. Data properti reservoir perhitungan P1. 87 Tabel IV-2. Data properti reservoir perhitungan P2. 88 Tabel IV-3. Data properti reservoir perhitungan P3. 88

Tabel IV-4. Cadangan Lapangan Beta 89

Tabel IV-5. Harga Estimate Ultimate Recovery tiap Lapisan 90 Tabel IV-6 Karakteristik Pemodelan Reservoir Untuk Lapangan Beta 92

(12)

xii

Tabel IV-7 Perbandingan OOIP Hasil Simulasi dan Volumetrik 95 Tabel IV-8 Scenario Pengembangan Lapangan Beta 96

Tabel V-1. Skenario 114

Tabel V-2. Bit Program 115

Tabel V-3. Program BHA 116

Tabel V-4. Program Lumpur 117

Tabel V-5. Perencanaan Casing 118

Tabel V-6. Program Semen 118

Tabel V-7. Estimasi Waktu Pemboran 122

Tabel V-8. Estimasi Biaya Pemboran 123

Tabel VI-1 Performa WTP OPUS II 143

Tabel VI-2 Perancanaan Pengadaan Fasilitas Produksi Lap Beta 143

Tabel VII-1 Skenario 1 147

Tabel VII-2 Skenario 2 148

Tabel VII-3 Skenario 3 149

Tabel VII-4 Skenario 4 150

Tabel VII-5 Np dan RF Tiap Skenario Pengembangan Lapangan Beta 150 Tabel VIII.1. DAS Kabupaten Musi Banyuasin 166

Tabel XI-I Daftar TKDN Lapangan Beta 200

Tabel XII-1 Hasil Keekonomian Basecase 205 Tabel XII-2 Hasil Keekonomian Skenario 1 206 Tabel XII-3 Hasil Keekonomian Skenario 2 208 Tabel XII-4 Hasil Keekonomian Skenario 3 209 Tabel XII-5 Hasil Keekonomian Skenario 4 211 Tabel XII-6 Perbandingan Keekonomian Tiap Skenario 212

(13)

1 BAB I

EXECUTIVE SUMMARY

Struktur Beta berada di Cekungan Sumatra selan, secara geografis terletak di sekitar Musi banyu asin. Target reservoir yang akan dikembangkan yaitu batupasir Formasi Air benakat yang terdiri dari 5 lapisan yaitu Z380, R10, Z450, Z550 dan Z650. Namun hanya 3 lapisan yang akan di produksikan yaitu Z380, Z450, dan Z650.Batuan tudung/ seal rock secara regional untuk reservoir air benakat, shale formasi muara enim dan shale sisipan tuff formasi air benakat. Pengendapan formasi air benakat secara regional dapat ditafsirkan sebagai fase regresi yang ditandai dengan endpan laut dangkal yang terprogradasi menjadi lingkungan transisisi. Perangkap yang terbentuk adalah tipe struktur antiklin tersesar yang berarah relative NW –SE.

Berdasarkan data yang ada dapat diketahui Porositas rata-rata lapisan Z380 porositas 0.17 dan saturasi air rata-rata 0.3, sedangkan lapisan Z450 porositas 0.17 dan saturasi air rata-rata 0.3 dan lapisan terakhir yaitu lapisan Z650 porositas rata-rata 0.15 dan saturasi awal 0.3. Dari hasil perhitungan cadangan dengan metode volumetrik, kandungan minyak mula-mula (OOIP) pada lapisan Z380 sebesar 5.122 MMSTB, OOIP pada lapisan Z450 sebesar 11.437 MMSTB dan pada lapisan Z650 sebesar 4.889, sehingga total OOIP dari ketiga lapisan tersebut sebesar 21.45 MMSTB.

Perhitungan penentuan kategori cadangan dilakukan berdasarkan pendekatan volumetrik berdasarkan data tes sumur, interpretasi logging, data produksi porositas. Dari hasil pendekatan secara volumetrik untuk P1 (lapisan Z380+Z450+Z650) = 5.189 MMbbl dan untuk 2P (lapisan Z380+Z450+Z650) = 20.277 MMbbl, sedangkan 3P (lapisan Z380+Z450+Z650) = 21.449 MMbbl. Kategori cadangan 2P dipilih sebagai perhitungan untuk penentuan reserves production forecast yaitu sebesar

(14)

2

4.928 untuk lapisan Z380, 10.459 MMbbl untuk lapisan Z450 dan 4.889 MMSTB untuk lapisan Z650.

Berdasarkan perhitungan JJ Arps (depletion drive) nilai RF lapisan Z380 sebesar 43.22 %, RF lapisan Z450 sebesar 37.31% dan Z650 sebesar 35,42 %. Dari JJ Arps ini dapat di estimasi seberapa besar minyak yang dapat diproduksikan dari ooip yang dimiliki oleh reservoir. Lapangan beta hanya diberikan pada kontraktor pada 30 desember 2003 dan lapangan ini diberikan kontrak selama 30 tahun. Lapangan ini hanya memiliki 4 sumur, Sumur pertama dibuat pada tahun 2007 dan sumur-sumur yang ada diproduksikan pada awal tahun 2010.

Untuk melakukan prediksi pada lapangan beta dpergunakan metode simulasi reservoir. Dari data geologi dan reservoir yang ada, dapat dibuat model reservoir untuk dilakukan simulasi. Dari simulasi ini dapat diketahui performance produksi. Sehingga dapat dilakukan prediksi seberapa besar hidrokarbon yang dapat diproduksikan dari reservoir.untuk dapat mendapatkan recovery yang semaksimal mungkin, maka dapat dilakukan skenario-skenario pengembangan lapangan.

Terdapat 4 Skenario pengembangan lapangan Angelo, dari skenario yang diberikan berdasarkan dari segi teknis maupun segi keekonomian, maka dipilihlah skenario 3. Skenario 3 ini terdiri dari (Basecase + 4 infill vertikal, 3 Infill Horizontal, 3 infill Multilateral, 2 injeksi gas dan 1 injeksi air.). Skenario ini dipilih karena dengan melakukan investasi sebesar 74,677,535 US$ akan memberikan keuntungan yang baik berdasarkan indikator keekonomian, yaitu ROR yang didapatkan dari perhitungan skenario 3 sebesar 19.68% dan POT sebesar 4.38 tahun, Net Cash Flow untuk kontraktor sebesar 36,585,945 US$ dan Net Cash Flow untuk pemerintah sebesar 203,119,938 US$.

(15)

3

BAB II

GEOLOGICAL FINDING AND REVIEWS

2.1. Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan 2.1.1. Fisiografi Cekungan Sumatera Selatan

Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan yang menghasilkan hidrokarbon paling produktif dalam tatanan cekungan belakang busur. Cekungan ini dibatasi oleh Selat Malaka di bagian Timur, Tinggian Tigapuluh di Utara, serta bentangan Bukit Barisan di bagian Barat. Daerahnya hampir semua berada di darat dan hanya sebagian kecil di lepas pantai. Cekungan Sumatera Selatan mencakup luas area sekitar 119.000 km2 dengan ketebalan sedimen tersier rata-rata 3.5 km. Secara fisiografis

bagian Selatan dari Sumatera ini dapat dibagi menjadi 4 (empat) bagian, yaitu:

1.Cekungan Sumatera Selatan,

2.Bukit Barisan dan Tinggian Lampung,

3.Cekungan Bengkulu, meliputi lepas pantai antara daratan Sumatera dan rangkaian pulau di sebelah Barat Sumatera,

4.Rangkaian kepulauan (fore arc ridge) di sebelah Barat, yang membentuk suatu busur bukan gunung api di sebelah Barat Pulau Sumatera (Gambar 2.1.).

(16)

4

Gambar 2.1. Fisiografi dan batas Cekungan Sumatera Selatan (Hutchison,1996).

Sedangkan fisiografi berserta lokasi daerah telitian, yaitu lokasi sumur beta berada pada Cekungan Sumatera Selatan ditampilkan pada Gambar 2.2. berikut:

(17)

5

Berdasarkan konsep Tektonik Lempeng, kedudukan cekungan migas Tersier di Indonesia bagian Barat berkaitan dengan busur kepulauan. Dalam sistem ini dikenal adanya cekungan busur belakang, cekungan busur depan dan cekungan antar busur.

Cekungan Sumatera Selatan telah mengalami empat kali orogenesa, yakni pada zaman Mezosoikum Tengah, Jura Awal –Kapur Awal, Kapur Akhir – Tersier Awal, Plio-Pleistosen. Setelah orogenesa terakhir dihasilkan kondisi struktur geologi regional seperti terlihat pada saat ini, yaitu:

 Zone Sesar Semangko, merupakan hasil tumbukan antara Lempeng Sumatera Hindia dan Pulau Sumatera, akibat tumbukan ini menimbulkan gerak sesar geser menganan (right lateral) diantara keduanya.

 Perlipatan dengan arah utama Barat Laut – Tenggara, sebagai hasil efek gaya kopel sesar Semangko.

 Sesar-sesar yang berasosiasi dengan perlipatan dan sesar-sesar Pra Tersier yang mengalami peremajaan.

2.1.2. Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Selatan

Tatanan stratigrafi pada dasarnya terdiri dari satu siklus besar sedimentasi dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase regresi pada akhir silkusnya. Secara detail siklus ini dimulai oleh siklus non marin yaitu dengan diendapkannya Formasi Lahat pada Oligosen Awal dan kemudian diikuti oleh Formasi Talang Akar yang diendapkan secara tidak selaras di atasnya. Menurut Adiwidjaja dan De Coster (1973), Formasi Talang Akar merupakan suatu endapan kipas alluvial dan endapan sungai teranyam (braided stream deposit) yang mengisi suatu cekungan. Fase transgresi terus berlangsung hingga Miosen Awal dimana pada kala ini berkembang batuan karbonat yang diendapkan pada lingkungan back reef,

fore reef, dan intertidal (Formasi Batu Raja) pada bagian atas Formasi Talang Akar. Fase Transgresi maksimum ditunjukkan dengan

(18)

6

diendapkannya Formasi Gumai bagian bawah secara selaras di atas Formasi Baturaja yang terdiri dari serpih laut dalam.

Fase regresi dimulai dengan diendapkannya Formasi Gumai bagian atas dan diikuti oleh pengendapkan Formasi Air Benakat yang didominasi oleh litologi batupasir pada lingkungan pantai dan delta. Formasi Air Benakat diendapkan secara selaras di atas Formasi Gumai. Pada Pliosen Awal, laut menjadi semakin dangkal dimana lingkungan pengendapan berubah menjadi laut dangkal, paludal, dataran delta, dan non marin yang dicirikan oleh perselingan antara batupasir dan batulempung dengan sisipan berupa batubara (Formasi Muara Enim). Tipe pengendapan ini berlangsung hingga Pliosen Akhir dimana diendapkannya lapisan batupasir tufaan, pumice dan konglemerat.

Berdasarkan penelitian terdahulu urutan sedimentasi Tersier di Cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi dua tahap pengendapan, yaitu tahap genang laut dan tahap susut laut. Sedimen – sedimen yang terbentuk pada tahap genang laut disebut Kelompok Telisa (De Coster, 1974, Spruyt, 1956), dari umur Eosen Awal hingga Miosen Tengah terdiri atas Formasi Lahat.

(19)

7

Gambar 2.3. Kolom staritgrafi Cekungan Sumatera Selatan (Van Bemmelen 1973).

Sedimentasi yang terjadi di Cekungan Sumatera Selatan berlangsung pada dua fase (Jackson, 1961), yaitu:

- Fase transgresi, diendapkan dari kelompok Telisa, yang terdiri dari Formasi Lahat, Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, dan Formasi Gumai. Kelompok Telisa ini diendapakan secara tidak selaras di atas Batuan induk Pra-Tersier.

- Fase regresi, pada fase ini dihasilkan endapan dari kelompok Palembang yang terdiri dari Formasi Air Benakat, Formasi Muara enim, dan Formasi Kasai.

(20)

8

Berikut adalah penjabaran stratigrafi dari tua ke muda: 1. Batuan Dasar

Batuan Dasar, Batuan Pra-Tersier atau basement terdiri dari kompleks batuan Paleozoikum dan batuan Mesozoikum, batuan metamorf, batuan beku dan batuan karbonat. Batuan Paleozoikum Akhir dan Mesozoikum tersingkap dengan baik di Bukit Barisan, Pegunungan Tigapuluh, dan Pegunungan Duabelas berupa batuan karbonat berumur Permian, granit, dan filit. Batuan dasar yang tersingkap di Pegunungan Tigapuluh terdiri dari filit yang terlipat kuat berwarna kecoklatan berumur Permian (Simanjuntak, dkk., 1991). Lebih ke arah Utara tersingkap Granit yang telah mengalami pelapukan kuat. Warna pelapukan adalah merah dengan butir-butir kuarsa terlepas akibat pelapukan tersebut. Kontak antara granit dan filit tidak teramati karena selain kontak tersebut tertutupi pelapukan yang kuat, daerah ini juga tertutup hutan yang lebat. Menurut Simanjuntak, et.al (1991) umur granit adalah Jura. Hal ini berarti granit mengintrusi batuan filit.

2. Formasi Lahat (LAF)

Menurut Spruyt (1956), Formasi ini terletak secara tidak selaras di atas batuan dasar, yang terdiri atas lapisan-lapisan tipis tuf andesitik yang secara berangsur berubah keatas menjadi batu lempung tufan. Selain itu breksi andesit berselingan dengan lava andesit, yang terdapat dibagian bawah. Batulempung tufan, segarnya berwarna hijau dan lapuknya berwarna ungu sampai merah keunguan. Menurut De Coster (1973) formasi ini terdiri dari tuf, aglomerat, batulempung, batupasir tufan, konglomeratan dan breksi yang berumur Eosen Akhir hingga Oligosen Awal. Formasi ini diendapkan dalam air tawar daratan. Ketebalan dan litologi sangat bervariasi dari satu tempat ke tempat yang lainnya karena bentuk cekungan yang tidak teratur, selanjutnya pada umur Eosen hingga Miosen Awal, tejadi kegiatan vulkanik yang menghasilkan andesit

(21)

9

(Westerveld, 1941 vide of side katilli 1941), kegiatan ini mencapai puncaknya pada umur Oligosen Akhir sedangkan batuannya disebut sebagai batuan “Lava Andesit tua” yang juga mengintrusi batuan yang diendapkan pada Zaman Tersier Awal. Formasi Talang Akar pada Sub Cekungan Jambi terdiri dari batulanau, batupasir dan sisipan batubara yang diendapkan pada lingkungan laut dangkal hingga transisi. Menurut Pulunggono, 1976, Formasi Talang Akar berumur Oligosen Akhir hingga Miosen Awal dan diendapkan secara selaras di atas Formasi Lahat. Bagian bawah formasi ini terdiri dari batupasir kasar, serpih dan sisipan batubara. Sedangkan di bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih. Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar antara 400 – 850 m.

3. Formasi Talang Akar (TAF)

Nama Talang Akar berasal dari Talang Akar Stage (Martin, 1952) nama lain yang pernah digunakan adalah Houthorizont (Musper, 1937) dan Lower Telisa Member (Marks, 1956). Formasi Talang akar dibeberapa tempat bersentuhan langsung secara tidak selaras dengan batuan Pra Tersier. Formasi ini dibeberapa tempat menindih selaras Formasi Lahat (De Coster, 1974), hubungan itu disebut rumpang stratigrafi, ia juga menafsirkan hubungan stratigrafi diantara kedua formasi tersebut selaras terutama dibagian tengahnya, ini diperoleh dari data pemboran sumur Limau yang terletak disebelah Barat Daya Kota Prabumulih (Pertamina, 1981), Formasi Talang Akar dibagi menjadi dua, yaitu Anggota “Gritsand” terdiri atas batupasir, yang mengandung kuarsa dan ukuran butirnya pada bagian bawah kasar dan semakin atas semakin halus. Pada bagian teratas batupasir ini berubah menjadi batupasir konglomeratan atau breksian. Batupasir berwarna putih sampai coklat keabuan dan mengandung mika, terkadang terdapat selang-seling batulempung coklat dengan batubara, pada anggota ini terdapat sisa-sisa tumbuhan dan batubara, ketebalannya antara 40

(22)

10

– 830 meter. Sedimen-sedimen ini merupakan endapan fluviatil sampai delta (Spruyt, 1956), juga masih menurut Spruyt (1956) anggota transisi pada bagian bawahnya terdiri atas selang-seling batupasir kuarsa berukuran halus sampai sedang dan batulempung serta lapisan batubara. Batupasir pada bagian atas berselang-seling dengan batugamping tipis dan batupasir gampingan, napal, batulempung gampingan dan serpih. Anggota ini mengandung fosil-fosil Molusca, Crustacea, sisa ikan foram besar dan foram kecil, diendapkan pada lingkungan paralis, litoral, delta, sampai tepi laut dangkal dan berangsur menuju laut terbuka kearah cekungan. Formasi ini berumur Oligosen Akhir hingga Miosen Awal. Ketebalan formasi ini pada bagian Selatan cekungan mencapai 460 – 610 meter, sedangkan pada bagian Utara cekungan mempunyai ketebalan kurang lebih 300 meter (De Coster, 1974).

4. Formasi Baturaja (BRF)

Menurut Spruyt (1956), formasi ini diendapkan secara selaras diatas Formasi Talang Akar. Terdiri dari batugamping terumbu dan batupasir gampingan. Di Gunung Gumai tersingkap dari bawah keatas berturut-turut napal tufaan, lapisan batugamping koral, batupasir napalan kelabu putih, batugamping ini mengandung foram besar antara lain Spiroclypes spp, Eulipidina Formosa Schl, dan

Molusca. Ketebalannya antara 19 - 150 meter dan berumur Miosen

Awal. Lingkungan pengendapannya adalah laut dangkal. Penamaan Formasi Baturaja pertama kali dikemukakan oleh Van Bemmelen (1932) sebagai “Baturaja Stage”, Baturaja Kalk Steen (Musper, 1973) “Crbituiden Kalk” (v.d. Schilden, 1949; Martin, 1952), “Middle Telisa Member” (Marks, 1956), Baturaja Kalk Sten Formatie (Spruyt, 1956), dan Telisa Limestone (De Coster, 1974).

(23)

11 5. Formasi Gumai (GUF)

Formasi ini diendapkan setelah Formasi Baturaja dan merupakan hasil pengendapan sedimen-sedimen yang terjadi pada waktu genang laut mencapai puncaknya. Hubungannya dengan Formasi Baturaja pada tepi cekungan atau daerah dalam cekungan yang dangkal adalah selaras, tetapi pada beberapa tempat di pusat-pusat cekungan atau pada bagian cekungan yang dalam terkadang menjari dengan Formasi Baturaja (Pulonggono, 1986). Menurut Spruyt (1956) Formasi ini terdiri atas napal tufaan berwarna kelabu cerah sampai kelabu gelap. Kadang-kadang terdapat lapisan-lapisan batupasir glaukonit yang keras, tuff, breksi tuff, lempung serpih dan lapisan tipis batugamping. Endapan sediment pada formasi ini banyak mengandung Globigerina sp. dan napal yang mengeras. Westerfeld (1941) menyebutkan bahwa lapisan-lapisan Telisa adalah seri monoton dari serpih dan napal yan mengandung

Globigerina sp. dengan selingan tufa juga lapisan pasir glaukonit. Umur dari formasi ini adalah Awal Miosen Tengah (Tf2) (Van Bemmelen, 1949) sedangkan menurut Pulonggono (1986) berumur Miosen Awal hingga Miosen Tengah (N9 – N12).

6. Formasi Air Benakat (ABF)

Menurut Spruyt (1956), formasi ini merupakan tahap awal dari siklus pengendapan Kelompok Palembang, yaitu pada saat permulaan dari endapan susut laut. Formasi ini berumur dari Miosen Akhir hingga Pliosen. Litologinya terdiri atas batupasir tufaan, sedikit atau banyak lempung tufaan yang berselang-seling dengan batugamping napalan atau batupasirnya semakin keatas semakin berkurang kandungan glaukonitnya. Pada formasi ini dijumpai

Globigerina sp., tetapi banyak mengadung Rotalia spp. Pada bagian atas banyak dijumpai Molusca dan sisa tumbuhan. Di Limau, dalam penyelidikan Spruyt (1956) ditemukan serpih lempungan yang berwarna biru sampai coklat kelabu, serpih lempung pasiran dan

(24)

12

batupasir tufaan. Di daerah Jambi ditemukan berupa batulempung kebiruan, napal, serpih pasiran dan batupasir yang mengandung

Mollusca, glaukonit kadang-kadang gampingan. Diendapkan dalam

lingkungan pengendapan neritik bagian bawah dan berangsur kelaut dangkal bagian atas (De Coster, 1974). Ketebalan formasi ini berkisar 250 – 1550 meter. Lokasi tipe formasi ini , menurut Musper (1937), terletak diantara Air Benakat dan Air Benakat Kecil (kurang lebih 40 km sebelah Utara-Baratlaut Muara Enim (Lembar Lahat). Nama lainnya adalah “Onder Palembang Lagen” (Musper, 1937),

Lower Palembang Member” (Marks, 1956), “Air Benakat and en Klai

Formatie” (Spruyt, 1956).

7. Formasi Muara Enim (MEF)

Menurut Spruyt (1956) formasi in terlatak selaras diatas Formasi Air Benakat. Formasi ini dapat dibagi menjadi dua anggota “a” dan anggota “b”. Anggota “a” disebut juga Anggota Coklat (Brown Member) terdiri atas batulempung dan batupasir coklat sampai coklat kelabu, batupasir berukuran halus sampai sedang. Didaerah Palembang terdapat juga lapisan batubara. Anggota “b” disebut juga Anggota Hijau Kebiruan (Blue Green Member) terdiri atas batulempung pasiran dan batulempung tufaan yang berwarna biru hijau, beberapa lapisan batubara berwarna merah-tua gelap, batupasir kasar halus berwarna putih sampai kelabu terang. Batupasir pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan debris volkanik. Pada formasi ini terdapat oksida besi berupa konkresi-konkresi dan silisified wood. Sedangkan batubara yang terdapat pada formasi ini umumnya berupa lignit. Pada anggota “a” terkadang dijumpai kandungan Foraminifera dan Mollusca selain batubara dan sisa tumbuhan, sedangkan pada anggota “b” selain batubara dan sisa tumbuhan tidak dijumpai fosil kecuali foram air payau

Haplophragmoides spp (Spruyt, 1956). Ketebalan formasi ini sekitar

(25)

13

berangsur berubah kelingkungan air payau dan darat (Spruyt, 1956). Lokasi tipenya terletak di Muara Enim, Kampong Minyak, Lembar Lahat (Tobler, 1906).

8. Formasi Kasai (KAF)

Formasi ini mengakhiri siklus susut laut (De Coster dan Adiwijaya, 1973). Pada bagian bawah terdiri atas batupasir tufan dengan beberapa selingan batulempung tufan, kemudian terdapat konglomerat selang-seling lapisan-lapisan batulempung tufan dan batupasir yang lepas, pada bagian teratas terdapat lapisan tuf batuapung yang mengandung sisa tumbuhan dan kayu terkersikkan berstruktur sediment silang siur, lignit terdapat sebagai lensa-lensa dalam batupasir dan batulempung tufan (Spruyt, 1956). Tobler (1906) menemukan moluska air tawar Viviparus spp dan Union spp, umurnya diduga Plio-Plistosen. Lingkungan pengendapan air payau sampai darat. Satuan ini terlempar luas dibagian Timur Lembar dan tebalnya mencapai 35 meter.

9. Endapan Quarter

Satuan ini merupakan Litologi termuda yang tidak terpengaruh oleh orogenesa Plio-Plistosen. Golongan ini diendapkan secara tidak selaras di atas formasi yang lebih tua yang teridi dari batupasir, fragmen-fragmen konglemerat berukuran kerikil hingga bongkah, hadir batuan volkanik andesitik-basaltik berwarna gelap. Satuan ini berumur resen.

2.1.3 Tatanan Tektonik Regional Cekungan Sumatera Selatan

Pulau Sumatera terletak di Barat Daya dari Kontinen Sundaland dan merupakan jalur konvergensi antara Lempeng Hindia-Australia yang menyusup di sebelah Barat Lempeng Eurasia/Sundaland yang menghasilkan subduksi sepanjang Palung Sunda dan pergerakan lateral menganan dari Sistem Sesar Sumatera.

(26)

14

Gambar 2.4. Pembentukan Cekungan Belakang Busur di Pulau Sumatera (Heidrick dan Aulia, 1993).

Subduksi dari Lempeng Hindia-Australia dengan batas Lempeng Asia pada masa Paleogen diperkirakan telah menyebabkan rotasi Lempeng Asia termasuk Sumatera searah jarum jam. Perubahan posisi Sumatera yang sebelumnya berarah E-W menjadi SE-NW dimulai pada Eosen-Oligosen. Perubahan tersebut juga mengindikasikan meningkatnya pergerakan sesar mendatar Sumatera seiring dengan rotasi. Subduksi oblique dan pengaruh sistem mendatar Sumatera menjadikan kompleksitas regim stress dan pola strain pada Sumatera (Darman dan Sidi, 2000). Karakteristik Awal Tersier Sumatera ditandai dengan pembentukkan cekungan-cekungan belakang busur sepanjang Pulau Sumatera, akibat lateral escape collision India Australia, yaitu Cekungan Sumatera Utara, Cekungan Sumatera Tengah, dan Cekungan Sumatera Selatan (Gambar 2.4.).

Pulau Sumatera diinterpretasikan dibentuk oleh kolisi dan suturing dari mikrokontinen di Akhir Pra-Tersier (Pulunggono dan Cameron, 1984; dalam Barber dkk, 2005). Sekarang Lempeng Samudera Hindia subduksi di bawah Lempeng Benua Eurasia pada arah N20°E

(27)

15

dengan rata-rata pergerakannya 6 – 7 cm/tahun. Konfigurasi cekungan pada daerah Sumatera berhubungan langsung dengan kehadiran dari subduksi yang menyebabkan non-volcanic fore-arc dan volcano-plutonik back-arc. Sumatera dapat dibagi menjadi 5 bagian (Darman dan Sidi, 2000):

1. Sunda outer-arc ridge, berada sepanjang batas cekungan

fore-arc Sunda dan yang memisahkan dari lereng trench.

2. Cekungan Fore-arc Sunda, terbentang antara akresi non-vulkanik punggungan outer-arcdengan bagian di bawah permukaan dan volkanik back-arc Sumatera.

3. Cekungan Back-arc Sumatera, meliputi Cekungan Sumatera Utara, Tengah, dan Selatan. Sistem ini berkembang sejalan dengan depresi yang berbeda pada bagian bawah Bukit Barisan.

4. Bukit Barisan, terjadi pada bagian axial dari pulaunya dan terbentuk terutama pada Perm-Karbon hingga batuan Mesozoik.

5. Intra-arc Sumatera, dipisahkan oleh uplift berikutnya dan erosi dari daerah pengendapan terdahulu sehingga memiliki litologi yang mirip pada fore-arc dan back-arc basin.

Peristiwa Tektonik yang berperan dalam perkembangan Pulau Sumatera dan Cekungan Sumatera Selatan menurut Pulonggono dkk (1992) adalah:

 Fase kompresi yang berlangsung dari Jurasik awal sampai Kapur. Tektonik ini menghasilkan sesar geser dekstral WNW – ESE seperti Sesar Lematang, Kepayang, Saka, Pantai Selatan Lampung, Musi Lineament dan N – S trend. Terjadi wrench

(28)

16

Gambar 2.5. Fase Kompresi Jurasik Awal Sampai Kapur dan Elipsoid Model(Pulonggono dkk, 1992).

 Fase tensional pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal yang menghasilkan sesar normal dan sesar tumbuh berarah N – S dan WNW – ESE. Sedimentasi mengisi cekungan atau terban di atas batuan dasar bersamaan dengan kegiatan gunung api. Terjadi pengisian awal dari cekungan yaitu Formasi Lahat. Pull apart basin dan negative flower structure.

(29)

17

Gambar 2.6. Fase Tensional Kapur Akhir Sampai Tersier Awal dan Elipsoid Model (Pulonggono dkk, 1992).

 Fase ketiga yaitu adanya aktivitas tektonik Miosen atau Intra Miosen menyebabkan pengangkatan tepi-tepi cekungan dan diikuti pengendapan bahan-bahan klastika. Yaitu terendapkannya Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, dan Formasi Muara Enim.  Fase keempat berupa gerak kompresional pada Plio-Plistosen menyebabkan sebagian Formasi Air Benakat dan Formasi Muara Enim telah menjadi tinggian tererosi, sedangkan pada daerah yang relatif turun diendapkan Formasi Kasai. Selanjutnya, terjadi pengangkatan dan perlipatan berarah Barat laut di seluruh daerah cekungan yang mengakhiri pengendapan Tersier.

(30)

18

Gambar 2.7. Fase Kompresi Miosen Tengah Sampai Sekarang dan Elipsoid Model (Pulonggono dkk, 1992).

2.1.4. Struktur Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan

Sumatera Selatan dan Sumatera Tengah mempunyai karakter sedimentasi yang sama. Cekungan Sumatera Selatan terbentuk pada back arc basin dan sub cekungan palembang mempunyai kedalaman lebih dari 4 km yang memanjang dengan arah NW – SE . Sediment tersier mencapai kedalaman 5 km di pusat cekungan. Cekungan cekungan ini terkelilingi oleh tinggian Pra-Tersier basement seperti Tinggian Tigapuluh di bagian Utara, Musi dan Kuang Platform di bagian Selatan, Palembang, Tamiang serta Tinggian Lampung di bagian Timur.

Sturktur di Sumatera Selatan terlihat dari singkapan batuan Pra-Tersier dari Tinggian Tiga Puluh, Tinggian Dua Belas di Utara dan di sepanjang Bukit Barisan. Struktur lipatan berkembang pesat pada 3 daerah , yaitu Palembang, Pendopo, dan Muara Enim Antiklinorium, dimana dulunya adalah pusat cekungan dan sedimenya tebal. Antiklinorium Palembang melampar berarah tenggara dari Tinggian tigapuluh menuju palembang. Yang membentuk antiklinorium berarah NW – SE dengan geometri Asimetrikal antiklin dan sinklin. Semakin ke arah Utara Antiklin mempunyai sayap bagian selatan yang semakin terjal, sementara lipatan di

(31)

19

bagian selatan, mempunyai sayap bagian utara yang makin terjal (Pulunggono 1986).

Gambar 2.8. Kiri: Struktur Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan (De Coster (1974)).

Di Antiklinorium Limau, di Barat daya palembang, lipatan cenderung memiliki arah WNW – ESE, dimana sayap yang terjal berada di bagian selatan lipatan. Antiklin Muara Enim sampai Timur Pegunungan Gumai di bagian Selatan cekungan membentuk seri lipatan periclinal asimetrikal, dimana sayap menjadi lebih terjal ke arah ENE (Pulonggono 1986). Lipatan antiklin scara garis besar ditempati oleh batuan batuan tersier berumur tua pada bagian pusatnya, sementara sinklin ditempati batuan berumur muda seperti Plio-Pleistosen Formasi Kasai pada bagian tengah sinkiln. Menurut data seismik, dari ditemukanya ketidakselarasan pada daerah Selatan cekungan, yang diisi oleh sedimen kuarter, dapat menjadi bukti bahwa deformasi cekungan tersier terjadi pada Pleistosen. Pada saat subduksi menjadi intesif karena pergerakan lempeng australia yang menujam

(32)

20

dibawah lempeng eurasia, maka aktivitas volkanisme dan pengankatan pegunungan barisan menyebabkan regresi yang mengendapkan batuan batuan berumur Miosen – Pleistosen secara luas. Pada Pelistosen, cekungan terkena gaya kompresi yang berearah NE – SW, mengreaktivasi sesar di basement dan mengankat basement blok yang semula turun, membentuk lipatan berarah NW – SE.

2.1.5. Tektonostratigrafi Regional Cekungan Sumatera Selatan

Akibat lateral escape dari colisi antara hindia dan australian plate, membentuk cekungan tersier salah satunya adalah cekungan di Sumatera slatan. Pengendapan pertama adalah formasi lemat dan lahat, dimana tersingkap di kaki bukit pegunungan tigapuluh dan pegunungan Duabelas, dan teridentifikasi dari seismik dan lubang bor sepanjang graben di cekungan. Endapan ini merupakan endapan yang berasosiasi dengan

granite wash. Lingkungan pengendapan diinterpretasikan adalah alluvial fan, fluviatil sampai lacustrine dan diatasnya diendapkan formasi talang akar. Pada batas cekungan, formasi talang akar ini secara tidak selaras diendapkan berdekatan dengan basement. Subsiden terjadi sepanjang batas sesar yang terus terjadi saat pengendapan talang akar, yang menandakan fase transgresi yang diikuti oleh pengendapan formasi Batu raja secara setempat pada tinggia basement, menandakan lingkungan yang marine sepenuhnya kemudian diendapkan formasi gumai yang melampar dari tinggian lampung sampai cekungan sunda. Formasi kasai diendapkan secara tidak selaras diatas formasi muara enim. Mengandung fragmen volkanik menandakan bahwa pengangkatan bukit barisan dan erupsi dari gunung api.

(33)

21

Gambar 2.9. Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Kingston, 1988).

2.2. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan 2.2.1. Batuan Induk

Minyak dan gas bumi banyak diproduksi dari reservoir batupasir Formasi Air Benakat dan batupasir Formasi Talang Akar. Batuan induk yang paling baik didapat dari Formasi Gumai berupa endapan syn-rift

berlingkungan fluvio-deltaik, laut marginal, dan lakustrin lokal dengan tambahan fasies batubara dari Formasi Lahat dan Lemat berumur Eosen Akhir - Oligosen Awal.

(34)

22

Gambar 2.10. Diagram segitiga Sub-Cekungan Jambi (Manaf dan Mujahidin, 1993).

Serpih lakustrin Formasi Lahat juga merupakan batuan induk yang bagus dan kemungkinan terdapat di Muara Enim Deep. Sementara serpih dan batubara Formasi Talang Akar juga potensial untuk dijadikan batuan induk penghasil hidrokarbon karena kadar TOC-nya mencapai 5%. Material organiknya bertipe humic dan campuran yang dievaluasi memiliki kecenderungan menghasilkan minyak atau gas. Formasi Baturaja juga mengindikasikan adanya batuan induk yang terbatas yang terdiri dari material humic yang dapat menghasilkan gas.

Serpih Formasi Gumai yang tersebar secara luas merupakan potensi batuan induk yang signifikan; material organik humic dan sapropelic hadir pada serpih Formasi Gumai dengan kadar nilai TOC beberapa persen dan memiliki kecenderungan menghasilkan minyak.

(35)

23

2.2.1.1. Formasi Lemat atau Formasi Lahat bagian atas

Variasi litologi berupa respon perubahan lingkungan darat menuju ke air payau. TOC nya sekitar 1,5 - 2,0% dengan 50% kerogen dari material sapropel (data Sumur Bentayan-13). Formasi Lahat dapat menjadi batuan induk yang baik dengan variasi fasies kerogen dan tidak konsisten secara lateral.

2.2.1.2. Formasi Talang Akar

Variasi fasies batuan induk Formasi Talang Akar berupa dataran pantai, estuari, laguna, dan laut marginal dengan kisaran kadar TOC < 0.5% - 77% dengan rata-rata 2,31% kebanyakan berupa material humic, vitrinit, leptinit dan sapropel yang cenderung menghasilkan minyak.

Dapat disimpulkan bahwa Formasi Talang Akar diendapkan pada lingkungan laut dangkal hingga paralik dan dapat menghasilkan minyak pada kondisi optimum dan gas/kondensat pada tingkat kematangan lanjut.

Formasi lain yang berperan sebagai batuan induk adalah Formasi Gumai dan Air Benakat dengan kadar TOC rata-rata 1,2% yang terdiri dari material sapropel, leptinit, inertinit dan humic yang cenderung menghasilkan gas dan atau minyak. Formasi Gumai bervariasi kematangannya dari mulai matang dan dapat menghasilkan minyak dan kondensat gas pada kondisi kematangan yang lebih lanjut; jendela pembentukan minyaknya dimulai pada 8-15 juta tahun yang lalu.

Formasi Air Benakat terdiri dari serpih, batugamping dan batubara dengan kadar TOC bervariasi dari <0,5% hingga 53,8% dengan rata-rata1,08% yang terdiri dari material organic sapropelik, inertinit, sedikit

humic dan vitrinit dan cederung membentuk gas dengan tingkat

kematangan belum matang-mulai matang.

2.2.2. Reservoir

Berbagai reservoir potensial adalah Formasi Talang Akar hingga Formasi Muara Enim. Untuk target dangkal, reservoir sedimen klastik Formasi Air Benakat yang terdiri dari perlapisan batupasir dengan

(36)

24

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.

(37)

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 ).

(38)

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 batuan sumber sementara pada fasies core reef yang tersusun atas grain

(39)

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.

(40)

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

(41)

29

Formasi Air Benakat, teridentifikasi ada beberapa minyak yang telah mengalami biodegradasi yang disbabkan oleh tersingkapnya formasi ini dan berinteraksi dengan air meteorik.

Gambar 2.13. Petroleum System Cekungan Sumatera Selatan berkaitan dengan migrasi Hidrokarbon.

2.4 Interpretasi Geologi Lapangan Beta

Sumber referensi untuk interpretasi data sumur pada beta field ini berasal dari 4 sumur yaitu sumur Beta 1, Beta 2, Beta 3 , dan Beta 4. Kurva log yang tersedia pada masing-masing log diantaranya log GR, SP, Caliper, Resistivitas, Sonic, Neutron, Densitas dan AI, serta Data Core test pada Beta 4. Formasi adalah Air benakat.

2.4.1. Data Log dan Core 2.4.1.1. Korelasi Stratigrafi

Korelasi stratigrafi dibuat untuk mengidentifikasi dan mengontrol saat menghubungkan dari tubuh suatu zona lapisan reservoir pada log. Dengan metode sikuen stratigrafi maka datum yang menjadi patokan pada korelasi stratigrafi adalah unsur unsur sikuen stratigrafi seperti MFS,

transgressive suface, maupun sequence boundary. Untuk mengerjakan ini

maka dilakukan Vshale cut off 50 % untuk menentukan korelasi stratigrafi. Dari korelasi stratigrafi dapat pula dibuat paleogegrafi dan arah sedimentasi untuk sebagai analisa awal. Pada Lapangan Beta memperlihatkan bahwa lapisan lapisan yang dikorelasikan membentuk suatu kemenrusan ke arah

(42)

30

cekungan (ke arah Beta 3) dari kemenerusan datum sequence boundary

(SB) tersebut. Metode adalah top – down.

Gambar 2.14. Korelasi Stratigrafi Sumur Beta

2.4.1.2. Indentifikasi Lapisan Reservoir

Dengan cara melakukan korelasi stratigrafi dengan datum Maximum Flooding surface / maximum GR, dan dilakukanya pembagian Vshale cut off dengan nilai 50%, dimana nilai GR lebih kecil dari 50 % dikategorikan sebagai zona permeable. Selain itu nilai dari Seperation dari Densita dan neutron, log resistivitas sebagai indikasi awal kemungkinan zona hidrokarbon berada serta data hasil perhitungan log berupa Sw, Porosity,

Permeability / Mobility (lampiran) dan data core pada Beta 4. Didapatkan 3

zona Prospek pada tabel di bawah ini. Kemudian menghubungkan lapisan lapisan yang mempunyai elektrofasies yang hampir sama yang telah dikontrol oleh korelasi stratigrafi.

(43)

31

Tabel II-1. Nilai Kedalaman TVDSS lapisan Zonia Interest

No Beta 4 Beta 1 Beta 2 Beta 3

Z 380 363.5 – 369 m 367.5 – 373 m 391 -395.5 m 385 – 392.5 m Z 450 428 – 441 m 432 – 444 m 453 – 467.5 m 446 – 460 m Z 650 631 – 646 m 635 – 650 m 665,5 – 680 m 669 – 679 m

Bedasarkan susunan batuan hasil interpretasi tersebut merupakan lapisan tipis permiable (batupasir) yang terdapat dalam perselang selingan antara shale / impermeable rock. Interpretasi merupakan formasi Air benakat bagian bawah.

2.4.1.3. Korelasi Struktur

Pada 2 jenis log sumur dapat dijelaskan bawha korelasi struktur dengan menggunakan datum elevasi muka air laut dapat diidentifikasi bahwa pada jalur korelasi relatif berarah NE – SW pada baemap. Dapat dilihat bahwa sumur Beta 4 dan Beta 1 merupakan daerah tertinggi dari suatu antiklin / crest. Dimana pada sumur Beta 3 dan Beta 2 merupakan sumur pada sayap sayap antiklin yang menunjam. Korelasi struktur digunakan kemudian untuk membuat peta Top dan Bottom Structre serta

(44)

32

Gambar 2.15. Korealsi Struktur sumur Beta arah SW – NE

2.4.2. Interpretasi Seismik dan Well Seismic Tie

Setelah dilakukan penginkatan sumur ( Gambar Korealsi sturktur ) , menggunakan AI sebagai kunci dari untuk pengikatan kemudian time struktur tersebut dikonversi kedalam depth struktur dengan menggunakan data Seismik Sintetis. Dari analisa penarikan horizon target pada wireline logs, maka dicari kemenerusan dari lapisan tersebut untuk membuat sebuah korelasi strutur menggunakan data seismik. Pada line sesimik yang berarah SW – NE dapat dilihat bahwa lapisan membentuk suatu geometri lipatan yang menempel sesar NW – SE (sebelah kiri gambar) yang merupakan bidang inversi dari sesar naik teresebut. Konfigurasi refleksi dari line ini adalah Paralel Wavy yang menandakan bahwa terjadinya suatu lipatatan.

(45)

33

Gambar 2.16. Line SW – NE sesimik dan basemap.

Dari line seismik yang berarah ESE – WNW terlihat bahwa terdapat sesar besat yang membagi sumur Beta 3 (Gambar 2.16) yang menandakan sesar turun yang kemungkinan merupakan sesar extensional produk dari sesar inversi. Dapat dilihat bahwa Throw dari Lapisan R1 sangat besar dibanding Lapisan Z-550 dan R14. Menyatakan bahwa sesar tersebut kemungkinan makin horizontal ke arah dalam , dilihat dari separation lapisan dan juxtaposisi pada line seismik. Sumur Beta 3 di bor untuk mengtehaui sifat dari sesar tersebut,dan memberikan informasi data test MDT berupa kesamaan pressure dari FWL pada setiap sumur, kemungkinan merupakan indikasi dari cross leaking fault, dimana sesar itu mempunyai nilai FWL sama, tetapi OWC pada masing masing kompartemen belum tentu sama. Pada sesar bererarah hampir E –W yang memisah West Berau dengan Sumur beta 3, merupakan sesar Sealing menurut data, tetapi masih memproduksi minyak pada kompartemen West Berau. Konfigurasi Refleksi pada line seismik adalah berupa Paralel – Sub

Paralel Wavy, serta disturbed yang menggambarkan terjadinya perlipatan

dan pensesaran. Pola pemberhetian/Reflection termination berupa

(46)

34

suatu bidang unconformity yang kemungkinan diendapkan formasi kasai diatasnya sebagai Syn – Invesion sedimentation.

Gambar 2.17. Line seismik ESE – WNW dan basemap.

Dari data seismik yang didapat pada basemap dan well tie, dimungkinkan bahwa terdapat beberapa sesar hasil dari interpretasi seismik. Terlihat pahwa jenis perangkap merupakan jenis perangkap struktur berupa lipatan hasil dari inversi . Yang dimana membentuk closuer yang kemudian terpatahkan, salah satunya adalah sesar yang membatasi antara beta 1,2,4 dengan beta 3. Serta teradapat sesar sesar penyerta berupa sesar turun. Yang kemudian data seismik tersebut dibuat kedalaman depth structure sehingga tampak sesar sesar yang mengelilingin lapangan beta. Pada gambar dibawah, tampak bahwa terdapat sesar berarah NW – SE yang merupakan sesar naik akibat inversi dari tektonik Plio-Plestosen, sementara pada daerah lain di beta, terdapat sesar berarah NNE- SSW yang merupakan sesar sesar extensional dari keberadaan sesar kecil tersebut dapat diinterpretasikan bahwa sesesar

(47)

35

tersebut merupakan sesar penyerta sintetik dan antitetik daripada sesar utama berarah NW – SE.

Gambar 2.18. Struktur Beta skala 1 : 250.000

Gambar 2.19. Peta Sturktur Beta skala 1 : 25.000

2.4.3. Analisa Petrofisika

Analisa petrofisika dilakukan untuk mengetahui kualitas properti batuannya seperti porositas, permeabilitas, dan saturasinya. Nilai porositas, Sw (saturasi air), dan permeabilitas didapat dari hasil pembacaan log sumur Beta 1, Beta 2, Beta 3, Beta 4 Harga porositas didapatkan berdasarkan pembacaan dari dua kurva log, yaitu log densitas dan log neutron. Nilai

(48)

36

saturasi air dihitung dengan menggunakan persamaan Archie pada clean sand (didalam John T. Dewan, 1983), sedangkan nilai permeabilitas dikarenakan tidak adanya data batuan inti, maka dihitung menggunakan persamaan empiris Timur (1973). Zona yang mempunyai properti terbaik adalah Z 380A.

Rumus penentuan porositas: 𝜙𝐷 =𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑏

𝜌𝑚𝑎− 𝜌𝑓 ……….(2.1)

𝜙𝑁𝐷 =𝜙𝑁+ 𝜙𝐷

2 ………...(2.2)

Dengan,

𝜌ma = Densitas matriks batuan. 2,65 untuk batupasir, 2,71 untuk batugamping

𝜌b = Densitas bulk dari kurva RHOB 𝜌f = Densitas fluida

𝜙D = Porositas berdasarkan log densitas 𝜙N = Porositas berdasarkan log neutron 𝜙ND = Porositas neutron-densitas

Persamaan untuk mengetahui nilai Sw : 𝑆𝑤 = 𝑐 𝜙 √ 𝑅𝑤 𝑅𝑡 ...……….…………(2.3) Dengan, Sw = Saturasi air

c = Konstanta, 1 untuk batugamping, 0,9 untuk batupasir 𝜙 = Porositas efektif (fraksi)

Rw = Resistivitas air formasi (ohm.m)

Rt = True formation resistivity (ohm.m)

Persamaan Timur untuk mengetahui permeabilitas : 𝐾 = 0,136 𝜙4.4

𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟2 ………..(2.4)

(49)

37 K = Permeabilitas (md)

𝜙 = Porositas efektif (%) Swirr = Saturasi air tersisa (%)

Berdasarkan hasil evaluasi pada log sumur Beta dan data core Sumur Beta 4 maka didapatkan nilai properti rata-rata pada tiap lapisan reservoir yang dapat dilihat pada tabel II-1, tabel II-2, dan tabel II-3.

Tabel II-2. Nilai Properti Petrofisika Pada Z 380

Parameter Beta 1 Beta 2 Beta 3 Beta 4

Porositas (%) 0.23 0.201 0.22 0.26

Permeabilitas

(md) 243.66 128.35 13.16 194.57

Sw (%) 0.62 0.75 0.77 0.58

Tabel II-3. Nilai Properti Petrofisika Pada Z 450

Parameter Beta 1 Beta 2 Beta 3 Beta 4

Porositas (%) 0.19 0.19 0.17 0.22

Permeabilitas

(md) 4.75 13.41 10.05 5.55

Sw (%) 0.74 0.75 0.80 0.70

Tabel II-4. Nilai Properti Petrofisika Pada Z 650

Parameter Beta 1 Beta 2 Beta 3 Beta 4

Porositas (%) 0.20 0.15 0.09 0.23

Permeabilitas

(md) 16.74 5.11 0.52 17.63

Sw (%) 0.80 0.83 0.88 0.73

Pada Beta 4, sumur tersebut diambil sampel berupa Conventional dan Side wall core untuk Properti dari reservoir tersebut

(50)

38

Tabel II-5. Properti Petrofisik Core sumur Beta 4

2.4.4. Lingkungan Pengendapan

Dari hasil data data sumur berupa wireline log dan core serta cutting, maka diperoleh data untuk menafsirkan lingkungan pengendapan pada lapangan Beta. Dengan data core pada sumur beta 4 , maka dapat diinerpretasikan dengan melihat tekstur , sturktur, komposisi mineral dan bioturbasi pada data core, maka diinterpretasikan sebagai hasil dari endapan shallow marine sampai offshore. Maka dapat dibagi menjadi beberapa bagian yaitu:

a. Lower shoreface, yang terbioturbasi secara intensif dengan butiran yang sangat halus dan batupasir hetrolitik, yang diendapkan pada lower shoreface, campuran bioturbasi horizontal dan vertikal mengindikasikan energi yang rendah sampai medium. Pasir pada bagian atas Z 380 merupakan hasil dari Transgrasive revinament yang mengendapkan kembali bagian dari pasir.

b. Offshor transition zone, inchnofasies berupa Zoophycos indikasi dari energi rendah. Maka shale dan mudstone menjadi indikasi.

c. Offshore dengan banyaknya bioturbasi dan endapan badai.

Dari data log, interpretasi lingkungan pengendapan adalah shalow marine low angel clastic ramp. Seperti yang dapat dilihat pada bidang korelasi stratigrafi. Bedasarkan data core, dilihat dari struktur sedimen beruma minor cross bedding yang di temukan di FMI, maka diinterpretasi data arah sumber sedimen adalah relatif dari NW menuju ke SE.

Parameter Z 380 Z 450 Z 650

Porositas (%) 0.27 - 0.23

Permeabilitas

(51)

39

Gambar 2.20. Interpretasi lingkungan Pengendapan di Sumur Beta

2.4.4.1. Interpretasi lingkungan Pengendapan Lapisan Reservoir Dari data wireline log dan core kemudian dibuat korelasi stratigrafi serta sequence untuk menentukan perubahan lingkungan pengendapan daripada unit lapisan reservoir pada masing masing interval. Kemudian dari data pola elektrofasies, ketebalan gross serta data core kemudian dibuat permodelan fasies dari setiap lapisan reservoir, dengan konep The Present

Is The Key to The Past guna untuk pembuatan peta peta bawah permukaan

selanjutnya. Ketebalan Gross sand disajikan pada tabel dibawah ini.

Tabel II-6. Ketebalan gross sand lapisan interest.

No Ketebalan Gross (m)

Beta 1 Beta 2 Beta 3 Beta 4

Z 380 5.5 4.5 7.5 5.5

Z 450 12 14.5 14 13

(52)

40 2.4.4.1.1. Interpretasi Fasies Z 380

Gambar 2.21. Peta Fasies Lapisan Z 380 .

Terlihat di atas bahwa menurut data yang tersedia berupa log serta data core dapat dibuat peta penyebaran fasies dari lapisan reservoir Z 380. Dengan melihat ketebalan Gross sand pada setiap sumur yang kemudian di plot untuk menginterpretasi fasies. Dari data core didapat bahwa pada kedalaman 375,65 – 377,5 m di sumur beta 4, didapatkan bahwa pada bagian atas core merupakan batupasir yang berukuran medium, semakin ke bawah semakin bergeradasi menuju halus – sangat halus. Dengan struktur yang terbioturbasi secara intensif, mud drape serta terdapat banyak cangkang pelechypoda, menandakan bahwa daerah ini diterpretasikan sebagai lingkungan shallow marine berfasies Offshore – transition zone. Dilihat dari pola elektrofasies yang menandakan bahwa adanya bentukan Funnel shape (Kendall 2003), penanda dari prograding, yang diinterpretasikan bagian dari prograding marine shelf. Sementara pada beta 3 terlihat bahwa gross sand mengalami penebalan, dan berbentuk pola

(53)

41

Serrated Blocky (Roger, M. Slatt 2006), menandakan bahwa adanya suatu

Sand Barrier yang diinterpretasikan memanjang dari arah relatif NE – SW,

yang didasari dari data Peleo current untuk sumber sedimen yang berasal dari arah relatif SSE – NNW dari data core. Arah dari memanjang dari Sand Barrier dibuat dengan menganggap bahwa garis pantai ( tidak masuk dalam peta ) mempunyai arah yang relatif tegak lurus dengan sumber sediment. Garis gelombang menunjuka persebaran dari sand yang searah dengan paleo shoreline. Semakin keUtara diiterpretasikan semakin ke atah fasies lower shoreface.

2.4.4.1.2. Interpretasi Fasies Z 450

Gambar 2.22. Peta Fasies Lapisan Z 450 .

Pada lapisan Z 450, menurut data log serta data core yang tersedia, maka dapat diinterpretasikan bahwa lingkungan pengendapan pada interval ini merupakan lingkungan yang berasosiasi dengan tidal enviroment. Dapat dilihat dari data core yang berupa batuan hetrolitic yang dimana perselingan antara batupasir halus dengan shale. Dimana energi

(54)

42

pengendapan berkisar antara medium – low. Dari data yang didapat, menunjukan bahwa terdapat bioturbasi yang berkembang secara baik pencampuran bioturbasi horizontal dan vertikal. Adanya struktur sedimen minor crossbedding yang menunjukan bidirectional tidal current berarah hampir N – S. Kemudian dilihat dari data pola elektro fasies, pada sumur beta 4 dan beta 2 menunjukan pola Serrated Blocky ( Roger, M. Slatt 2006 ), dimana dalam konteks ini diinterpretasikan sebagai endapan chanel sand ridges. Tidal chanel sand ridges memanjang relatif N – S mengindikasikan

paleo current yang mempunyai arah yang sama. Beta 1, elektrofasies membentuk pola Serrated Bell shape yang dinterpretasikan sebagai fasies

tidal chanel. Melihat geometri tidal chanel yang kecil, maka spasi mereka di sumur tidak terlalu jauh. Kemudian sumur beta 3 mempunyai pola yang memperlihatkan pola Blocky ( Kendall 2003 ) yang diinterpretasikan merupakan fasies tidal sand flat. Semakin ke arah Selatan, semakin ke arah shoreface dan semakin ke arah Utara terjadi perubahan dari sand flat – mixed flat – mud flat. Dengan asumsi bahwa semakin jauh dengan shoreline, maka energi semakin lemah sehingga mud tidak dapat tercuci oleh proses pasang surut dan gelombang laut.

Figur

Memperbarui...

Related subjects :