22
BAB III
GEOLOGI REGIONAL DAERAH PENELITIAN
3.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan
Cekungan Sumatera Selatan terletak antara Paparan Sunda di sebelah timur laut dan jalur tektonik Bukit Barisan di sebelah baratdaya. Batas cekungan sebelah baratlaut dan barat adalah Tigapuluh High, sebelah tenggara dan timur dibatasi oleh daerah Lampung High.
Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan busur belakang (back arc basin) yang terbentuk akibat interaksi antara Lempeng Hindia-Australia dengan Lempeng Mikro Sunda. Cekungan ini dibagi menjadi 3 sub-cekungan, yaitu Sub-Cekungan Jambi atau Palembang Utara yang menjorok ke selatan, Sub-Sub-Cekungan Palembang Tengah, Sub-Cekungan Palembang Selatan atau disebut juga Kompleks Palembang Selatan.
Daerah penelitian termasuk ke dalam Sub-Cekungan Palembang Selatan yaitu pada suatu tinggian yang disebut sebagai Musi Flatform. Tinggian Musi ini dibatasi pada bagian timur oleh Depresi Benakat Gulley dan Lematang Trought, bagian barat oleh Volcanics Arc Bukit Barisan, bagian utara oleh Pigi Trought dan pada bagian selatan oleh Saung Naga Graben. Tinggian Musi ini termasuk dalam back arc basin Tersier Sumatera Selatan.
Secara struktural, Cekungan Sumatera Selatan dapat dibagi menjadi sub Cekungan Jambi dan sub Cekungan Palembang. Kedua sub cekungan ini dibatasi oleh sesar-sesar utama yang berakar dalam hubungan dengan batuan dasar. Sesar yang paling menonjol adalah Sesar Lematang yang berarah barat laut-tenggara dan Sesar Kikim dengan arah utara-selatan.
23
3.2 Struktur Regional Daerah Sumatera Selatan
Bentuk struktur yang saat ini terlihat di kedua cekungan (Jambi dan Sumatera Selatan) adalah hasil dari aktifitas tektonik Tersier Pulau Sumatera yang dapat dibagi menjadi beberapa periode tektonik (Sukendar, 1998).
Empat periode tektonik selama Tersier yang menghasilkan konfigurasi struktur saat ini adalah sebagai berikut:
1. Periode tektonik pertama, pada Eosen Awal-Oligosen Akhir di mana pulau Sumatera Semenanjung Malaya dan Kampuchia masih merupakan bagian dari lempeng Hindia-Australia, maka terbentuk sesar mendatar dextral (sesar
24
Sumatera) yang menimbulkan pola rekahan di sepanjang sesar. Pola rekahan inilah yang merupakan awal pembentukan cekungan-cekungan di bagian timur Sumatera. Gerak mendatar pada pasangan sesar tersebut akan membentuk cekungan-cekungan lokal yang disebut pull apart basin.
2. Periode tektonik yang kedua, pada Oligosen Akhir – Miosen Awal, telah terjadi gerak rotasi yang pertama dari Lempeng Mikro Sunda sebesar 20 derajat kearah berlawanan jarum jam, sebagai akibat regangan dan pemekaran kerak yang terjadi di Cekungan Thailand dan Malaya (Devies,1989). Rotasi ini mengembangkan pembentukan cekungan pull apart basin di Sumatera Timur yang menyebabkan pengangkatan dan penurunan lokal, sehingga terjadi proses erosi dan pengendapan yang cepat.
3. Proses tektonik yang ketiga, terjadi pada Miosen Tengah yang menyebabkan terjadinya rotasi dari Lempeng Mikro Sunda terhenti, disusul
oleh pengangkatan regional yang menyebabkan terjadinya pengaktifan kembali sesar-sesar yang telah ada sehingga terjadinya proses penurunan dasar cekungan yang semakin cepat.
4. Proses tektonik yang ke empat, terjadi pada Miosen Akhir – sekarang menyebabkan terbentuknya rotasi yang kedua sebesar 20 – 25 derajat kearah berlawanan jarum jam. Pada saat ini intraksi Lempeng Hindia – Australia dan Lempeng Sunda meningkat menjadi hampir 65 derajat yang menyebabkan terjadinya tegasan kompresi dan mengakibatkan pengangkatan Bukit Barisan, kegiatan vulkanisme, dimana sesar- sesar mendatar yang berarah Utara-Selatan berubah menjadi barat laut- tenggara sedangkan sesar normal yang berarah timurlaut - baratdaya berubah menjadi sesar mendatar menjadi sesar naik, sedangkan sesar normal yang berarah Utara - Selatan aktif kembali sebagai sesar mendatar dextral.
25
Selain telah terjadi tektonik regional maupun lokal sepanjang Zaman Tersier, telah terjadi pula proses sedimentasi pada daerah cekungan. Disamping tektonik yang berpengaruh terhadap proses sedimentasi, ternyata muka laut global ( global sea level changes) juga turut berperan dalam proses sedimentasi di Cekungan Sumatera Selatan.
3.3 Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Selatan
Stratigrafi Regional Cekungan Sumatera Selatan menurut Spyrut 1956 ,dalam studi Pulunggono 1986 yang dimodifikasi oleh De Blow, 1969; Coster, 1974 dan Vail, dkk, 1986 dalam studi sitompul, dkk, 1992, secara umum tersusun dari satuan yang tertua kesatuan termuda, sebagai berikut:
1. Kelompok batuan Pra Tersier
Menurut Gafoer dan Pardede ( 1998 ), kelompok batuan ini merupakan kelompok Bancuh ( mélange ) yang berasal dari tumbukan Lempeng Samudra Hindia dan Lempeng Asia Tenggara,yang terbagi atas:
• Satuan malihan, terdiri dari philit, sekis,marmer dan kwarzit • Satuan batuan gunung api terdiri dari tufa litik
• Satuan batuan granotoit yang merupakan batuan asal kontinen
• Satuan batuan ofiolit yang merupakan batuan asal kerak samudra, terdiri dari basalt, metabasalt, rijang, batulempung dan batu lumpur gampingan. 2. Formasi Lahat/Lemat
Formasi Lahat terdiri atas dua anggota batuan, klastik dan klastik halus. Ketebalan formasi ini berkisar 200 – 760 m, dengan umur Paleosen hingga Oligosen bawah dengan lingkungan pengendapan darat –transisi.
26 3. Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar diendapkan di atas Formasi Lahat secara selaras, tetapi secara setempat dijumpai pula hubungan yang tidak selaras. Pada kondisi Formasi Lahat tidak berkembang, Formasi Talang Akar diendapkan langsung secara tidak selaras di atas batuan dasar Pra-Tersier. Bagian bawah dari formasi ini mempunyai tipe sedimen fluvial-deltaik dan makin keatas berubah menjadi kondisi endapan laut. Bagian bawah umumnya terdiri dari batu pasir kasar, sangat kasar selang seling dengan serpih dan batubara yang disebut Gritsand Member, dengan ketebalan 200 –550m. Bagian atas umumnya terdiri dari batu pasir sedang halus selang seling dengan serpih dan batubara, yang disebut Transitional Member, dengan ketebalan sekitar 300m, formasi ini berumur Miosen Bawah bagian atas.
4. Formasi Baturaja
Formasi Baturaja diendapkan selaras diatas Formasi Talang Akar dan terdiri dari batu gamping terumbu dan batu gamping klastik yang diendapkan selama Miosen Tengah. Ketebalan rata-rata berkisar 60 –70 m dan di beberapa tempat bisa mencapai 200 m.Umur formasi ini diperkirakan Miosen Bawah bagian atas.
5. Formasi Gumai
Formasi Gumai terdiri dari serpih, batu gamping dan serpih napalan yang kaya akan fosil foraminifera. Formasi ini diendapkan pada kondisi transgresi didalam Cekungan Sumatra Selatan dan tersebar secara luas. Ketebalan berkisar 150 – 500 m di dalam antiklinorium Limau-Pendopo dan diduga mencapai 2500 m di daerah Lematang.
6. Formasi Air Benakat
Formasi ini didapkan selama fase regresi pada Miosen Tengah – Miosen Akhir terutama terdiri batu lempung dengan kandungan fosil foraminifera dan makin keatas batu pasir sering dijumpai sebagai sisipan. Ketebalannya berkisar 100- 1000 m.
27 7. Formasi Muara Enim
Formasi ini terdiri dari batu lempung, serpih, batu pasir dan beberapa lapisan Batubara. Diendapkan pada lingkunagan laut dangkal, transisi hingga darat
dengan ketebalan berkisar 450 – 750 m. Umur formasi ini Miosen Akhir hingga Pliosen Awal.
8. Formasi Kasai
Formasi Kasai diendapkan pada fase akhir regresi pada lingkungan fluvial sampai transisi dan terdiri dari tuff, batuapung, batu pasir tufaan dan batu lempung tufaan. Umur dari Formasi Kasai ini adalah Pliosen Akhir hingga Pleistosen.
28 STRATIGRAPHIC EP O C H PE R IO D GROUP FORMATION HOL PLE. Q DEPOSITIONAL ENVIRONMENT TECTONIC SUMMARY TI M E I N M Y E A R S PL IO . MI O C E N E OL IG O C E N E E O CE NE
T
E
R
T
I
A
R
Y
U U L M L U L U M PRE-TERTIARY BASEMENT GREEN GREEN BLUE YELLOW RED BRADED FLUVIAL ALLUVIAL FAN MARINE SHALLOW MARINE DELTAICS 5 10 10 15 20 30 25 35 40 PA L E MB A N G TE L IS A BRADED FLUVIAL SHALLOW MARINE DELTAICS ? Rifting begin Graben fill Localized uplift And erosion Late Graben fill Basin sag stage Widespread compression Primary traps formed KASAI MUARA ENIM AIR BENAKAT B R F G U M A I BLUE GREEN PINK BROWN S E I S M I C NOMENCLATURE L A F TAF - TRM TAF - GRM STRATIGRAPHIC EP O C H PE R IO D GROUP FORMATION HOL PLE. Q DEPOSITIONAL ENVIRONMENT TECTONIC SUMMARY TI M E I N M Y E A R S PL IO . MI O C E N E OL IG O C E N E E O CE NET
E
R
T
I
A
R
Y
U U L M L U L U M PRE-TERTIARY BASEMENT GREEN GREEN BLUE YELLOW RED BRADED FLUVIAL ALLUVIAL FAN MARINE SHALLOW MARINE DELTAICS 5 10 10 15 20 30 25 35 40 PA L E MB A N G TE L IS A BRADED FLUVIAL SHALLOW MARINE DELTAICS ? Rifting begin ? Rifting begin Graben fill Localized uplift And erosion Late Graben fill Basin sag stage Widespread compression Widespread compression Primary traps formed Primary traps formed KASAI KASAI MUARA ENIM MUARA ENIM AIR BENAKAT AIR BENAKAT B R F B R F G U M A I G U M A I BLUE GREEN PINK BROWN S E I S M I C NOMENCLATURE L A F L A F L A F TAF - TRM TAF - TRM TAF - GRM TAF - GRM29
3.4 Stratigrafi Daerah Telitian
Stratigrafi di daerah telitian pada umumnya hampir sama dengan stratigrafi regional, urutan Formasi Batuan yang ada di daerah studi adalah sebagai berikut (tua ke muda):
• Pre-Tersier ( Basement Rock ) • Formasi Lahat ( LAF ), • Formasi Talang Akar ( TAF ) • Formasi Baturaja ( BRF ) • Formasi Gumai
• Formasi Air Benakat • Formasi Muara Enim • Formasi Tuff Kasai
Formasi Talang Akar (TAF) adalah reservoir utama di daerah telitian yang mengandung hidrokarbon.
3.5 Petroleum System Daerah Penelitian
Cekungan Sumatra Selatan memiliki potensi minyak bumi yang cukup besar. Hal-hal yang menjadi persyaratan untuk menghasilkan minyak bumi, terdapat pada cekungan ini, yaitu batuan induk (source rock), reservoar, tudung (cap rock), dan jebakan (trap).
1. Batuan Induk / Source Rock
Batuan yang dianggap sebagai sumber utama penghasil hidrokarbon di lapangan minyak/gas di daerah telitian adalah serpih dan batubara pada Formasi Talang Akar dan Lemat. Proses pematangan hidrokarbon ditafsirkan berlangsung antara Miosen Akhir-Pliosen pada kedalaman sekitar 5500 feet. Formasi Talang Akar tertimbun oleh sedimen tebal dari Formasi Baturaja, Formasi Gumai dan Formasi Air Benakat dianggap telah mencapai kedalaman pematangan. Minyak yang terperangkap di daerah
30
telitian di duga berasal dari Lematang Deep dan Benakat Gulley yang di anggap sebagai kitchen area.
2. Reservoir
Batuan yang berpotensi sebagai reservoir di daerah telitian adalah batupasir dari Formasi Talang Akar (TAF), batugamping dari Formasi Baturaja (BRF) dan batupasir dari Formasi Air Benakat.
3. Jebakan / Trap
Hidrokarbon yang dihasilkan di daerah Lematang Deep bermigrasi ke perangkap-perangkap di daerah telitian. Hingga saat ini belum ada kejelasan mengenai lapisan penghantar (carrier bed) yang dianggap bisa penghantar hidrokarbon dari kitchen beds ke kantong-kantong perangkap batupasir di daerah telitian. Sementara ini ditafsirkan migrasi melalui zona-zona rekahan zona-zona sesar atau porositas sekunder. Serpih yang tebal di antara batupasir di Formasi Talang Akar, dianggap sebagai batuan penutup (Cap Rock).
31
Gambar 3.4 Korelai beberapa sumur yang melalui daerah penelitian
-1150 -1200 -1250 -1300 -1150 -1200 -1250 -1300 KB 44.5 m TLJ-173 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-7 N4-6C N4-6B N4-6AN4-6 N4-8N4-9 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 KB 48.4 m TLJ-076 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6 N4-6A N4-6B N4-6C N4-7 N4-8 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 KB 53.5 m TLJ-032 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 ILDD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6 N4-6A N4-6B N4-6C N4-7 N4-9 N4-8 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 KB 48.4 m TLJ-040 GR (gAPI) 0.0 150.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6 N4-6A N4-6B N4-6C N4-7 N4-8 N4-9 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 KB 40.8 m TLJ-048 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops KB 43.0 m TLJ-038 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6A N4-6 N4-6B N4-6C N4-7 N4-8 N4-9 N4-10 N4-11N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 KB 47.3 m TLJ-007 GR (gAPI) 0.0 200.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6A N4-6 N4-6C N4-6B N4-7 N4-8 N4-9 N4-10 KB 49.3 m TLJ-026 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6B N4-6AN4-6 N4-6C N4-7 N4-8 N4-9 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 KB 57.7 m TLJ-080 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 1390 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6 N4-6A N4-6C N4-6B N4-7 N4-8 N4-9 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 KB 55.2 m TLJ-090 SP (mV) -80.0 20.0 MD 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 ILD (ohm.m) 0.2 2000.0 Tops N4-1 N4-2 N4-3 N4-4 N4-4A N4-5 N4-6 N4-6A N4-6C N4-6B N4-7 N4-8 N4-9 N4-10 N4-11 N4-12 N4-13 N4-14 N4-15 N4-16 N4-17 411.48 m 270.06 m 300.81 m 294.69 m 333.62 m 352.74 m 351.61 m 283.55 m 280.17 m m m
Q
TALANGJIMAR STRUCTURAL SECTION
RA B H F E D A B C1 G B D E F H C1 C2 G A D E F H A0 A1 A2 G C1 C2 G GR 173 076 032 040 048 038 007 026 080 090
