69
Bab IV Sejarah Pembentukan Cekungan
Pengertian tentang sejarah pembentukan cekungan didapatkan dengan menggabungkan tiga buah metoda yaitu metoda analisis geohistory, metoda analisis sejarah termal dan metoda gravitasi, ketiga metoda akan digabungkan dengan harapan mendapatkan hasil yang paling benar.
Penentuan umur baik untuk data sumur maupun data lintasan seismik didasarkan pada kesimpulan zona biostratigrafi (Ryacudu, 2005) yang kemudian dirubah menjadi umur absolut menggunakan zonasi blow hasil modifikasi LEMIGAS, 1994 (lampiran B).
IV.1 Kurva Kompaksi
Kurva kompaksi diperlukan untuk membuat sejarah pemendaman baik dalam satu dimensi maupun dalam dua dimensi, yaitu ketika melakukan pengupasan kebelakang (backstripping) Untuk mendapatkan ketebalan paleostratigrafinya, selain itu juga untuk mengkoreksi nilai konduktifitas panas yang terukur. Hal tersebut perlu dilakukan dikarenakan nilai konduktifitas panas yang terukur telah dirata-rata baik persatuan batuan, maupun persumur. Kurva kompaksi didapatkan dari plot data porositas terhadap kedalaman yang kemudian diregresikan sesuai dengan model kurva kompaksi yang diinginkan. Dalam analisis selanjutnya kurva kompaksi yang digunakan adalah model kurva kompaksi powerlaw hasil modifikasi dari model soliditas batuan dari Baldwin dan Buttler, 1985 (dalam Kesumajana, 2005).
Kurva kompaksi yang digunakan berasal dari 20 sumur pemboran di cekungan Sumatra Selatan (Gambar IV.1) dengan parameter kurva kompaksi yang digunakan adalah : A=63.00 %, b1=-37.72 dan b2=0.21 (Kesumajana, 2005).
70
Kurva Kompaksi Serpih Beberapa Sumur di Cekungan Sumatera Selatan
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0 10 20 30 40 50 60 70 Porositas (%) K e da la m a n (me te r) porositas (%)
Kurva kompaksi Powerlaw Baldwin and Butler, 1985 (Pz=Po+aZ^b)
Kurva kompaksi eksponensial Sclater and Christie, 1980 [Pz=Po exp (-cz)]
Kurva kompaksi eksponensial Falvey and Middleton, 1981 (1/pz=1/po+kZ)
Gambar IV.1. Beberapa model kurva kompaksi untuk cekungan Sumatera Selatan (Kesumajana,2005)
IV.2 Pembentukan Cekungan Berdasarkan Sejarah Pemendaman
Untuk mendapatkan pengertian tentang sejarah pembentukan cekungan maka dilakukan analisis geohistori dua buah penampang lintasan hasil interpretasi dari penampang seismik komposit mewakili pola umum graben pada Cekungan Sumatra Selatan. Kedua penampang tersebut adalah:
71
1. lintasan S14-S17 melalui Kompleks Graben Limau – Tepus mewakili graben pola Sumatra,
2. lintasan S23 melalui Graben Saung naga mewakili graben pola Sunda.
Untuk memperjelas penggambaran ketiga pola tersebut ditambahkan pula analisis geohistori 1D pada sumur-sumur pemboran dan sumur bayangan disekitar ketiga penampang seismik.
Pada penampang seismik bagian atas ditambahkan ketebalan lapisan tererosi dengan mengasumsikan bahwa pada posisi terdalam endapan post-rift setiap lintasan tidak mengalami erosi. Dengan demikian ketebalan endapan post-rift di setiap posisi pada lintasan seismik dapat digambarkan untuk kondisi sebelum terjadi proses erosi terakhir. Umur awal tererosi diasumsikan sama dengan 1.85 juta tahun lalu yaitu kala Plio-Pleistosen. Profil sejarah pemendaman pada setiap lintasan seismik tertera pada Gambar IV.2a hingga 2e dan Gambar IV.3a hingga 3e. -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Jarak (km) K e da la m a n ( k m ) Post-Rift Syn-Rift Pre-Rift Sesar Baratlaut Tenggara
Gambar IV.2a Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S14-S17 menggambarkan sejarah pemendaman pada Kompleks Graben Limau-Tepus masa kini dengan panjang 63.46.
Garis biru=Post Rift 1 (17.9 jt. th), garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam=sesar.
72 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Jarak (km) K e da la m a n ( k m ) Lapisan Tererosi Post-Rift Syn-Rift Pre-Rift Sesar Baratlaut Tenggara
Gambar IV.2b Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S14-S17 menggambarkan sejarah pemendaman pada Kompleks Graben Limau-Tepus pada kondisi 1.65 jt th lalu sebelum tererosi dengan panjang 63.5 km.
Garis berwarna orange=Post-rift 2 (maksimum sedimen diendapkan sebelum tererosi=1.65 jt. th), garis biru=Post Rift 1 (17.9 jt. th), garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam adalah sesar.
-7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Jarak (km) K e da la m a n ( k m ) Post-Rift Syn-Rift Pre-Rift Sesar Baratlaut Tenggara
Gambar IV.2c Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S14-S17 menggambarkan sejarah pemendaman pada Kompleks Graben Limau-Tepus pada kondisi 17.9 jt. th lalu dengan panjang 63.31 km
Garis biru =Post Rift 1 (17.9 jt. th), garis hijau= Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam =sesar.
73 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Jarak (km) K e da la m a n ( k m ) Syn-Rift Pre-Rift Sesar Baratla Tenggara
Gambar IV.2d Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S14-S17 menggambarkan sejarah pemendaman pada Kompleks Graben Limau-Tepus pada kondisi kondisi 25 jt. th lalu dengan panjang 32.8 km
Garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis=merah Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam=sesar.
Rekonstruksi Simple Shear (sudut 10 derajat)
-40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 Jarak (km) K e dal a m an ( k m ) Syn-Rift Pre-Rift
Sesar Hasil Rekonstruksi Bidang Moho
Baratlaut Tenggar
bidang moho
Pre-Rift Syn-Rift
Gambar IV.2e Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S14-S17 menggambarkan sejarah pemendaman pada Kompleks Graben Limau-Tepus pada kondisi kondisi 25 jt. th untuk mendapatkan kedalaman bidang moho dilakukan restorasi simple shear. Kedalaman bidang moho didapatkan pada 35-21 km
Garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam=sesar, garis Ungu=bidang moho.
74 -4 -3 -2 -1 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Jarak (km) Ke d a la m a n ( k m ) Timurlaut Baratdaya
Gambar IV.3a Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S23 menggambarkan sejarah pemendaman pada Graben Saung Naga masa kini dengan panjang penampang 39.67 km.
Garis biru=Post Rift 1 (17.9 jt. th), garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam=sesar.
-4 -3 -2 -1 0 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Jarak (km) K e d a laman ( k m ) Timurlaut Baratdaya
Gambar IV.3b Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S23 menggambarkan sejarah pemendaman pada Graben Saung Naga kondisi 1.65 jt th lalu sebelum tererosi dengan panjang 39.61 km
Garis berwarna orange=Post-rift 2 (maksimum sedimen diendapkan sebelum tererosi = 1.65 jt. th), garis biru=Post Rift 1 (17.9 jt. th), garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam adalah sesar.
75 -4 -3 -2 -1 0 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Jarak (km) Kedal aman ( k m ) Timurlaut Baratdaya
Gambar IV.3c Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S23 menggambarkan sejarah pemendaman pada Graben Saung Naga kondisi 17.9 jt th dengan panjang 38.95 km Garis berwarna biru=Post Rift 1 (17.9 jt. th), garis hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis = sesar.
-4 -3 -2 -1 0 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Jarak (km) K e d a laman ( k m ) Baratdaya Baratdaya Timurlaut Baratdaya
Gambar IV.3d Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S23 menggambarkan sejarah pemendaman pada Graben Saung Naga kondisi 25 jt. th lalu dengan panjang 38.51 km
Garis berwarna hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam = sesar.
76 -4 -3 -2 -1 0 1 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Jarak (km) K edal ama n ( k m ) Timurlaut Baratdaya
Gambar IV.3e Profil sejarah pemendaman pada hasil interpretasi lintasan seismik komposit S23 menggambarkan sejarah pemendaman pada Graben Saung Naga kondisi 30.4 jt th lalu s dengan panjang 21.96 km
Garis berwarna hijau=Syn-rift (25 jt. th) garis merah=Pre-rift (30.4 jt. th.) dan garis hitam = sesar.
Dari penampang S14-S17 didapatkan bahwa prediksi kedalaman bidang moho adalah antara 35-21 km. Dengan mengetahui panjang setiap penampang hasil rekonstruksi maka besaran penipisan kerak dapat dihitung:
Tabel IV.1. faktor beta dari rekonstruksi penampang
Panjang (km) faktor Panjang (km) faktor
masa kini 63.46 1.91 39.67 1.03 1.65 jt. th. 63.50 1.91 39.61 1.03 17.9 jt. th. 63.31 1.91 38.95 1.01 25 jt. th. 33.16 1.00 38.51 1.00 30.4 jt. th. 32.80 21.96 Umur S14 S23
Profil sejarah pemendaman 1D untuk setiap graben tergambar pada Gambar IV.4, IV.5 dan IV.6. setiap sumur yang dianalisis hingga kedalaman batuan dasar, bila ternyata ada sumur yang tidak sampai ke batuan dasar maka sumur kedalamannya akan ditambahkan dari penampang korelasi sumur.
Profil sejarah pemendaman dan profil sejarah subsiden tektonik yang didapatkan dari Kompleks Graben Jambi memperlihatkan bahwa pada fasa rifting (30.4 - 25
77
jt. th.) sumur Tempino 176 (kurva berwarna jingga pada Gambar IV.4) memiliki ketebalan terbesar 2114 m, baru kemudian sumur Batu Ampar-1 (kurva berwarna kuning pada Gambar IV.4) dengan ketebalan fasa rifting 355 m dan sumur Gelam-1 (kurva berwarna biru tua pada Gambar IV.4) dengan ketebalan fasa rifting 262 m, sedangkan pada ketiga sumur sisanya tidak terdapat fasa rifting, hal ini ditunjukkan oleh belum terdapat sedimen pada umur fasa rifting terjadi, pada penampang korelasi stratigrafi A1 dan A2 pada bab III (Gambar III.4 dan III.5) ketiga sumur tersebut berada pada tinggian.
Bila diperhatikan pada penampang korelasi stratigrafi A1 dan A2 pada bab III (Gambar III.4 dan III.5) maka dapatlah diketahui bahwa ketiga sumur yang memiliki fasa rifting berada pada graben yang berbeda. Dari ketebalan sedimen pada fasa rifting dapat disimpulkan bahwa Graben Tempino-Kenali Asam tempat sumur Tempino 176 berada memiliki penurunan dasar cekungan yang sangat cepat (415 m per jt. th). Hal tersebut ditunjang dengan ciri sedimen yang diendapkan pada Graben Tempino-Kenali Asam pada saat terjadi rifting adalah endapan batial. Sedangkan pada kedua sumur lainnya diendapkan sedimen pada lingkungan marginal atau laut dangkal.
Berbeda dengan Kompleks Graben Jambi, pada Kompleks Graben Limau - Tepus profil sejarah pemendaman dan tektonik hampir seragam dan memiliki endapan
syn-rift yang menipis menjauhi pusat cekungan, kecuali pada sumur Gambir-1
(berwarna jingga pada Gambar IV.5) karena sumur tersebut tidak mencapai dasar cekungan melainkan bila diteruskan hingga sediment terdalam akan menembus sesar utama pada Kompleks Graben Limau - Tepus seperti terlihat pada penampang korelasi stratigrafi F pada bab III (Gambar III.12). Sumur Lembak-8 (berwarna biru muda pada Gambar IV.5) dibor pada tinggian di sisi timur graben tersebut sehingga tidak memiliki endapan syn-rift seperti terlihat pada penampang korelasi stratigrafi F pada bab III (Gambar III.12). Dari kelima sumur yang memiliki endapan fasa rifting, berturut-turut dari arah dalaman sumur Tepus-1 (berwarna oranye pada Gambar IV.5) memiliki ketebalan endapan syn-rift 1995 m, sumur Tepus 2 (berwarna coklat pada Gambar IV.5) dengan ketebalan 2066 m,
78
sumur Petanang-1 (berwarna hijau pada Gambar IV.5) dengan ketebalan 664 m, Pandan-B1 (berwarna kuning pada Gambar IV.5) dengan ketebalan 1091 m dan Gambir-1 (berwarna jingga pada Gambar IV.5), dengan ketebalan fasa rifting 996 m, dan pada sumur Sirut-1 (berwarna putih pada Gambar IV.5) memiliki ketebalan 181 m. Dari keenam sumur yang memiliki fasa rift hanya satu sumur yaitu Sirut-1 yang berada di tepi cekungan memiliki kedalaman pemboran hingga mencapai batuan dasar, sedangkan lima sumur sisanya tidak menembus batuan
Kurva Total Subsiden Sumur-sumur di Kompleks Graben Jambi
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) ked al am an ( k m ) Batu Ampar - 1 Tempino - 176 Sukajaya - 1 Bayung Lincir - 1 Kuku Lambar - 1 Gelam -1
Kurva Tektonik Subsiden Sumur-sumur di Kompleks Graben Jambi
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) ked alam an ( k m ) Batu Ampar - 1 Tempino - 176 Sukajaya - 1 Bayung Lincir - 1 Kuku Lambar - 1 Gelam -1
Gambar IV.4 Profil sejarah pemendaman (dibagian atas) dan profil sejarah subsiden tektonik (dibagian bawah) dari enam buah sumur yang mengGambarkan sejarah pemendaman satu dimensi pada Kompleks Graben Jambi.
79
dasar. Sehingga kedalaman batuan dasar diperkirakan berdasarkan penampang korelasi stratigrafi lintasan F pada Gambar III.8. Pada graben ini kelima sumur berada pada satu graben yang sama dengan sumur Tepus-2 berada pada posisi cekungan terdalam, dengan endapan sedimen fluvial.
Kurva Total Subsiden Sumur-sumur di Kompleks Graben Limau-Tepus
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) K e da la ma n (k m) Lembak - 8 Gambir-1 Tepus - 2 Tepus - 1 Petanang - 1 Pandan - B1 Sirut - 1
Kurva Tektonik Subsiden Sumur-sumur di Kompleks Graben Limau-Tepus
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) K e d a la ma n (k m) Lembak - 8 Gambir-1 Tepus - 2 Tepus - 1 Petanang - 1 Pandan - B1 Sirut - 1
Gambar IV.5 Profil sejarah pemendaman (dibagian atas) dan profil sejarah subsiden tektonik (dibagian bawah) dari enam buah sumur yang mengGambarkan sejarah pemendaman satu dimensi pada Kompleks Graben Limau-Tepus
80
Profil sejarah pemendaman pada Graben Saung Naga yang memiliki fasa rifting hanya diperlihatkan oleh sumur Saung Naga-1 (berwarna orange pada Gambar IV.6), dengan ketebalan sedimen yang diendapkan pada fasa rifting setebal 1425 m. Sama halnya dengan Kompleks Graben Limau – Tepus, pada Graben Saung Naga sedimen pada fasa rift diisi oleh endapan lakustrin hingga delta/laut marginal.
Kurva Total Subsiden Sumur-sumur di Graben Saung Naga
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) K e d a la ma n (k m) Koneng-1 Saungnaga - 1 Sugih Waras - 1 Temelat - 1
Kurva Tektonik Subsiden Sumur-sumur di Graben Saung Naga
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) K e da la ma n ( k m) Koneng-1 Saungnaga - 1 Sugih Waras - 1 Temelat - 1
Gambar IV.6 Profil sejarah pemendaman (dibagian atas) dan profil sejarah subsiden tektonik (dibagian bawah) dari empat buah sumur yang menggambarkan sejarah pemendaman satu dimensi pada Graben Saung Naga
81
Dalam sejarah pemendaman yang didapatkan hanyalah ketebalan lapisan sedimen saja, sedangkan untuk mendapatkan ketebalan kerak diperlukan analisis lain yang dapat memberikan ketebalan kerak, diantaranya menggunakan analisis gravitasi dan analisis profil temperatur berdasarkan data gradien geotermal atau alir bahang masa kini ataupun data pengukuran temperatur persumur. Kedua analisis ini akan memberikan pendugaan kedalaman kerak.
IV.3 Analisis Gravitas Anomali Bouguer
Analisis lintasan gravitas dilakukan dengan data gravitas anomali Bouguer hasil digitasi ulang dari peta anomali Bouguer yang dikeluarkan oleh Puslitbang Geologi (Gambar IV.7a). Untuk melihat adanya efek anomali lokal maka dibuat peta anomali residual yang merupakan turunan pertama dari anomali Bouguer (Gambar IV.7b). Untuk melakukan pendugaan kedalaman kerak dilakukan analisis 3 buah lintasan gravitas yang berseusaian dengan lintasan seismik komposit sehingga posisi statigrafi dari setiap lapisan sedimen diketahui, sedangkan data densitas rata-ratanya yang diambil dari sumur pemboran yang berada disekitar penampang yang dianalisis. Hasil pendugaan kedalaman kerak seperti terlihat pada Gambar IV.8, IV.9, dan IV.10.
Agak sukar untuk mendapatkan ketebalan kerak dari analisis profil gravitasi yang dilakukan pada ketiga arah penampang seismik. Akan tetapi masih dapat ditentukan bahwa ketebalan tertipis dari kerak adalah sekitar 15 km dan tertebal adalah 21 km.
Terdapat tubuh batuan yang memiliki nilai densitas lebih besar dari densitas kerak yaitu sebesar 3000-3200 kg m3, tubuh batuan ini diduga adalah sebuah intrusi yang dapat dijumpai di ketiga lintasan yang dianalisis. Dari ketiga penampang gravitasi yang dianalisis batuan intrusi tersebut tidak pernah meyentuh batuan sedimen pada cekungan di atasnya, walaupun pada lintasan S03-S06 sangat dekat dengan batuan sedimen diatasnya.
85
Tabel IV.2. Ringkasan data alir bahang masa kini untuk cekungan sedimen di Indonesia (Thamrin, 1987) Cekungan Temperature Gradient (GG) (C/100m) Thermal Conductivity K (mcal/cm.cuºC)
Heat Flow Value (Q) 10-6cal/ºCM2sec.=HFU) N. Sumatra 4.69 5.01 2.35 C. Sumatra 6.76 4.84 3.27 S. Sumatra 5.22 4.90 2.56 Sibolga 2.14 5.65 1.21 Bengkulu 2.15 4.51 0.97 Sunda 4.63 4.49 2.08 N.W. Java 4.31 4.45 1.92
Biliton & Pati 3.84 5.26 2.02
South Java 2.43 4.86 1.18
N.E. Java 4.14 5.07 2.10
N.E. Java Sea 3.50 4.63 1.62
Makasar 3.18 5.34 1.70 Asem-Asem/Pasir 3.28 5.39 1.77 Barito 3.46 5.63 1.95 Kutei 3.13 5.24 1.64 Tarakan 3.40 4.94 1.68 E. Natuna 3.24 4.81 1.56 W. Natuna 3.81 5.36 2.04 Salawati 4.44 5.16 2.29 Bintuni 3.65 4.33 1.58
Thamrin 1987; Situmorang dkk, 1983; Siswoyo dkk, 1979 selain melakukan pengukuran gradien geotermal juga melakukan pengukuran konduktifitas panas batuan, hal tersebut mereka lakukan untuk mendapatkan nilai alir bahang yang dihitung berdasarkan data gradien geotermal dan konduktifitas panas. Data konduktifitas panas rata rata di Cekungan Sumatra Selatan adalah 4.90±0.15 milli kal.ºC cm-1 s-1 (Situmorang dkk, 1983) atau dalam satuan MKS 2.05±0.06 dalam satuan J s-1 m-1 C-1 atau W m-1 C-1 ( J s-1= W; 1 mili kal.ºC cm-1 s-1= 0.4184 W m-1 C-1). Secara umum nilai rata-rata per jenis litologi di cekungan Sumatra Selatan disajikan oleh Thamrin, 1987 seperti pada Tabel IV.3. Detail persumur performasi diperikan oleh Siswoyo dkk, 1979 yang tersaji pada lampiran A.
86
Tabel IV.3. Nilai rata-rata konduktifitas panas tiap jenis litologi di Cekungan Sumatra Selatan (Thamrin, 1987).
SHALE STANDSTONE LIMESTONE
METAMORPHIC ROCKS 3.83 ± 0.63 5.8 ± 0.82 (63 samples) (23 samples) 6.30 ± 1.06 (30 samples) 6.96 ± 1.18 (162 samples) 7.73 ± 1.42 (20 samples) STRATI-GRAPHIC UNITS
CONDUCTIVITY OF ROCK TYPE IN milli cal / ºC cm sec.
LA TE PLIOCENE MIO CEN E A G E _ _ _ _ _ _ PRE TERTIARY OLIGOCENE MI DDLE GUF EA RL Y 4.39 ± 0.58 (82 samples) BRF TAF LAF Bm KAF MEF ABF
Untuk menggambarkan lebih jelas sebaran gradien geotermal dan alir bahang di cekungan Sumatra Selatan Ryacudu (2005) membuat peta gradien geotermal dan alir bahang berdasarkan data hasil pengukuran dari Thamrin (1987) (Gambar IV.11 dan IV.12). Dengan adanya kedua peta tersebut akan mempermudah bila hendak melakukan pemodelan termal yang membutuhkan nilai alir bahang atau gradien geotermal pada daerah yang tidak memiliki kedua data tersebut.
Pemodelan termal dilakukan pada sumur-sumur yang memiliki nilai konduktifitas panas dan gradien geotermal alir bahang, perlu juga diketahui batuan dasar dari tiap sumur yang dianalisis. Untuk mendapatkan kedalaman kerak yang tidak mengalami penipisan, dipilih sumur sumur yang berada pada paparan, atau tinggian yang dicirikan dengan dangkalnya kedalaman batuan dasar. Dengan anggapan bahwa sumur–sumur berada pada tinggian yang tidak mengalami penipisan kerak.
87
Gambar IV.11. Peta Gradien Geotermal yang disusun berdasarkan data pengukuran gradien geotermal yang dilakukan oleh Thamrin, 1987 (Ryacudu,2005)
88
Gambar IV.12. Peta alir bahang masa kini yang disusun berdasarkan data pengukuran gradien geotermal yang dilakukan oleh Thamrin, 1987 (Ryacudu,2005)
89
Data yang digunakan dalam membuat model ini adalah data pengukuran alir bahang masa kini dipermukaan, konduktifitas panas setiap satuan batuan. Terdapat lima buah sumur yang berada pada tinggian dan memiliki persyaratan data yang cukup seperti pada Tabel IV.4. Nilai konduktifitas panas perkedalaman akan dikoreksi oleh porositas yang didapatkan dari kurva kompaksi seperti yang telah dikemukakan pada sub-bab IV-1.
Tabel IV.4. Daftar sumur dan data yang digunakan dalam pemodelan termal.
Well name TD (m) K GG Q (HFU) Q(mWm-2 ) Formasi Tebal (m) K (Wm-3 C-1 ) Tebal (m) K (Wm-3 C-1 ) Tebal (m) K (Wm-3 C-1 ) Tebal (m) K (Wm-3 C-1 ) Tebal (m) K (Wm-3 C-1 ) KAF/MEF 349 1.95 110 1.94 143 1.92 ABF 166 2.03 292 2.01 503 1.96 395 1.95 435 1.93 GUF 214 1.91 502 1.92 - - 712 1.86 811 1.84 BRF - - 512 2.29 542 2.64 825 2.56 910 2.50 TAF 239 2.62 523 2.59 - - - - 938 2.91 LAF - - - - 743 2.71 - - - -BM 251 3.23 674 3.23 775 3.23 850 3.23 984 3.23 119.8772 954 4.71 6.14 2.89 2.49 103.2852 114.4848 2.76 3.31 137.2988 674 5.25 5.39 2.83 117.3884 MUSI-14 245 4.87 6.8 5.2 775 4.79 5.79 47.77 850 LEBONG-2 LEBONG-3 MENGGALA-1 MUSI-12
Gambar IV.13 memperlihatkan profil temperatur terhadap kedalaman dari lima buah sumur yang berada pada tinggian. Pemodelan ini menghasilkan kedalaman moho (diasumsikan = 500ºC) ternyata berada sangat dekat ke permukaan, yaitu 13.795 km pada sumur Lebong-2 dan terbesar 17.570 km pada sumur Menggala-1. Hal yang sama dilakukan untuk tiga puluh sembilan buah sumur tanpa memperhatikan posisinya dalam cekungan (Gambar IV.14). dari profil itu didapatkan bahwa kedalaman terkecil dari bidang moho sebesar 11.240 km pada sumur Sengeti 9 dan terbesar 20.310 km pada sumur Kuang 10 dengan kisaran kedalaman rata-rata antara 15.247 km. Dari pemodelan temperatur dua dimensi memperlihatkan hal yang sama (Gambar IV.15, IV.16, IV.17), kedalaman litosfera tidak lebih dari 20 km.
99
Berdasarkan interpretasi dari pemodelan temperatur lintasan interpretasi seismik, pemodelan temperatur data sumur pemodelan data gravitasi menunjukkan bahwa kisaran kedalaman bidang moho berada diantara 11.2 - 20.3 km dengan rata-rata kedalaman 15.6 km, sedangkan kisaran kedalaman litosfera pada kedalaman 33.4 - 58.1 km dengan rata-rata kedalaman 45 km. Dengan menggunakan nilai rata-rata kedalaman bidang moho yang menunjukkan ketebalan kerak maka nilai faktor- dapat ditentukan. Persamaan kesetimbangan isostasi digunakan untuk mendapatkan faktor-, sumur Lebong-3 digunakan sebagai acuan karena memiliki kedalaman bidang moho mendekati 15.6 km dan terletak pada Palembang platform. Sumur Lebong-3 ini dianggap tidak mengalami proses rifting. Data kedalaman sedimen dari masing-masing sumur yang akan dianalisis didapatkan dari model sejarah pemendaman. Hasil perhitungan faktor- tersaji pada Tabel IV.8.
Faktor- pada akhir dari fasa rifting (25 jt. th.) pada Komplek Graben Jambi memiliki nilai maksimum 1.03 pada sumur Tempino-176 dengan kedalaman bidang moho berada pada kedalaman 15.151 km. Pada Kompleks Graben Limau-Tepus memiliki nilai maksimum 1.051 pada sumur Limau-Tepus-1 dan kedalaman bidang moho berada pada kedalaman 14.849 km, sedangkan pada Graben Saung Naga hanya dijumpai pada sumur Saung Naga-1 dengan faktor– sebesar 1.037 dengan kedalaman bidang moho 15.040 km. karena sejarah pemendaman masih terus berlanjut sampai akhirnya tererosi pada umur Plio-Pleistosen (1.85 jt. th.) maka faktor– pun terus bertambah sedangkan kedalaman bidang moho akan mendangkal. Tabel ringkasan untuk tiap sumur tersaji pada Tabel IV.8 untuk faktor– dan pada Tabel IV.9 untuk kedalaman bidang moho.
100
Tabel IV.8. Tabel faktor- yang didapatkan pada akhir fasa rifting (25 jt. th.) dan pada saat sebelum tererosi (1.85 jt. th.) kecuali pada Tepus-1 danTepus-2. Bagian atas untuk Komplek Graben Jambi, bagian tengah untuk Kompleks Graben Limau-Tepus dan bagian bawah untuk Graben Saung Naga
Faktor- Kompleks Graben Jambi
0 jt. th. 1.85 jt. th. 25 jt. th. Batu Ampar-1 1.046 1.092 1.003 Bayung Lincir-1 1.049 1.089 Kuku Lambar-1 1.042 1.054 Gelam-1 1.016 1.027 1.000 Tempino-176 1.069 1.096 1.030 Sukajaya-1 1.059 1.063
Faktor- Kompleks Graben Limau-Tepus
0 jt. th. 1.85 jt. th. 12 jt. th. 14 jt. th. 25 jt. th. Sirut-1 1.040 1.049 0.998 Pandan-1 1.055 1.068 1.013 Petanag-1 1.068 1.079 1.006 Tepus-2 1.086 1.097 1.094 1.042 Tepus-1 1.092 1.104 1.070 1.051 Gambir-1 1.060 1.079 1.022 Lembak-8 1.027 1.036
Faktor- Graben Saung Naga
0 jt. th. 1.85 jt. th. 25 jt. th. Temelat-1 1.002 1.002 Sugih Waras-1 1.000 0.998 Saung Naga-1 1.038 1.039 1.037 Koneng-1 1.018 1.021 Sumur Umur Sumur Umur Sumur Umur
101
Tabel IV.9. Tabel kedalaman bidang moho yang didapatkan pada akhir fasa rifting (25 jt. th.) dan pada saat sebelum tererosi (1.85 jt. th.) kecuali pada Tepus-1 danTepus-2. Bagian atas untuk Komplek Graben Jambi, bagian tengah untuk Kompleks Graben Limau-Tepus dan bagian bawah untuk Graben Saung Naga
Kedalaman Bidang Moho Kompleks Graben Jambi
Batu Ampar-1 14.920 km 14.281 km 15.547 km Bayung Lincir-1 14.868 km 14.321 km Kuku Lambar-1 14.966 km 14.802 km Gelam-1 15.355 km 15.194 km 15.593 km Tempino-176 14.595 km 14.239 km 15.151 km Sukajaya-1 14.735 km 14.681 km
Kedalaman Bidang Moho Kompleks Graben Limau-Tepus
Sirut-1 15.003 km 14.871 km 15.635 km Pandan-1 14.782 km 14.611 km 15.407 km Petanag-1 14.611 km 14.456 km 15.514 km Tepus-2 14.368 km 14.217 km 14.260 km 14.975 km Tepus-1 14.290 km 14.135 km 14.585 km 14.849 km Gambir-1 14.723 km 14.455 km 15.265 km Lembak-8 15.184 km 15.054 km
Kedalaman Bidang Moho Graben Saung Naga
Temelat-1 15.568 km 15.567 km Sugih Waras-1 15.595 km 15.627 km Saung Naga-1 15.032 km 15.013 km 15.040 km Koneng-1 15.329 km 15.280 km Sumur Umur 0 jt. th. 1.85 jt. th. 12 jt. th. 14 jt. th. 25 jt. th. Sumur Umur 0 jt. th. 1.85 jt. th. 25 jt. th. Umur 0 jt. th. 1.85 jt. th. 25 jt. th. Sumur
IV.5 Sejarah Pemanasan Cekungan dan Kematangan Hidrokarbon
Untuk mendapatkan sejarah temperatur yang benar maka perlu dilakukan validasi kurva sejarah kematangan, untuk itu dilakukan validasi dengan terlebih dahulu merubah data sejarah temperatur menjadi data sejarah kematangan hidrokarbon (nilai pantulan vitrinit) menggunakan model kinetik Arhenius (telah dibahas pada Bab II). Kurva pantulan vitrinit masa kini hasil pemodelan selanjutnya akan dibandingkan dengan data pengukuran pantulan vitrinit, bila telah cocok maka model sejarah temperatur telah benar.
102
IV.5.1
Pantulan Vitrinit
Pantulan vitrinit adalah inikator kematangan hidrokarbon yang paling umum digunakan dalam dunia industri. Akan tetapi dalam pengunaannya harus dilakukan dengan hati-hati karena dapat memberikan hasil yang erratic bila terjadi supresi atau kesalahan dalam identifikasi material organik (Lo, 1992, Lin, 1993, dalam Sosrowidjojo dkk, 1994) atau memberikan nilai pantulan vitrinit rendah untuk batuan induk yang sudah matang (Mukhopadhyay, 1994). Terutama bila pantulan vitrinit berasal dari material organik tumbuhan darat atau lakustrin dan mengalami pemanasan yang cepat (Lo, 1992, Lin, 1993, dalam Sosrowidjojo dkk., 1994). Lo (1993) mengatakan bahwa tingkat supresi berhubungan dengan jumlah hidrogen indeks yang dikandung oleh material organik.
Batuan induk di cekungan Sumatra Selatan umumnya memiliki jenis kerogen type II (Sosrowidjojo dkk, 1994; Rashid dkk, 1999; Kamal, 1999), sehingga harus dikoreksi bila memiliki HI tinggi. Koreksi dilakukan menggunakan kurva koreksi hasil penelitian Syaifudin, 1999 dalam tesisnya. Untuk memudahkan pengkoreksian dibuat suatu persamaan linear regresi (Tabel II.4), dengan hasil koreksi seperti yang terGambar pada Gambar IV.20, yang selanjutnya akan digunakan sebagai validator dalam memodelkan sejarah pemanasan.
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 %Ro %RO corr trend line %Ro trend line %Ro corr
103
IV.5.2
Sejarah Kematangan Hidrokarbon
Dengan menggunakan nilai pantulan vitrinit yang terkoreksi sebagai validator maka sejarah perkembangan temperatur dapat dinyatakan benar bila kurva nilai pantulan vitrinit hasil model bersesuaian dengan data. Salah satu contoh adalah pada sumur Batu Ampar-1 pada Kompleks Graben Jambi bila digunakan alir bahang konstan menggunakan alir bahang masa kini maka nilai kematangan hidrokarbon akan menjadi berlebihan dan tidak cocok dengan data pantulan vitrinit hasil pengukuran yang telah koreksi (Gambar IV.21. bagian kiri atas), sedangkan dengan menerapkan alir bahang berubah terhadap waktu akan didapatkan kurva kematangan yang bersesuaian (Gambar IV.21. bagian kanan atas)
Dengan menggunakan sejarah alir bahang tersebut maka sejarah pemanasan cekungan pun dapat digambarkan dengan benar, perbandingan antara menggunakan alir bahang konstan dan berubah terhadap waktu tersaji pada Gambar IV.22.
Dengan menerapkan hal serupa pada setiap sumur maka kurva sejarah alir bahang didapatkan seperti terlihat pada Gambar IV.23 (kurva selengkapnya di Lampiran E). dari ke 17 buah sumur yang dianalisis nilai alir bahang masa kini terbesar adalah 117.35 mili Wm-2 pada sumur Tepus-2, dan nilai terendah adalah 64.72 mili W m-2 pada sumur Sukajaya-1. sedangkan untuk alir bahang masa lalu Nilai tertinggi berada pada sumur Sirut-2 dengan nilai 200 mili W m-2 pada umur 14 jt. th. Resume untuk setiap sumur tersaji pada Tabel IV.10.
104
Kurva Kematangan Hidrokarbon di Batu Ampar-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 Ro (%) K e da la m a n (k m )
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Kurva Kematangan Hidrokarbon di Batu Ampar
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 Ro (%) K e da la ma n ( k m)
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Sum ur Batu Am par - 1
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. Th.) A li r B a ha ng ( m W m -2) HTF
Gambar IV.21 Kematangan Hidrokarbon dan Alir Bahang terhadap Waktu Sumur Batu Ampar-1 di Komplek Graben Jambi.
Kurva kiri atas adalah kurva kematangan menggunakan nilai alir bahang konstan
Kurva kanan atas adalah kurva kematangan menggunakan nilai alir bahang berubah terhadap waktu.
Kurva bawah sejarah alir bahang yang digunakan untuk mendapatkan kurva kematangan kanan atas
105 Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon Sumur Batu ampar-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k e d a la man ( k m ) Postrift TAF SynRift TD
Early Mature (0.5 %Ro) Mid Mature (0.75 %Ro)
Late Mature (0.95 %Ro) Late Mature (1.2 %Ro)
Late Mature (2.05 %Ro)
Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon Sumur Batu Ampar-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k e da la ma n ( k m ) Postrift TAF SynRift TD
Early Mature (0.5 %Ro) Mid Mature (0.75 %Ro)
Late Mature (0.95 %Ro) Late Mature (1.2 %Ro)
Late Mature (2.05 %Ro)
Kurva Sejarah Pemanasan Sumur Batu Ampar-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k e da la ma n ( k m )
Postrift TAF SynRift TD 30
40 50 60 70 80
90 100 110 120 130
140 150 160 170 180
190 200 210 220 230
240 250 260 270
Kurva Sejarah Pemanasan Sumur Batu Ampar - 1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k e da la ma n ( k m )
Postrift TAF SynRift
TD 30 40
50 60 70
80 90 100
110 120 130
140 150
Gambar IV.22 Kurva Kematangan hidrokarbon terhadap waktu (Gambar atas) dan kurva sejarah pemanasan (Gambar bawah).
Pada bagian kiri atas, model kematangan hidrokarbon menggunakan alir bahang konstan, menunjukkan bahwa Formasi Syn-rift telah matang pada umur sekitar 20 jt. th. Dan kematangan berakhir pada umur sekitar 8.5 jt. th.
Pada bagian kanan atas, model kematangan hidrokarbon menggunakan alir bahang berubah terhadap waktu menunjukkan awak kematangan Formasi Syn-rift 16 jt. th. Dan masih berada pada tahap pembentukan hidrokarbon Mid Mature (0.75-0.95% Ro) hingga masa kini.
Pada Gambar kiri bawah, sejarah pemanasan cekungan menggunakan alir bahang konstan menunjukkan cekungan pernah mencapai temperatur tertinggi hingga diatas 270ºC pada umur 1.65 jt. th.
Pada Gambar kanan bawah, sejarah pemanasan cekungan menggunakan alir bahang berubah terhadap waktu, menunjukkan cekungan pernah mencapai temperatur tertinggi hanya sampai diatas 150ºC pada umur 13-11 jt. th, menurun hingga umur 1.65 dan kembali naik hingga temperatur 132ºC pada masa kini.
106
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Kompleks Graben Jambi 0 50 100 150 200 250 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. Th.) A lir B a h a n g (m W m -2 ) Batu Ampar-1 Tempino-176 Sukajaya-1 Bayung Lincir-1 Kuku Lambar-1 Gelam-1
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Graben Limau - Tepus
0 50 100 150 200 250 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. Th.) A li r B a hang ( m W m -2) Sirut-2 Pandan-B1 Petanang-1 Tepus-2 Tepus-1 Gambir-1 Lembak-8
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Graben Saung Naga
0 50 100 150 200 250 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. Th.) A li r B a hang ( m W m -2) Temelat-1 Sugih Waras-1 Saung Naga-1 Koneng-1
Gambar IV.23 Kurva sejarah alir bahang, Gambar kiri atas untuk Komplek Graben Jambi, bagian kanan atas untuk Komplek Graben Limau-Tepus dan tengah bawah untuk Graben Saung Naga. Pada Komplek Graben Jambi terjadi kenaikan alir bahang pada umur 16-5 jt. th.
Pada Komplek Graben Limau-Tepus terjadi kenaikan alir bahang pada umur 14-7 jt. th.
Pada Graben Saung Naga terjadi kenaikan alir bahang pada umur 25 jt. th. pada sumur Saung Naga-1 dan 10-8 pada sumur susanya.
107
Tabel IV.10. Nilai alir bahang masa kini dan maksimum nilai alir bahang pada masa lalu dengan umur kejadiannya.
Umur Alir bahang
(mili W m-2) (jt. th.) (mili W m-2) Kompleks Graben Jambi
Batu Ampar-1 83.53 13.00 100.00 Tempino-176 87.04 15.00 130.00 Sukajaya-1 64.72 7.00 100.00 Bayung Lincir-1 103.53 10.00 105.00 Kuku Lambar-1 98.41 5.00 80.00 Gelam-1 82.96 15.00 80.00 Rata-rata 86.70
Kompleks Graben Limau-Tepus
Sirut-2 90.53 10.00 120.00 Pandan-B1 96.44 10.00 130.00 Petanang-1 79.28 14.00 180.00 Tepus-2 117.35 14.00 140.00 Tepus-1 105.05 14.00 200.00 Gambir-1 73.53 14.00 190.00 Lembak-8 88.86 7.00 80.00 Rata-rata 93.01
Graben Saung Naga
Temelat-1 92.04 8.00 100.00 Sugih Waras-1 86.77 10.00 70.00 Saung Naga-1 78.45 25.00 130.00 Koneng-1 75.75 10.00 60.00 Rata-rata 83.25 Nama Sumur Alir bahang masa kini
Alir bahang masa Lalu
Kematangan hidrokarbon pada Kompleks Graben Jambi digambarkan pada sumur yang dianggap mewakili yaitu sumur Tempino-176. Pada sumur tingkat kematangan hidrokarbon telah sampai pada akhir dari pembentukan hidrokarbon (Base Gas Window setara dengan 2.05%Ro) pada kedalaman 3.424 km pada sumur Tempino-176, dengan kedalaman Top Oil Window (setara dengan 0.6%Ro) berada pada kedalaman 1.720 km dan Top Gas Window (setara dengan 1.2%Ro)berada pada kedalaman 2.685 km (Gambar IV.24). bila digunakan dasar Synrift (dasar Formasi Gumai) sebagai acuan untuk menunjukkan sejarah kematangan yang terjadi pada sumur Tempino-176 (Gambar IV.25), maka hidrokarbon pertama kali terbentuk pada umur 21.3 jt. th. (pertengahan Miosen Awal) berupa pembentukan minyak (Early Mature Oil generation setara dengan 0.6%Ro) dan awal pembentukan gas (Main Gas Generation setara dengan 1.2%Ro) terjadi pada umur 17.25 jt. th. (Miosen Tengah) dan akhir dari
108
pembentukan gas (End of Gas Generation setara dengan 2.05%Ro) pada umur 15.75 jt. th. (mendekati akhir dari Miosen Akhir). Kurva selengkapnya untuk sumur-sumur lain yang dianalisis dapat dilihat pada lampiran E.
Kurva Kematangan Hidrokarbon di Tepus-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 Ro (%) K e da la ma n ( k m)
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Top Gas Windows 2.279 km Top Oil Windows
1.433 km
Base Gas Windows 2.752 km Kurva Kematangan Hidrokarbon di Tepus-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 Ro (%) K e da la ma n ( k m)
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Top Gas Windows 2.279 km Top Oil Windows
1.433 km
Base Gas Windows 2.752 km
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Sum ur Tem pino - 176
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. Th.) A li r B a ha ng (m W m -2) HTF
Gambar IV.24. Kurva Kematangan Hidrokarbon masa kini yang diperlihatkan oleh model pantulan vitrinit di sumur Tempino-176 pada Kompleks Graben Jambi (gambar kiri). Kurva alir bahang terhadap waktu pada sumur Tempino-176 (gambar kanan)
Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon Sumur Tempino - 176
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k edal aman ( k m )
GUF Syn Rift
TD Early Mature (0.6 %Ro)
Mid Mature (0.75 %Ro) Late Mature (0.95 %Ro) Late Mature (1.2 %Ro) Late Mature (2.05 %Ro) Top oil Window
21.3 jt th Top gas Window
17.25 jt th
base gas Window 15.75 jt th
Gambar IV.25. Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon di sumur Tempino-176 pada Kompleks Graben Jambi.
109
Kematangan hidrokarbon pada Kompleks Graben Limau-Tepus digambarkan pada sumur yang dianggap mewakili graben ini yaitu sumur Tepus-1. Pada sumur ini tingkat kematangan hidrokarbon telah sampai pada akhir dari pembentukan hidrokarbon (Base Gas Window setara dengan 2.05%Ro) pada kedalaman 2.752 km pada sumur Tepus-1, dengan kedalaman Top Oil Window (setara dengan 0.6%Ro) berada pada kedalaman 1.433 km dan Top Gas Window (setara dengan 1.2%Ro) berada pada kedalaman 2.279 km (Gambar IV.26). Bila digunakan dasar Synrift (dasar Formasi Lemat Ang. Konglomerat) sebagai acuan untuk menunjukkan sejarah kematangan yang terjadi pada sumur Tepus-1 (Gambar IV.27), maka hidrokarbon pertama kali terbentuk pada umur 24.75 jt. th. (awal Miosen Awal) berupa pembentukan minyak (Early Mature Oil generation setara dengan 0.6%Ro) dan awal pembentukan gas (Main Gas Generation setara dengan 1.2%Ro) terjadi pada umur 18.6 jt. th. (Miosen Tengah) dan akhir dari pembentukan gas (End of Gas Generation setara dengan 2.05%Ro) pada umur 16 jt. th. (mendekati akhir dari Miosen Akhir). Kurva selengkapnya untuk sumur-sumur lain yang dianalisis dapat dilihat pada lampiran E.
Kurva Kematangan Hidrokarbon di Tepus-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 Ro (%) K e da la ma n ( k m)
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Top Gas Windows 2.279 km Top Oil Windows
1.433 km
Base Gas Windows 2.752 km Kurva Kematangan Hidrokarbon di Tepus-1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 Ro (%) K e da la ma n ( k m)
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Top Gas Windows 2.279 km Top Oil Windows
1.433 km
Base Gas Windows 2.752 km
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Sum ur Tepus - 1
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. Th.) A li r B a ha ng ( m W m -2) HTF
Gambar IV.26. Kurva Kematangan Hidrokarbon masa kini yang diperlihatkan oleh model pantulan vitrinit di sumur Tepus-1 pada Kompleks Graben Limau-Tepus (gambar kiri). Kurva alir bahang terhadap waktu pada sumur Tepus-1 (gambar kanan)
110
Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon Sumur Tepus - 1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k edal aman ( k m ) ABF GUF BRF GUF TAF TAF (GRM) Lemat Benakat Lemat Angg KGL TD
Early Mature (0.6 %Ro) Mid Mature (0.75 %Ro) Late Mature (0.95 %Ro) Main Gas Generation (1.2 %Ro) End Gas Generation (2.05 %Ro)
Top oil Window 24.75 jt th
Top gas Window 18.6 jt th
base gas Window 16 jt th
Gambar IV.27. Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon di sumur Tepus-1 pada Kompleks Graben Limau-Tepus.
Kematangan hidrokarbon pada Graben Saung Naga digambarkan pada sumur yang dianggap mewakili graben ini yaitu sumur Saung Naga-1. Pada sumur ini tingkat kematangan hidrokarbon hingga masa kini masih berada pada pertengahan pembentukan minyak (Mid Mature Oil Generation setara dengan 0.75%-0.95%Ro). Top Oil Window (setara dengan 0.6%Ro) dijumpai pada kedalaman 2.752 km (Gambar IV.28). Bila digunakan dasar Synrift (dasar Formasi Benakat) sebagai acuan untuk menunjukkan sejarah kematangan yang terjadi pada sumur Saung Naga-1 (Gambar IV.29), maka hidrokarbon pertama kali terbentuk pada umur 26.75 jt. th. (Akhir Oligosen Akhir) berupa pembentukan minyak (Early
Mature Oil Generation setara dengan 0.6%Ro) dan sejak umur 25.5 jt. th. hingga
masa kini masih berada pada tahapan pertengahan pembentukan minyak (Mid.
Mature Oil Generation setara dengan 0.95%Ro). Kurva selengkapnya untuk
111
Kurva Kematangan Hidrokarbon di Saung Naga-1 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0.0 0.5 1.0 Ro (%) 1.5 2.0 2.5 K e da la m a n (k m )
%Ro %Ro model
%Ro Corr Early mature
Mid Mature Late Mature Mean Gas gen End Mean Gas gen
Top Oil Windows 1.433 km
Kurva Alir Bahang terhadap Waktu di Sum ur Saung Naga - 1
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0 5 10 15 20 25 30 35 Um ur (jt. th.) A lir B a h a n g ( m W m -2) HTF
Gambar IV.28. Kurva Kematangan Hidrokarbon masa kini yang diperlihatkan oleh model pantulan vitrinit di sumur Saung Naga-1 pada Graben Saung Naga (gambar kiri). Kurva alir bahang terhadap waktu pada sumur Saung Naga-1 (gambar kanan)
Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon Sumur Saung Naga - 1
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 0 5 10 15 20 25 30 35 Umur (jt. th) k edal aman ( k m ) GUF BRF TAF LAF Benakat TD
Early Mature (0.6 %Ro) Mid Mature (0.75 %Ro) Late Mature (0.95 %Ro) Late Mature (1.2 %Ro) Late Mature (2.05 %Ro)
Top oil Window 26.75 jt th
Gambar IV.29. Kurva Sejarah Kematangan Hidrokarbon di sumur Saung Naga-1 pada Graben Saung Naga.
112
IV.6 Analisis
Berdasarkan analisis data gravitas anomali Bouguer pada tiga buah penampang interpretasi seismik pada ketiga penampang mengindikasikan adanya tubuh batuan yang memiliki densitas lebih besar dari batuan dasar yang diperkirakan sebagai batuan intrusi. Tubuh intrusi yang tidak sampai menembus ke batuan sedimen, akan tetapi dari data sumur Tempino-176 pada Kompleks Graben Jambi dijumpai lima sill batuan beku andesit yang menembut sekuen syn-rift, dengan demikian bahwa umur batuan beku intrusi paling tidak berumur lebih muda dari endapan syn-rift.
Secara normal kerak kontinen memiliki kedalaman bidang moho berkisar antara 30-40 km, akan tetapi berdasarkan model temperatur lintasan interpretasi seismik, pemodelan temperatur data sumur pemodelan data gravitasi menunjukkan bahwa kisaran kedalaman bidang moho berada diantara 11.2 - 20.3 km dengan rata-rata kedalaman 15.6 km, sedangkan kisaran kedalaman litosfera pada kedalaman 33.4 - 58.1 km dengan rata-rata kedalaman 45 km.
Hall dan Morley, 2004, mengatakan bahwa berdasarkan model tomografi dataran Sunda adalah area dengan kecepatan seismik rendah di bagian litosfera dan mantel dibawahnya (Gambar IV.30), dan sangat kontras dengan litosfera kontinental India dan Australia di bagian barat laut dan tenggara dataran Sunda, yang kemungkinan lebih dingin, lebih tebal dan lebih kuat. Dataran Sunda adalah suatu pengecualian yang hanya dapat dibandingkan dari sisi luas dan memiliki kecepatan rendah dengan Afrika Selatan dan area sekitarnya, keduanya memiliki aktifitas tektonik yang kuat. Mantel dengan kecepatan gelombang seismik rendah biasanya diinterpretasikan sebagai elevated temperature. Hal ini terlihat konsisten dengan tingginya alir bahang permukaan pada Dataran Sunda, yang memperlihatkan alir bahang dari mantel yang tinggi. Secara umum diseluruh dunia alir bahang dari mantel berkisar antara 20-30 mili W/m2 (Artemeivera dan Mooney, 1999; Wang dkk, 2000 dalam Hall dan Morley, 2004), sedangkan hasil tomografi menunjukkan bahwa alir bahang mantel di Dataran Sunda lebih besar dari 40 mili W/m2.
113
Gambar IV.30 Peta tomografi di Dataran Sunda memperlihatkan Dataran Sunda merupakan kerak benua yang panas (berwarna merah) dan dikelilingi oleh kerak samudra yang dingin (berwarna biru). (Hall dan Morley, 2004)
Madon dan Watts, 1998; Watcharanantakul dan Morley, 2000 (dalam Hall dan Morley, 2004). terdapat kontribusi alir bahang yang signifikan dari litosfera yang lebih dalam. Proses ini bertanggungjawab untuk menyebabkan tingginya heatflow yang terjadi, dan dari data gravitasi maupun model burial history juga menunjukkan bahwa ketebalan elastik litosfera yang tipis.
Untuk mendapatkan nilai alir bahang mantel dapat dilakukan dengan menggunakan persamaan (Allen dan Allen, 2005) Q0 QmAyc, dengan Q0
adalah alir bahang permukaan, Qm adalah alir bahang mantel dan A adalah internal heat production dan yc adalah ketebalan kerak. Pada cekungan Sumatra Selatan dengan nilai alir bahang rata-rata 107.9 mili W/m2, bila A=3x10-6 mW/m2 dan ketebalan kerak 15.6 km maka akan didapatkan alir bahang mantel sebesar 62.95 mili W/m2.
Berdasarkan model yang didapatkan maka sejarah pembentukan cekungan belakang busur adalah sebagai berikut:
Awal pembentukan cekungan rift dimulai pada umur awal Oligosen Akhir (30.4 jt.th.) pada saat itu kedalaman bidang moho berkisar pada kedalaman 16.5 – 19.5 km, fasa rift berakhir pada awal Miosen Awal (25 jt.th.) pada saat itu kedalaman
114
bidang moho berkisar pada kedalaman 14.8 – 17.4 km, fasa sag dimulai pada umur awal Miosen Awal hingga saat ini, perubahan kedalaman bidang moho terjadi pada umur batas antara Pliosen dan Pleistosen (1.85 jt. jh.) memberikan kedalaman bidang moho antara 14.7 – 19 km. Dengan demikian maka kedalaman bidang moho (ketebalan kerak) di cekungan Sumatra Selatan dangkal bukan saja hanya pada masa kini melainkan saja sejak awal pembentukan cekungan paling tidak pada umur awal Oligosen Akhir (30.4 jt.th.).
Untuk mendapatkan gambaran yang lebih lengkap lagi tentang sejarah pembentukan cekungan belakang busur Sumatra Selatan perlu dikaji pembentukan cekungan rift pada tepi barat Daratan Sunda karena memberikan ciri-ciri yang sama dengan Cekungan Sumatra Selatan yaitu memiliki nilai alir bahang tinggi, bahkan Cekungan Sumatra Tengah memiliki nilai alir bahang tertinggi diantara cekungan-cekungan belakang busur tepi barat Daratan Sunda bahkan cekungan se Indonesia (Thamrin, 1987 lihat Tabel IV.2). Menurut Sapiie dan Hadiana (2007) terdapat perbedaan pendapat tentang pembentukan rift pada cekungan-cekungan Indonesia bagian barat pada umur Paleogen, sebagian peneliti mengatakan bahwa sistim rift di tepi barat Daratan sunda adalah hasil dari proses extention murni, yang disebabkan naiknya mantel pada masa orogenesa berumur Miosen, sebagian lagi mengatakan bahwa sistim rift dikontrol oleh pensesaran strike-slip, kemungkinan akibat pergerakan lempeng selama Pre-tersier hingga Eosen.
Bila diperhatikan dominasi arah umum cekungan di Cekungan Sumatra Selatan menurut Ryacudu (2005) arah umum cekungan didominasi oleh arah umum U30ºT hingga U50ºT (pola Jambi) yang teridentifikasi sebanyak 20 cekungan (Gambar III.4 dan Tabel III.1), sedangkan cekungan dengan arah umum sejajar dengan subduksi pada Miosen (pola Sumatra) hanya teridentifikasi 10 buah cekungan saja (Gambar III.4 dan Tabel III.3). Hal tersebut sudah tentu akan melemahkan pernyataan bahwa bahwa sistim rift di tepi barat daratan sunda adalah hasil dari proses extention murni. Hal senada juga dijelaskan oleh Sapiie dan Hadiana (2007). Sapiie dan Hadiana (2007) berdasarkan model sandbox yang diaplikasikan pada cekungan belakang busur Sumatra Tengah, menunjukkan
115
bahwa deformasi Paleogen adalah hasil bentukan extention yang simultan sepanjang geometri sesar listrik dan menunjukkan bahwa sebagian besar deformasi terjadi sepanjang struktur tua pada basemen sebagai hasil dari sistim sesar mendatar dekstral.
Menurut Pulunggono dkk. (1992) pada umur Jura Atas hingga Kapur bawah pada tepi barat Daratan Sunda terjadi tumbukan lempeng konvergen oblique antara Lempeng Samudra India dengan Daratan Sunda dengan arah U330ºT. Mekanisme tumbukan ini menyebabkan kompresi pada tepian Daratan Sunda yang menghasilkan mekanisme simple shear yang membentuk lineamen berarah U300ºT (lineamen Musi dan Lematang) sesar strike-slip dengan arah pergerakan dextral dan meniliki lineamen antitetik Berarah U-S (sesar Lenggaran-Lagan atau Benakat Gulley dan sesar Kikim) berupa sesar strike-slip dengan arah pergerakan sinistral tapi belum bergerak (Gambar IV.31 dan Gambar IV.32).
Gambar IV.31. Tumbukan lempeng oblique antara Lempeng Samudra India dan Daratan Sunda dari Jura Akhir hingga masa kini dan efeknya (Pulunggono dkk, 1992)
116
Gambar IV.32. Moddel Elipsoid Jura Akhir hingga masa kini dan efeknya (Pulunggono dkk, 1992)
Selanjutnya perbedaan rejim stress terjadi pada umur Kapur Atas hingga Tersier Bawah (akibat dari melambatnya kecepatan lempeng India hingga <10 cm/th dari 15-20 cm/th, Daly dkk, 1987) yang menyebabkan lineamen berarah U-S mengalami extension yang membentuk graben-graben misalkan benakat Gulley. Sesar Lematang yang berarah U300ºT secara perlahan berubah dari sesar
strike-slip menjadi sesar normal sejalan dengan pembentukan depresi Lematang menjadi
cekungan sedimen yang diisi oleh sedimen Tersier (Pulunggono dkk., 1992), demikian pula sesar-sesar yang berarah U30ºE membentuk sesar normal. Lineamen yang berarah U320ºT yang merupakan arah Barisan sudah mulai terbentuk pada Tersier Awal, akan tetapi hanya pada Miosen Tengah elemen struktur ini terlihat sebagai barisan pegunungan berupa sesar strike-slip yang aktif. Rejim kompresi yang terjadi pada Miosen Tengah hingga sekarang menyebabkan terjadinya inversi (sesar Lematang, sesar Saka). Sesar Lenggaran-Lagan (Benakat Gulley) – sesar Kikim menjadi sesar wrench yang bergerak mendatar kanan. Perlipatan dan sesar upthrusting yang disebabkan oleh pergerakan kompresi mulai terlihat di area cekungan belakang busur dan mencapai puncaknya pada umur
117
Plio-Pleistosen. Jadi sejak Miosen tengah dan seterusnya arah sesar wrench berarah U-S dan pergerakan kompresi didapatkan pada area cekungan belakang busur. Hal yang menarik adalah kecuali di daerah dimana terjadi aktifitas pergerakan menganan lateral sesar wrench seperti pada Benakan Gulley, terbentuk struktur antiklin di area cekungan belakang busur Sumatra Selatan dengan arah sumbu lipatan searah dengan arah U300ºT. Pengunungan Barisan telah benar-benar menjadi pegunungan pada umur Plio-Pleistosen.
Dari penjelasan yang dikemukakan oleh Pulunggono dkk (1992); Sapiie dan Hadiana (2007) diatas, menunjukkan bahwa mekanisme pembentukan cekungan belakang busur Sumatra Selatan bahkan semua cekungan di tepi barat Daratan Sunda (Cekungan Sumatra Utara, Cekungan Sumatra tengah dan Cekungan Sumatra Selatan) terbentuk bukan dari mekanisme extention murni. Cekungan Sumatra Selatan terbentuk akibat mekanisme extension yang mengaktifkan kembali sesar-sesar tua yang menembus batuan dasar, sehingga membentuk pola cekungan yang tidak sama dengan pola rift akibat extension murni dari subduksi Miosen, bahkan di Cekungan Sumatra Selatan arah cekungan yang dominan berkembang adalah pola Jambi dengan awah umum U30ºT hingga U50ºT.
Berdasarkan hasil kalibrasi menggunakan nilai pantulan vitrinit maka model perkembangan pemanasan cekungan atau alir bahang tidak konstan terhadap waktu, melainkan akan menaik pada fasa rift kemudian menurun dan akan menaik lagi pada masa kini, implikasinya bila digunakan alir bahang konstan dari data alir bahang masa kini dalam memodelkan kematangan hidrokarbon pada umumnya akan menghasilkan nilai yang terlalu tinggi.
