STUDI IDENTIFIKASI PERANGKAP HIDROKARBON
PALEOGEN - NEOGEN DI PERAIRAN WOKAM ARU UTARA,
PAPUA BARAT: DATA UTAMA HASIL SURVEI KR. GEOMARIN III
P. Hadi Wijaya1*, I.W. Lugra1, G.M. Hermansyah1, I.N Astawa1, D. Setiady1, R. Wibowo2
1 Puslitbang Geologi Kelautan, Balitbang Kementerian ESDM, 2 Universitas Jenderal Soedirman
* E-mail: hadi@mgi.esdm.go.id, hadiwijaya.mgi@gmail.com Jl. Dr. Djundjunan No. 236 Bandung 40174
Telp. 022.6032020, Faks. 022.6017887
Abstrak: Perairan Wokam Aru Utara, Papua Barat merupakan bagian tepi utara passive margin Mesozoik Arafura – Australia. Hasil survei dengan KR. Geomarin III di perairan Wokam 2014 diperoleh lintasan seismik Multi Kanal 1.182 km, dan pemeruman batimetri/sub bottom profiles (SBP) 1.510 km. Metode yang dilakukan meliputi: interpretasi penampang seismik hasil survei, pengikatan sumur pemboran dan seismik, analisis petrofisika dan pemetaaan geologi bawah permukaan. Pada penampang seismik telah dilakukan interpretasi aspek struktur geologi dan perlapisan sedimen yang sebelumnya telah diikat dengan data sumur ASA-1X, ASM-1X dan ASB-1X untuk tiga horizon yaitu Top Neogen, Top Paleogen dan Base Paleogen. Peta bawah permukaan Paleogen – Neogen menunjukan beberapa klosur yang berpotensi di bagian batas paparan dengan palung Aru serta bagian barat. Pada bagian Tenggara terdapat kenampakan onlapping sedimentasi. Tipe struktural yang berkembang sebagai perangkap secara dominan berupa graben – half graben dan tilted faul. Onlaping sedimentasi yang mebaji juga dapat berpotensi.Struktur geologi pada area penelitian secara umum dikontrol oleh sesar utama, Zona Sesar Palung Aru Utara di tepian paparan benua sampai lereng, mengarah utara - timur laut ke selatan - barat daya. Struktur ikutan yaitu sesar-sesar normal mengarah utara - timur laut ke selatan - barat daya di paparan sebelah timur zona sesar utama. Studi awal potensi migas ini teridentifikasi empat lokasi potensi perangkap hidrokarbon dari umur Paleogen - Neogen, yaitu satu lokasi dari Peta Base Paleogen, dua lokasi Top Paleogen dan satu lokasi Top Neogen.
Kata kunci: Wokam, Aru, migas, seismik, struktur, interpretasi, jebakan, Geomarin III
Abstract: WokamAru waters of the North, West Papua is part of the northern edge of the passive margin Mesozoic Arafura- Australia. The survey results with the Geomarin III Research Shipin Wokam waters in 2014 obtained seismictrajectory of multichannel 1,182 km and bathymetry / sub-bottom profiles (SBP) 1,510 km. The methodsare interpretation of seismicprofile from results of the survey, the binding of the well drilling and seismic, analysis of
petrophysicaland mapping subsurface geology. In the seismic interpretation has been carried out aspects of the geological structure and layering of sediment that have previously been tied to well log data ASA-1X, ASM-1X and 1X ASB for three horizon, namely TopNeogene, TopPaleogene and Base Paleogene. Map subsurface Paleogene - Neogeneklosur showed some potential in the limit of exposure to the Aruocean trenchesandthe west. In the South East, there is the appearance of onlappingsedimentation. The structural type is growingasa trap predominantly in the form of graben - halfgraben and tilted faul. The geology Structurein the study area is generally controlled by a major fault, Fault Zone of the NorthArutrench on theedges ofthe continental shelfto the slopes, leading to the north – northeast to south - southwest. The structure of follow-up, fault-normal fault leads to the north - northeast to south - southwest on the shelf eastto themajor faultzone. Preliminary studies of potentialoil and gas have identified four potential locations of hydrocarbon traps of Paleogene - Neogeneage, ie the location of the Mapof Base Paleogene, two locations in the Top Paleogene and one location in the TopNeogene.
Keywords: Wokam , Aru , oil and gas , seismic , structural , interpretation , trap , Geomarin III
PENDAHULUAN
Undang-Undang No. 30 Tahun 2007 tentang Energi. Peraturan Presiden No. 1 Tahun 2014 tentang Pedoman Penyu-sunan Rencana Umum Energi Nasional, Pasal 1 Ayat 4: Kebijakan Energi Nasional yang selanjutnya disingkat KEN adalah kebijakan pengelolaan energi yang berda-sarkan prinsip berkeadilan, berkelanjutan dan berwawasan lingkungan guna tercip-tanya kemandirian dan ketahanan energi. Program ketahanan energi nasional, yang khususnya penambahan sumber daya dan cadangan minyak dan gas adalah salah satu prioritas utama kebijakan energi nasional. Untuk itu maka penting untuk melakukan penelitian lebih lanjut di wilayah offshore frontier yang akan mendukung usaha eksplorasi migas di Indonesia menjadi lebih berkembang. Cekungan Palung Aru termasuk salah satu cekungan yang sangat berpotensi migas. Pihak Ditjen Migas pernah menawarkan beberapa blok migas dan salah satunya adalah blok Wokam (Sumber: Ditjen Migas, 2011)
Berkaitan dengan masih rendahnya capaian pada penjualan wilayah kerja migas 2001 – 2010 dan upaya mendukung keberhasilan proses penyiapan wilayah kerja migas di bawah wewenang Ditjen Migas ESDM, kajian yang optimal dan komprehensif di wilayah lepas pantai dan laut-dalam penting untuk dilakukan. Hasil
screening Forum Grup Diskusi (FGD) Balitbang tahun 2013 menginformasikan bahwa Cekungan Palung Aru termasuk prioritas pertama yang perlu dilakukan studi eksplorasi migas.
Lokasi daerah penelitian
Lokasi dari daerah penelitian yaitu Perairan Papua Barat di bagian Selatan dan berbatasan dengan Kepulaun Aru bagian Utara dengan luas area 39.340 km2 atau panjang 215 km ke arah barat laut – tenggara dan lebar 180 km arah timur laut – barat daya. Koordinat dan lokasi survei dapat dilihat pada Tabel 1 dan Gambar 1.
Tabel 1. Titik kordinat lokasi survei Migas Wokam – Aru Utara
Bujur Lintang X (UTM 84) Y (UTM 84)
133° 36' 11.6712" -5° 47' 9.9492" 345,347 9,360,251 135° 28' 19.8588" -6° 20' 56.0292" 552,223 9,298,204 136° 1' 39.1548" -4° 49' 16.2516" 613,944 9,467,016
Dari aspek cekungan migas, daerah penelitian terletak pada Cekungan Palung Aru yang merupakan cekungan yang memiliki sumur pemboran namun belum berproduksi migas. Berdasar perolehan data seismik dan data sumur pemboran, daerah penelitian termasuk area yang relatif kurang memiliki data seismik dan data sumur pemboran.
Wilayah Blok Wokam dan sekitar dimana terletak di tepi timur Cekungan
Palung Aru Utara, perairan Papua Barat, merupakan wilayah yang sudah pernah ditawarkan pada lelang reguler Direktorat Jenderal Migas antara tahun 2001 – 2012 namun sampai saat ini masih terdapat area kosong yang berpeluang untuk ditawarkan sebagai WK migas baru. Data sekunder sumur pemboran antara lain: ASA-1X, ASB-1X dan ASM-1X (Gambar 1, 2, 3).
Gambar 1. Lokasi penelitian yang terletak di perairan sekitar Pulau Wokam, Papua Barat
Tujuan dari penelitian adalah untuk mengidentifikasikan potensi awal migas dengan penambahan data seismik multi channel. Khususnya adalah peluang lokasi dari perangkap selama Paleogen –
Neogen sebagai salah satu unsur yang mendukung sistem petroleum di wilayah laut dangkal sampai laut dalam perairan sekitar Pulau Wokam.
Sejarah Eksplorasi Migas di Lokasi Penelitian
Wilayah perairan di sekitar pulau Wokam memiliki sejarah eksplorasi yang panjang dari tahun 1973 sampai dengan sekarang. Berikut ini sejarah eksplorasi (Gambar 2):
Tahun 1973-1978: Philips Petroleoum (Ara-fura Sea Block), melakukan akuisisi 2D seismik 8500 km dan 5 pemboran eksplorasi ASA-1; ASB-1; ASE-1; ASF-1 & ASM-1 (semua dry hole)
Tahun 1980-1988 : Amoco (Kamura Block), sebagian besar di onshore Papua Selatan dan sebagiannya di perairan
dangkal, telah dilakukan 1 pemboran eksplorasi SouthOeta-1 (dryhole)
Tahun 1985-1995: Diamond Shamrock (AruBlock), melakukan akuisisi 2D seismik 5100 + 4275 km , Diamond Shamrock diambil alih oleh Maxus dengan 1 (satu) sumur eksplorasi Buaya Besar-1 (Dry) dan Kola-1 (Gas Show dari
Cretaceous Sst)
Tahun 1997- 2009 : KNOC (Wokam
Block), melakukan akuisisi 2D seismik 2200 km dan 3D seismik +225 km2 yang diikuti dengan 1 sumur eksplorasi Bumerah-1 well (Non Comm Gas-high
CO2 content).
Gambar 2. Sejarah eksplorasi migasi di wilayah bagian barat Papua (Ditjen Migas, 2010)
Geologi Regional Daerah Penelitian Kerangka Tektonik
Indonesia Timur bila ditinjau secara tektonik terletak di zona interaksi antara 3 lempeng utama tektonik, yaitu Eurasia, Indo Australia,dan Lempeng Pasifik. Tiga
lempeng utama telah saling menumbuk,
buckling dan menekan sebelum Miosen. Daerah ini adalah sangat komplek dan telah aktif sejak Paleozoik dan berlanjut sampai saat ini. Beberapa mikro kontinen dan fragmen samudera telah lepas, dan
telah terpisah menjadi active margin dari evolusi tektonik Cenosoik Akhir Bagian Timur Indonesia.
Hasil interaksi tektonik ini terlihat dari konfigurasi cekungan-cekungan di daerah tersebut saat ini, dimana paparan Australia Barat Laut (NW) dan cekungan- cekungan Arafura/Barakan di Indonesia didominasi cekungan Paleosoik sampai Mesosoik dan yang berhubungan dengan sistem tektonik regangan. Wilayah Kepala Burung didominasi cekungan-cekungan Tersier yang dipengaruhi oleh kompresi sistem tektonik.
Tumbukan Neogen dengan Miosen diantara benua Australia dan Indonesia telah mengakibatkan onset transpresional tektonik Neogen, pengangkat local dan ekstensi flexural. Kondisi latar tektonik dan stratigrafi regional wilayah penelitian sangat kompleks dan umur sedimentasi yang sangat tua. Latar tektonik di wilayah penelitian secara regional merupakan bagian dari tepi lempeng benua Australia dengan kondisi sejarah struktur geologi yang kompleks (Gambar 3).
Gambar 3. Latar tektonik di wilayah penelitian secara regional merupakan bagian dari tepi lempeng benua Australia dengan kondisi sejarah struktur geologi yang kompleks
(Sumber: Ditjen Migas, 2011) Lokasi penelitian merupakan bagian
tepi dari Lempeng Australia pada sektor barat laut (northwestern margin of the Australia Craton). Sejarah geologi daerah penelitian dapat diketahui dari peneliti
terdahulu, dan paling tidak telah terjadi lima tahap tektonik sejak Pra Kambrium sampai sekarang. Yaitu tahap pre rift, syn rift, passive margin, konvergensi dan kompresi. Setiap tahap bisa menentukan
kondisi lingkungan pengendapan dan urut urutan stratigrafi di daerah ini (KNOC, 2002). Tahap kompresi akibat tumbukan antara Lempeng Pasifik dengan Lempeng Australia pada Oligosen menimbulkan jalur-jalur lipatan dan patahan di daerah Wokam dan daerah sekitarnya, proses ini menghasilkan jebakan-jebakan (migas) potensial. Lokasi penelitian ini memiliki kerangka tektonik yang komplek sebagai hasil dari tumbukan diantara tiga buah lempeng yang besar, yaitu Lempeng Indo-Australia, Lempeng Pasifik dan Lempeng Eurasia. Dasar dari Laut Arafura yang merupakan laut dangkal bersama dengan dataran rendah Papua Selatan dan yang membentuk paparan Arafura tersusun oleh bongkah (blok) kaku (rigid). Struktur dari geologi yang berkembang berarah timurlaut-baratdaya (NE-SW) terdiri atas sesar normal dan juga sesar anjak yang merupakan bagian dari lempeng Australia (Robertson, 2000).
Dibagian barat dari lokasi penelitian ditempati oleh morfologi palung, dikenal sebagai Palung Aru. Palung ini merupakan bentukan proses tektonik muda, akibat runtuhnya tepian barat dari Paparan Arafura. Tepian sebelah barat Paparan Arafura tersebut akan berbatasan dengan Busur Banda, merupakan zona tektonik aktif selama Plio-Pleistosen. Arah ke barat berturut-turut adalah Kepulauan Kai, Palung Weber (Weber Deep) dan busur vulkanik Banda.
Bagian utara dari lokasi penelitian merupakan zona tektonik yang aktif yang dipengaruhi oleh aktivitas patahan yang arah mendatar (transcurent fault) Tarera-Aiduna. Patahan ini diperkirakan memiliki pergeseran mengiri/sinis-tral (Dow, et.al, 1985). Zona patahan tersebut berarah relatif ke timur-barat, memanjang dari daratan Papua di bagian timur menerus
ke arah barat hingga dasar laut lokasi penelitian (Gambar 3).
Patahan Tarera-Aiduna terbentuk selama tahap konvergensi pada Oligosen – Miosen Tengah sebagai konsekuensi pergerakan Lempeng Australia ke arah utara. Aktivitas patahan Tarera-Aiduna sampai saat ini memegang peran penting dan mengendalikan aktivitas tektonik dari kompresi di daerah ini.
Stratigrafi Regional
Adapun kondisi stratigrafi regional yang menggambarkan umur sedimentasi sangat tua yang dialasi batuan dasar Pre-Permian atau Cambrian beberapa formasi Mesozoikum dan lapisan sedimen dengan formasi bagian atas umur Tersier sampai Kuarter (Gambar 4).
Tektonostratigrafi secara umum di wilayah Aru Barat diawali dari batuan Prekambrium sampai Permian dicirikan oleh beberapa tahap tektonik ekstensi dan subsiden termal. Sekuen perlapisan dari Mesosoik sampai Kenosoik dapat dibagi menjadi tujuh interval utama yaitu 1) Sekuen rift Trias – S1 2)Sekuen syn rift Jura Mawah sampai Tengah– S3; 3) Sekuen syn rift Jura Atas sampai Kapur Bawah –S3; 4) Sekuen rift Paska Kapur- S4; 5) Sekuen pasif margin Tersier
Awal-S5; 6) Sekuen tumbukan Miosen; 7) Sekuen tumbukan Kuarter
Berdasarkan pemetaan di darat dan data pemboran yang telah ada, stratigrafi di lokasi penelitian terdiri dari batuan-batuan sedimen Resen sampai dengan Pra Kambrium serta memiliki kemiripan dengan unit-unit stratigrafi di Cekungan Salawati dan Cekungan Bintuni.
Batuan dasar terdiri atas gabro dan batuan metamorfosa Pra Kambrium. Di atas batuan dasar tersebut secara tidak selaras ditempati oleh batuan berumur Perm, terdiri dari Dolomit Modio dan
Formasi Aiduna. Di atas batuan Perm, secara selaras ditutupi oleh batuan klastik Mesozoikum (Formasi Tipuma, Formasi Kopai, Formasi Woniwogi, Formasi Piniya dan Formasi Ekmai), dan secara setempat diselingi oleh batuan karbonat. Formasi Ekmai tertutup secara tidak selaras oleh batu gamping dan batu-batuan sedimen klastik yang berumur Paleosen – Miosen (Formasi Waripi, Formasi Yawee bagian bawah, Anggota Adi dan Formasi Yawee
bagian atas). Secara tidak selaras di atasnya adalah serpih dan batu lempung marin, setempat batuan karbonat dari Formasi Buru yang berumur Miosen Akhir sampai Plio-Pleistosen.
Untuk dapat mendukung informasi geologi regional ini, disampaikan peta geologi darat dan struktur dari geologi regional (modifikasi PSG, 2011) pada Gambar 5.
Gambar 4. Kolom stratigrafi (disederhanakan) Paparan Arafura Baratlaut (NW Arafura Shelf) (Robertson, 1992).
Gambar 5. Lokasi penelitian dengan latar kompilasi peta geologi darat dan struktur geologi regional (modifikasi PSG, 2011).
Sistem Petroleum Regional
Sistem petroleum dari Paparan Baratdaya Arafura berhubungan dengan posisi stratigrafi regional dan konfgurasi tektonik Indonesia Timur. Beberapa jenis elemen utama seperti kematengan batu-batuan dari sumber, (source rock), arah migrasi, reservoir, mekanisme pemerang-kapan dan waktu kejadian geologi sangat sesuai jika dilihat dari sudut pandang sistem petroleum. Serpih Kopai (Jura) dan Klasepat (Miosen Atas) dipercaya menjadi batuan sumber untuk minyak dan gas yang diproduksi dari Cekungan Salawati dan Bintuni.
Keberadaan dari Formasi Kopai di lepas pantai Paparan Arafura belum bisa dibuktikan. Namun berdasarkan hasil dari analisa contoh dari data sumur dan singkapan dari Serpih Kopai di Kiruru dan Taparo, (kemungkinan Lapangan milik KNOC, 1999) TOC nya berkisar dari 1,01 – 2,86%. Serpih batulanau dan perselingan batubara dari Formasi Buru (sama dengan
Formasi Klasepat di Cekungan Salawati) dapat dipertimbangkan sebagai salah satu batuan asal utama di daerah ini. TOC dari Formasi Buru diharapkan berkisar antara 1,1 sampai 7,2% sama dengan Cekungan Salawati (Livsey, 1992). Pada saat ini dilaporkan hasil analisa geokimia Formasi Buru telah terbukti memiliki kualitas TOC terbagus dengan nilai berkisar 1-3 % yang dapat dipertimbangkan menjadi batuan induk (Gambar 6).
Serpih, batulumpur dan batulanau sangat tebal pada Formasi Buru, ini juga diharapkan bertindak sebagai penutup istimewa dari batuan perangkap untuk sistem petroleum di daerah ini. Batuan reservoir yang telah terbukti ada di dekat cekungan adalah Prolifik Karbonat Miosen yang telah membangun dan membentuk Formasi Kais (Cekungan Salawati dan Bintuni), juga batupasir Roabiba Jura (Cekungan Bintuni) juga Formasi Toro (Kapur) di Central Range Papua New Guenia (PNG). Bagian atas
Batugamping Yawee (Miosen Tengah) adalah target berikutnya untuk eksplorasi
minyak di paparan Aru yang telah terbukti sebagai reservoir yang bagus.
Gambar 6. Penampang model hydrocarbon play di sekitar blok Wokam (Ditjen Migas, 2011)
Lapangan Gas Raksasa di Teluk Bintuni Pada tengah tahun 1990, ARCO, salah satu perusahaan KPS Asing, telah menemukan lapangan gas raksasa (super giant) di Wiriagar Deep dan Vorwata di Teluk Bintuni (Robertson, 1999; Keho and Samsu, 2002; Marcou et al., 2004; Casarta et al., 2004; Decker, et. al., 2009). Pada lapagan gas raksasa ini dijumpai lapisan reservoir yang penting dari Permian – Triassik. Hal ini menjadi data pendukung kemungkinan sebaran lapisan reservoir
pada lokasi penelitian yaitu bagian barat Teluk Bintuni (Gambar 7).
METODE PENELITIAN
Adapun metodelogi yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode survei dengan teknik Deskripsi analisis yaitu suatu metode penelitian yang diadakan untuk memperoleh fakta dari gejala-gejala yang ada dan mencari keterangan secara faktual di lapangan. Teknik analisis deskriptif bertujuan melukiskan secara
sistematis fakta atau karakteristik objek penelitian secara faktual dan cermat.
Definisi deskriftif analisis adalah metode penulisan yang dipakai untuk membahas permasalahan dengan cara
meneliti dan mengolah data, kemudian menganalisis, menginterpretasi, hal yang ditulis dalam pembahasan yang teratur dan sistematis.
Gambar 7. Peta lokasi Teluk Bintuni yang menunjukkan lapangan gas untuk proyek LNG Tangguh dan sebaran lokasi sumur pemboran
(Decker, dkk., 2009) Metodologi penelitian ini
menggunakan pendekatan analisis fasies seismik dan data kedalaman dengan didukung data data log, korelasi log, analisis sumur, dan data geomagnet khususunya pada sumur ASA-1X, ASB-1X, ASM-1X dan data seismik pendukung serta literatur tentang geologi regional. Adapun metodologi penelitian meliputi beberapa tahap penelitian yaitu.
Tahap analisis data dan dilakukan dengan menggunakan beberapa perangkat lunak seperti misal Microsoft Excel 2013, Note, Maplnfo Professional 2010, Global Map-per V.15, Petrel Schlumbeger 2008, IGRF 92 dan
CorelDraw X6. Adapun analisis data yang dilakukan sebagai berikut.
Analisis Data Kedalaman Laut
Analisis data kedalaman laut diker-jakan dengan jalan melakukan koreksi terhadap kesalahan data rekaman dengan menggunakan perangkat lunak Microsoft Excel dan MapInfo Professional 2010. Kemudian dilakukan Input dalam bentuk
X.Y.Z kedalam perangkat lunak Petrel Schlumberger 2008 untuk membuat peta batimetri. Setelah pekerjaan pemodelan dari peta batimetri selesai, maka untuk selanjutnya dilakukan analisis morfologi mengidentifikasi salah satu keadaan dari geologi pada daerah penelitian.
Analisis Data Well Log.
Analisis data Well log ASA 1X, ASB 1X dan ASM 1X dilakukan untuk dapat mengatahui litologi yang digunakan untuk membantu identifikasi keadaan stratigrafi dan korelasi stratigrafi pada daerah penelitian. Serta untuk menentukan batas atas dan batas bawah Zaman Paleogen - Neogen yang akan dijadikan fokus studi menggunakan perangkat lunak Petrel Schlumberger 2010.
Analisis/Interpretasi Penampang Seismik 1) Menganalisis dan mengidenti-fikasi serta membuat horison bedasarkan pada pendekatan fasies seismik seperti, tekstur seismik, pola reflektor seismik dll. Serta dibantu dengan data sekunder Well Log; 2) Menganalisis dan mengidentifikasi struktur geologi (Sesar dan Lipatan) bedasarkan karakteristk reflektor seismik; 3) Dari hasil intepretasi horison dan struktur pada seismik digunakan untuk membuat peta struktur waktu dan peta struktur kedalaman dan peta ketebalan (Isopach) yang difokuskan pada Top-Bottom Zaman Paleogen – Neogen
Identifikasi Perangkap Hidrokarbon Pada tahapan ini dilakukan analisis hidrokarbon bedasarkan data yang telah dianalisis dan di olah sebelumnya. Pada tahap ini terdiri dari beberapa analisis, 1) Identifikasi perangkap hidrokarbon pada Zaman Paleogen - Neogen dengan meganalisis struktur dari geologi beserta menganalisis pola sedimentasi pada daerah penelitian. 2) Menganalisis dan mengintegrasikan beberapa peta, seperti peta struktur kedalaman dan anomali kemagnetan bumi, penampang seismik, peta anomali magnet dan keberadaan
petroleum sytem untuk membuat bahan evaluasi perolehan dari lead hydrocarbon
(lokasi) dan Perangkap Hidrokarbon yang
berkembang. Selanjutnya akan dilakukan pengurutan peringkat dari perangkap dan berdasarkan probabilitasnya
HASIL DAN PEMBAHASAN
Penelitian ini bertujuan melakukan pemetaan bawah permukaan dan iden-tifikasi perangkap hidrokarbon dengan mengintegrasikan data geologi dan data geofisika. Data geologi yang digunakan adalah merupakan data sumur yang telah ditafsirkan yang terdiri dari tiga sumur bor, yaitu sumur ASA 1X, ASB 1X dan ASM 1X. Sedangkan data geofisika yang telah digunakan adalah data seismik 2D Brute stacking.
Lintasan Seismik
Data seismik yang digunakan terdiri dari sebelas lintasan dengan luas area 60.310,02 Km2 (265.800 meter x 226.900 meter) dengan panjang lintasan seismik 1.182.675 meter (Gambar 8).
Perekaman data dari hasil survey seismik dilakukan dengan menggunakan dua unit airgun antara kombinasi airgun
1 dan 3 atau airgun 2 dan 4. Kapasitas kombinasi airgun tersebut menjadi 400 cu in (250 cu in + 150 cu in) untuk firing rate lebih kurang 11.5 detik, atau sudah mewakili interval peledakan setiap 25 meter kapal berjalan. Kecepatan kapal sekitar 5 knot sampai dengan 7 knot.
Pemilihan lokasi survey seismik ber-dasarkan keadaan geologi regional dan
petroleum system mengacu kepada kajian pustaka terlebih dahulu. Target survey seismik yalah merupakan daerah paparan Lempeng Australia bagian baratlaut yang memiliki karakteristik paparan lempeng dengan kedalaman yang relatif dangkal dan yang disesuaikan dengan panjang
Kedalaman Dasar Laut (Batimetri) dan Morfologi dasar laut
Lintasan survey batimetri dilakukan bersama dengan lintasan survey seismik dengan arah lintassan baratlaut–tenggara menggunakan echosounder didapat dari hasil pengukuran dasar permukaan air laut. Hasil survey ini menunjukan bahwa kedalaman Perairan Aru Utara berada di kisaran kedalaman – 1.5 meter hingga -3735.5 meter di bawah permukaan air laut (Gambar 9).
Hasil pengukuran kedalaman dasar laut menggunakan peralatan echosounder
kemudian dilakukan koreksi dengan cara perbandingan batimetri menggunakan citra GEBCO (General Bathymetry Chart of the Ocean). Kemudian dilakukan olahan menggunakan software Petrel 2008. Citra
GEBCO digunakan sebagai data koreksi dan pola trend kedalaman dipermukaan dasar laut (Batimetri), sehingga dapat dihasilkan peta kontur untuk kedalaman permukaan dasar laut.
Interpretasi Seismik Multi Channel Interpretasi data seismik dengan cara geologi yalah merupakan tujuan dan produk akhir dari pengolahan seismik. Interpretasi yang dimaksudkan adalah menentukan atau memperkirakan suatu keadaan geologi dari gambaran gambaran seismik. Interpretasi seismik tidak dapat dikatakan mutlak benar karena pada
dasarnya tidak ada yang bisa mengetahui keadaan bumi secara valid. Interpretasi hanya dapat di uji dari satu data ke data lainya, saling berhubungan. Oleh karena itu semakin banyak data yang digunakan terintegrasi secara maksimal, maka akan memperoleh hasil keakuratan data yang semakin baik.
Gambar 9. Peta Kedalaman Permukaan dasar laut pada Perairan Aru Utara Papua Barat Interpretasi data log dengan data
seismik menjadi hal yang sangat penting. Kedua data ini memiliki keleibihan dan kekurangan masing masing. Data seismik memiliki resolusi horisontal yang baik, namun dari segi resolusi vertikal kurang baik, sedangakan data log sebaliknya. Data log memiliki resolusi vertikal jauh lebih baik bila dibandingkan data seismik namun resolusi horisontal kurang baik. Mengintegrasikan kedua data tersebut akan bisa menghasilkan interpretasi yang cukup akurat.
Interpretasi data seismik dilakukan dengan mengacu pada tiga sumur bor hasil dari Joint study Ditjen Migas, yaitu Sumur ASA 1X, ASB 1X dan ASM 1X. Interpretasi dilakukan adalah dengan menginterpretasi keberadaan horison dan struktur pada data seismik. Interpretasi yang dilakukan pada penelitian adalah dengan melakukan interpretasi horison pada seismik, yaitu pada Batas Bawah Zaman Paleogen dan Batas Atas Zaman Paleogen serta Batas Atas Zaman Neogen (Gambar 10 - 12).
Gambar 10. Tampilan 3D hasil registasi sumur bor dengan horison pada daerah penelitian
Gambar 11. Penentuan marker terhadap kemenerusan horison menggunakan registasi sumur bor bedasarkan kurva log dan litologi
Gambar 12. Penentuan marker terhadap kemenerusan horison menggunakan registasi sumur bor bedasarkan kurva log dan batas umur Pemetaan Bawah Permukaan
Peta bawah permukaan adalah peta yang menggambarkan secara dua dimensi tentang suatu bentuk (geometri) dan kondisi geologi bawah permukaan. Peta bawah permukaan merupakan bagian yang penting karena peta ini digunakan para ahli geologi sebagai bahan acuan dalam upaya kegiatan eksplorasi maupun pengembangan lapangan migas. Bagi para
geologist dan para geophysicist bawah permukaan yang memiliki tugas yang sangat cukup berat untuk memetakan struktur yang tidak terlihat yang terdapat di beberapa ribu kaki dibawah permukaan bumi (Teapock dan Biischke, 1991). Peta bawah permukaan jmemiliki beberapa kegunaan lainnya, antara lain : membantu dalam penentuan arah suplai sedimen, mengetahui daerah prospek hidrokarbon, mengetahui lingkungan pengendapan, fasies dan masih banyak lagi. Peta bawah permukaan memiliki dua jenis sifat, yaitu kuantitatif dan dinamis. Sifat kuantitatif (numerik) yaitu bahwa pada peta bawah
permukaan yang dinyatakan dalam garis garis kontur yang memiliki nilai yang sama. Sedangkan sifat dinamis adalah bahwa tingkat akurasi, dinilai dari banyak data yang tersedia dan diintegrasikan bukan bedasarkan pada metode yang digunakan. Berarti semakin banyak data yang diolah maka tingkat akurasi dari peta ini semakin baik.
Peta struktur waktu dan kedalaman merupakan bagian dari pemetaan bawah permukaan. Peta struktur ini berguna untuk bisa mengetahui bentuk perangkap di daerah penelitian. Sebelum dihasilkan peta struktur kedalaman, maka peta yang dapat dihasilkan merupakan peta dengan domain waktu (millisecond). Hasil picking
yang dilakukan pada seismik kemudian dibuat peta dengan metode minimum curvature. Metode minimum curvature ini telah digunakan secara luas pada ilmu kebumian. Permukaan yang diinterpolasi dengan metode ini dapat dianalogikan dengan bidang elastic yang terhampar keseluruh data sedmikian sehingga hanya
sedikit lekukan yang terjadi. Permukaan sehalus mungkin untuk data yang akan diinterpolasi, sehingga bukan merupakan interpolator yang eksak (Keckler, 1994). Peta yang dihasilkan merupakan peta struktur waktu.
Terdapat banyak metode dan cara untuk mengkorversikan peta struktur kedalaman. Pada penelitian ini dilakukan cara konversi waktu kedalaman dengan metode konvensional. Pembentukan peta struktur kedalaman merupakan salah satu aplikasi rumus sederhana, yaiut v = s/t, dengan S merupakan kedalaman horison (ft) dan t merupakan domain waktu dapat dilihat dalam penampang seismik (ms). Domain untuk kedalaman didapatkan dari kedalaman (s) dari setiap horison pada kedalaman kurva log, kemudian dibagi dengan domain waktu (t) yang di plot pada seismik di setiap horison untuk mendapatkan masing masing rata-rata interval kecepatan pada setiap horison. Rata-rata kecepatan ini digunakan untuk
mengkoversi peta struktur waktu dengan memasukkan nilai rata-rata kecepatan setiap horison sebagai parameter velocity model dari setiap peta struktur waktu pada masing-masing horison.
Peta Struktur Waktu dan Kedalaman Top
Neogen
Peta struktur waktu Top Neogen
memiliki interval waktu 88.77 hingga -4789.82 millisecond. Secara histogram penyebaran, waktu terbanyak berada pada interval 250 – 500 ms (millisecond) dengan persentasi 24%. Interval kontur peta struktur waktu 250 ms. Sedangkan peta struktur kedalaman Top Neogen
berada di interval kedalaman 25 hingga -1420.51 meter dibawah permukaan laut. Secara histogram, penyebaran kedalaman terbanyak pada kedalaman 0 – 100 meter bawah permukaan laut dengan persentasi 29%. Interval kontur pada peta struktur kedalaman 50 meter (Gambar 13).
Gambar 13. A. Peta Struktur waktu Top Neogen, B. Peta Struktur kedalaman Top Neogen
Secara keseluruhan di antara peta struktur waktu dan peta struktur keda-laman tidak terlalu jauh beda hanya ada beberapa perbedaan pada klosur. Secara keseluruhan morfologi maka Top Neogen
terdapat palung pada bagian baratdaya yang akan mendangkal kearah baratlaut kemudian terus mendangkal kearah timur dan bagian tenggara daerah penelitian.
Peta Struktur Waktu dan Kedalaman Top
Paleogen
Peta struktur waktu Top Paleogen
memiliki interval waktu 391.44 hingga -5599.45 millisecond. Secara histogram penyebaran, waktu terbanyak berada pada interval antara 1500 – 1750 ms (millisecond) dengan persentasi 17.5%. Interval kontur peta struktur waktu 250 ms (Gambar 14).
Gambar 14. A. Peta Struktur waktu TopPaleogen, B. Peta Struktur kedalaman Top Paleogen
Sedangkan peta struktur kedalaman
Top Paleogen ada di interval kedalaman -15.96 hingga -1889.15 meter di bawah permukaan laut. Hingga cara histogram, penyebaran kedalaman terbanyak pada kedalaman antara 700-800 meter bawah permukaan laut dengan persentasi 21.2%. Interval kontur peta struktur kedalaman adalah 50 meter. Secara keseluruhan di antara peta struktur waktu dengan peta struktur kedalaman telah menunjukkan perbedaan cukup besar.
Secara keseluruhan morfologi Top
Paleogen palung berada di baratdaya kemudian semakin mendangkal kearah
baratlaut. Sedang pada bagian paparan pada zaman ini tinggian berada pada sisi sebelah utara dan selatan saja, belum secara meyeluruh dan bagian tengah paparan hingga kearah timurlaut masih berupa rendahan.
Peta Struktur Waktu dan Kedalaman
Bottom Paleogen
Peta struktur waktu untuk Bottom Paleogen memiliki interval waktu -751.51 hingga -5844.91 millisecond. Maka secara histogram penyebaran, waktu terbanyak berada pada interval 2500 - 2750 ms (millisecond) dengan persentasi 16.4%.
Interval kontur peta struktur waktu 250 ms (Gambar 15).
Sedangkan peta struktur kedalaman
Bottom Paleogen berada pada interval kedalaman -329.62 hingga -2015.33 m di bawah permukaan laut. Secara histogram, penyebaran kedalaman terbanyak pada
kedalaman 1100-1200 meter di bawah permukaan laut dengan persentasi 13.5%. Interval kontur peta struktur kedalaman 50 meter. Secara keseluruhan, maka di antara peta struktur waktu dan peta struktur kedalaman telah menunjukan perberdaan cukup tinggi.
Gambar 15. A. Peta Struktur waktu Bottom Paleogen, B. Peta Struktur kedalaman Bottom Paleogen Secara keseluruhan morfologi dari
Bottom Paleogen palung berada di barat-daya terus memanjang kearah timurlaut kemudian semakin mendangkal kearah utara dan arah selatan. Sehingga tinggian berada pada sebelah tenggara dan utara hingga Barat laut.
Hasil Studi Awal Lokasi Potensi Migas Struktur geologi di area penelitian secara umum dikontrol oleh sesar utama Zona Sesar Palung Aru Utara di tepian paparan sampai lereng, mengarah utara -
timur laut kearah selatan - barat daya. Struktur ikutan yaitu sesar-sesar normal mengarah utara - timur laut ke selatan - barat daya di paparan sebelah timur zonar sesar utama.
Studi awal potensi migas di perairan wokam berdasarkan hasil survei kapal KR. Geomarin III. Dari hasil interpretasi awal seismik stacking single-channel, dijumpai enam lokasi potensi jebakan hidrokarbon dari umur Paleogen - Neogen, yaitu dua lokasi dari Peta Top Neogen, dan empat lokasi Top Paleogen (Gambar 16).
Gambar 16. A. Identifikasi perangkap hidrokarbon pada Peta Struktur Kedalaman Top Neogen,
B. Identifikasi perangkap hidrokarbon padaPeta Struktur Kedalaman Top Paleogen
SIMPULAN
Hasil survei dengan kapal riset KR. Geomarin III di perairan Wokam 2014 diperoleh lintasan seismik Multi Kanal 1.182 km, magnetik 1.220 km sedang pemeruman batimetri atau sub bottom profiles (SBP) 1.510 km. Pengambilan sampel sedimen dasar laut dengan
gravity coring sebanyak 9 titik lokasi. Lintasan seismik multi kanal, magnetik laut, dan pemeruman atau SBP berada dalam lintasan yang sama karena pada saat pengambilan data 3 (tiga) metode ini secara bersama dioperasikan. Perekaman seismik multi kanal, magnetik laut, dan pemeruman atau SBP yang diperoleh sebanyak 11 lintasan yang terdiri dari 6 (enam) lintasan yang berarah barat laut – tenggara dan 5 (lima) berarah barat daya – timur laut.
Data seismik multi kanal diproses dalam dua tahap, tahap pertama onboard processing yang dilakukan selama survei di kapal, kedua final processing pada dua
key-lines yang dilakukan sampai pada tahap Post Stack Time Migration (PSTM). Lintasan kunci yang telah dilakukan pengolahan data PSTM pada lintasan WKAM-03, WKAM-04 dan WKAM-11
Pada penampang seismik telah dila-kukan interpretasi aspek struktur geologi dan perlapisan sedimen yang sebelumnya telah diikat dengan data sumur ASA-1X, ASM-1X dan ASB-1X untuk tiga horizon yaitu Top Neogen, Top Paleogen dan Base Paleogen
Struktur geologi di area penelitian secara umum dikontrol oleh sesar utama Zona Sesar Palung Aru Utara di tepian paparan sampai lereng, mengarah utara - timur laut dan ke selatan - barat daya.
Struktur ikutan yaitu sesar-sesar normal mengarah utara - timur laut ke selatan - barat daya di paparan sebelah timur zonar sesar utama.
Studi awal potensi migas di perairan wokam berdasar hasil survei kapal KR. Geomarin III. Hasil dari interpretasi awal seismik stacking single-channel, dijumpai enam lokasi potensi jebakan hidrokarbon dari umur Paleogen - Neogen, yaitu dua lokasi lokasi dari Peta Top Neogen, dan empat lokasi Top Paleogen.
DAFTAR RUJUKAN
Aldha, T dan Ho, K.J., 2008, Tertiary Hydrocarbon Play in NW Arafura Shelf, Offshore South Papua: Frontier Area in Eastern Indonesia, Proceeding IPA 32nd Annual Convention & Exhibtion, Jakarta Balitbang ESDM, 2013, Hand-out
Presentasi Forum Group Discussion
Sektor Migas untuk Kawasan Timur Indonesia, Jakarta
Casarta, L.J., Salo, J.P., Tisnawidjaja, S., and Sampurno, S.T., 2004. Wiriagar Deep: the Frontier Discovery that Triggered Tangguh LNG: Proceedings of the Indonesian Petroleum Association, 21 p.
Decker, J., Bergman, S.C., Teas, P.A., Baillie, P., Orange, D.L., 2009, Constraints On The Tectonic Evolution Of The Bird’s Head, West Papua, Indonesia, Proceedings, Indonesia Petroleum Association, Thirty-Third Ipa Annual Convention & Exhibition, 2009
Ditjen Migas, 2011, Hand-out Presentasi, Hasil Joint Studi di Blok Aru Utara Papua, Jakarta
Ditjen Migas, 2009, Hand-out makalah: Rencana dan Prospek Penawaran Wilayah Kerja Migas, Jakarta
Ditjen Migas. 2003. Kebijakan dan Program Subsektor Migas dalam Mempercepat Pembangunan Kawasan Timur Indonesia. Forum Litbang ESDM. Jakarta
Folk, R.L., 1980, Petrology of Sedimentary
Rocks. Hemphill Publishing
Company, Austin, Texas, p. 15-60. Fraser, T.H., Bon, J., and Samuel, L., 1993.
A new dynamic Mesozoic stratigraphy for the west Irian Micro-Continent Indonesia and its implications:Proceedings of the Indonesian Petroleum Association, 55 p.
Granath, J.W., Christ, J.M., Emmet, P.A. and Dinkelman, 2010, Insights into the tectonics of Eastern Indonesia from Arafuraspan, a long offset long record 2D seismic reflection dataset. Proceedings, Indonesian Petroleum Association. Thirty-Fourth Annual Convention & Exhibition, May 2010.
Keho, T., and Samsu, D., 2002, Depth Conversion of Tangguh Gas Fields: Leading Edge, p. 966-971.
Marcou, J.A., Samsu, D., Kasim, A., Meizarwin, and Davis, N. 2004. Tangguh LNG’s Gas Resource: Discovery, Appraisal and Certification: Proceedings of the Indonesian Petroleum Association, 18 p.
Noble, R., Orange, D., Decker, J., Teas, P. And Baillie, P., 2009, Oil and gas seeps in deep marine sea floor cores as indicators of active petroleum systems in Indonesia. Proceedings, Indonesia Petroleum Association, Thirty-Third IPA Annual Convention & exhibition, 2009. Pairault, A.A., Hall, R., Elders, C.F., 2003,
Structural Styles and Tectonic Evolution of the Seram Trough,
Indonesia: Marine and Petroleum Geology v. 20, p. 1141–1160.
Robertson, J., 1999, Tangguh—Discovery of a Major Gas Province in Irian Jaya, Indonesia: Proceedings of the Indonesian Petroleum Association, 2 p.
Susilohadi., 1985, Perangkat Lunak Program Nomenklatur dan Parameter Statistik Sedimen, Pusat Pengembangan Geologi Kelautan, unpublished.
Talisman Energy & Ditjen Migas, 2010, North Semai Joint Study. Final Presentation. Bogor, January 10, 2011.
Vail, P. R., Mitchum, R. M., Todd, J.R., Widmer J.M., Thomson III, S., Sangree, J.B., Bubb, J.N. (1977), Seismic stratigraphy and global changes of sea level, Part 1-11,
AAPG Memoir 26th, p.49-212
Wentworth, C. K., 1922, A scale of grade and class terms for clastic sediments: Journal of Geology, v. 30, p. 377-392.
Wijaya, P.H., M.Akrom Mustafa, T.P. Nainggolan, E. Usman, H.C. Widiatmoko, H. Kurnio, L. Sarmili, A. Wahib, E. Rohendi, A. Wisnu Pertala, Ai Yuningsih, B. Rachmat, Evie H. Sudjono, A. Ibrahim, N.C.D. Aryanto, G.M Hermansyah, M. Surachman, B. T. Harjanto, Penelitian Potensi Migas untuk Mendukung Penyiapan Wilayah Kerja Migas Nasional (KR. Geomarin III) Wilayah Semai-Misool Perairan Papua Barat, Sumber Daya Geologi Kelautan, Puslitbang Geologi Kelautan, Bandung, tidak dipublikasikan.
