STUDI IDENTIFIKASI STRUKTUR DAN PROSPEK
HIDROKARBON DAERAH FRONTIER PADA CEKUNGAN
MELAWI-KETUNGAU, KALIMANTAN BARAT DENGAN
METODE GAYABERAT
Trias Ningrum1, Wawan Gunawan A. Kadir1, Susanti Alawiyah1, Eko Januari Wahyudi1 Sari
Cekungan Melawi-Ketungau terletak di Kalimantan Barat, Indonesia. Terbatasnya data mengenai cekungan ini menyebabkan perkembangan eksplorasi di kawasan ini menjadi sangat terbelakang (frontier). Oleh karena itu, penelitian ini ditujukan untuk memperoleh informasi lebih lanjut mengenai prospek hidrokarbon dengan metode gayaberat. Data gayaberat yang digunakan merupakan kompilasi dari berbagai data yang ada di Pulau Kalimantan. Interpretasi struktur dan batas cekungan dilakukan berdasarkan anomali SVD dan untuk mengetahui distribusi densitas bawah permukaan, dibuat model bawah permukaan melalui teknik forward modeling dengan Encom ModelVision Pro version 9.0 dan inverse modeling dengan UBC Grav3D. Hasil pemodelan yang didukung oleh data geologi menunjukkan ketebalan sedimen rata-rata daerah penelitian sekitar 4.62 ± 0.157 km. Hasil analisis struktur berdasarkan pola anomali SVD menunjukkan adanya dua sesar naik berarah relatif timur-barat serta dua sesar geser menganan berarah relatif barat laut-tenggara. Subcekungan Melawi berpotensi mengan-dung hidrokarbon dan hasil analisis prospek di kawasan ini merekomendasikan 4 daerah yang dapat dikembangkan sebagai lapangan migas, yaitu Prospek A, Prospek B, Prospek C, dan Prospek D yang berada pada nilai anomali SVD tinggi.
Kata kunci: Cekungan Melawi-Ketungau, pemodelan gayaberat, prospek hidrokarbon. Abstract
The Melawi-Ketungau Basin is located in West Kalimantan, Indonesia. Limited data related to this basin causes the exploration development in this area becomes frontier, compared to Kutei Basin in the east and Natuna Basin in the west. Therefore, the objective of this study is to obtain more information about the prospect of the hydrocarbon using gravity method. The data used in this study is a compilation of various existing data in Kalimantan. The interpretation of the structures and the boundary of the basin are based on the SVD anomaly and to determine the density distribution, subsurface models were made with forward modeling technique using Encom ModelVision Pro version 9.0 and inverse modeling with UBC Grav3D. Modeling results supported by geological data indicate that the average thickness of sediment in the study area is about 4.62 ± 0.157 kilometers. The result of the structure analysis based on the SVD anomaly shows two reverse faults that extends to the relative east-west direction and two dextral strike-slip faults with the relative direction NW-SE. The Melawi Basin potentially contains hydrocarbon and the prospect analysis in this area recommends 4 areas that can be developed as oil and gas fields: Prospect A, Prospect B, Prospect C, and Prospect D which are located on the high anomaly SVD.
Keywords: Melawi-Ketungau Basins, gravity modeling, hydrocarbon prospect
1)
Program Studi Teknik Geofisika-Institut Teknologi Bandung
Jl. Ganesa No. 10, Bandung 40132, Telp: +62-22 2534137, Fax: +62-22 2534137, Email: trias_rush@yahoo.co.id I. PENDAHULUAN
Gayaberat merupakan salah satu metode
geofisika yang digunakan untuk menggambarkan struktur geologi bawah permukaan berdasarkan variasi medan gravitasi bumi akibat perbedaan densitas secara lateral. Salah satu penerapan metode gayaberat yaitu dalam tahap awal eksplorasi hidrokarbon dimana metode ini digunakan untuk memperkirakan keberadaan cekungan.
Cekungan Melawi-Ketungau di Kalimantan Barat (Gambar 1) merupakan cekungan dengan
status frontier area, dimana keberadaan
hidrokarbon pada kawasan ini (khususnya Subcekungan Melawi) belum banyak diketahui secara luas. Salah satu kontraktor migas yang telah melakukan kegiatan pada kawasan ini yaitu Canadian Oxy pada tahun 1995. Beberapa pengeboran eksplorasi (Sumur West Kayan-1
dan Sumur Kedukul-1) mengidentifikasi
keberadaan gas pada beberapa formasi batuan. Bukti lain mengenai keberadaan hidrokarbon di daerah Cekungan Melawi-Ketungau yaitu adanya rembesan minyak dan gas di hulu Sungai Melawi, Sungai Rebunge, Sungai Pocoh, dan di sekitar antiklin Kedukul dan Antiklin Sepauk (Tim Studi Petroleum System Cekungan Melawi-Ketungau Kalimantan Barat, 2004).
Dalam penelitian ini, penulis mengidentifikasi struktur sesar dan batas cekungan daerah penelitian, memodelkan bawah permukaan daerah penelitian berdasarkan nilai kontras densitas batuan untuk estimasi ketebalan sedimen serta memetakan top basement Cekungan Melawi-Ketungau, serta analisis daerah yang berprospek mengandung hidrokarbon serta memberikan rekomendasi daerah/lokasi prospek hidrokarbon untuk eksplorasi lebih lanjut.
Gambar 1. Cekungan Melawi-Ketungau, Kalimantan Barat
(Hall, 2005)
II. METODOLOGI
Pada penelitian ini, tahap-tahap yang penulis lakukan untuk mencapai tujuan penelitian antara lain dengan melakukan studi pustaka mengenai metode gayaberat dan informasi sejarah geologi
Cekungan Melawi-Ketungau, kemudian
melakukan kompilasi data anomali Bouguer daerah penelitian agar didapat anomali residual melalui penapisan dengan metode moving average dan second vertical derivative melalui penapisan dengan FFT vertical derivative orde 2. Dari anomali residual dilakukan pemodelan ke depan dan kebelakang, sementara dari anomali second vertical derivative dilakukan analisis struktur dan batas cekungan.
Pemodelan kedepan dilakukan dengan
mengunakan perangkat lunak Encom
ModelVision Pro verison 9.0, sementara
pemodelan ke belakang dilakukan dengan menggunakan UBC Grav3D.
Selain itu, dilakukan juga kajian mengenai petroleum system cekungan untuk mengetahui
prospek keberadaan hidrokarbon dalam
Cekungan Melawi-Ketungau. Dari berbagai hasil kajian data gayaberat dan petroleum system, dibuatlah peta pola arah migrasi untuk
menentukan daerah-daerah prospek untuk
kegiatan eksplorasi selanjutnya.
III. TATANAN GEOLOGI
Secara tektonik, Cekungan Melawi-Ketungau merupakan cekungan yang terletak pada Paparan
Sunda. Pembentukan cekungan-cekungan
sedimen Tersier di daerah Kalimantan sebelah barat dipengaruhi oleh proses subduksi dari Laut Cina Selatan (Lempeng Eurasia) yang mengarah ke selatan sebelum terjadi tumbukan (collision) Luconian microcontinent (Hutchison, 1996). Pergerakan lempeng kerak Samudera dari Laut Cina Selatan yang berarah ke selatan menunjam kerak Benua Sundaland (Schwaner Core),
kemudian diikuti tumbukan Luconian Platform yang mendesak lempeng kerak Samudera. Pada energi maksimum, penunjaman ini menyebabkan kerak samudera patah sehingga membentuk graben-graben yang selanjutnya diisi oleh sedimen sebagai awal mula terbentuknya Cekungan Melawi-Ketungau.
Lempeng Eurasia yang bergerak selama Kapur hingga Tersier awal menghasilkan tektonik komplek pada daerah Cekungan
Melawi-Ketungau. Aktivitas tektonik pra-Tersier
mengawali konfigurasi cekungan yang dibatasi oleh tinggian (basement high) granit, basalt, sekis dan filit pada Formasi Semitau pada umur Triassic-Jura. Kejadian tektonik pada Kapur akhir menghasilkan tinggian dan rendahan, tinggian yang terdiri dari granit Kapur ini memisahkan Subcekungan Melawi pada bagian selatan dan Subcekungan Ketungau pada bagian utara.
Secara umum perkembangan sesar-sesar di Cekungan Melawi-Ketungau dipengaruhi oleh adanya gerak sesar mendatar Luconia (Sesar Melawi Timur) dan gerak sesar mendatar dari Sesar Amar (Tim Studi Petroleum System Cekungan Melawi-Ketungau Kalimantan Barat, 2004). Sistem deformasi Sesar Melawi Timur ditandai dengan gerak mendatar menganan yang berarah barat laut-tenggara. Sesar ini diprediksi terbentuk pada zaman Pra-Tersier. Sistem deformasi Sesar Amar ditandai dengan gerak menganan yang berarah barat timur laut-timur tenggara. Deformasi Sesar Amar diperkirakan berlangsung sejak Pra-Tersier akibat adanya
tumbukan mikrokontinen Sunda dengan
Lempeng Eurasia.
Sistem deformasi Sesar Boyan ditandai dengan gerak sesar naik berarah timur-barat. Sesar ini berkembang di sekitar Tinggian Semitau,
membentuk jalur lurus yang membatasi
Subcekungan Melawi di sebelah utara. Sistem ini diperkirakan berumur Oligosen Akhir.
Konfigurasi Cekungan Melawi-Ketungau
dikontrol oleh beberapa aktivitas tektonik selama Kapur awal dan Paleosen. Batuan yang tersingkap di Cekungan Melawi-Ketungau terdiri dari batuan praTersier berupa batuan metamorf filit dan sekis, batuan beku basalt, granit dan granodiorit serta sedimen klastik Kapur (Gambar 2).
Petroleum System
Batuan induk di Cekungan Melawi-Ketungau diperkirakan berasal dari sedimen klastik halus berumur Kapur, Eosen, dan Oligosen. Namun, kandungan organik karbon (TOC) yang matang
terdapat pada Formasi Pendawan (TOC = 0.52% - 2.22%) dengan Ro 0.7 – 0.81% dan kandungan dominan pada formasi ini merupakan kerogen penghasil gas (gas prone) dari jenis humik.
Gambar 2. Kolom stratigrafi Cekungan Melawi-Ketungau, Kalimantan Barat (Tim Studi Petroleum System Cekungan Melawi-Ketungau
Kalimantan Barat, 2004)
Reservoir utama yang berkembang pada daerah ini berupa batupasir dari berbagai formasi batuan, antara lain Formasi Ingar, Formasi Payak, Formasi Haloq, Formasi Tebidah,
Formasi Sekayam, dan Formasi Landak
(Hadipandoyo et al., 2007). Porositas batupasir berkisar antara 10 – 29.1% yang berupa porositas antar butir, antar partikel, pada bidang laminasi, serta pada bidang retakan batuan.
Sementara itu, batuan tudung pada kawasan ini berupa batuan berbutir halus seperti serpis dan batulempung dari Formasi Silat, Formasi Selangkai, Formasi Pendawan, Formasi Ingar, dan Formasi Sekayam.
Hidrokarbon yang terperangkap diperkirakan hasil migrasi vertikal melalui bidang-bidang patahan. Migrasi lateral terjadi setelah migrasi vertikal dengan arah umum migrasi di daerah Subcekungan Melawi diperkirakan dari arah
utara ke selatan serta tidak menutup
kemungkinan adanya migrasi lokal (Tim Studi Petroleum System Cekungan Melawi-Ketungau Kalimantan Barat, 2004).
Perangkap hidrokarbon yang berkembang
merupakan perangkap struktur berupa lipatan (antiklin) yang berkembang baik di daerah selatan Subcekungan Melawi. Perangkap lain yang dapat dijumpai yaitu berupa blok sesar dan perangkap stratigrafi berupa batupasir yang membaji/pinch-out.
IV. PENGOLAHAN DATA GAYABERAT
Dari peta anomali Bouguer dilakukan analisis spektrum untuk mengestimasi kedalaman bodi anomali serta mendapatkan lebar jendela yang akan digunakan untuk penapisan dengan metode moving average. Dari lima lintasan (Gambar 3) yang diambil untuk proses ini, didapat kedalaman rata-rata regional dan residual berturut-turut sebesar 18,1 km dan 5,2 km dengan lebar jendela 5 (Tabel 1). Selain itu, dibuat juga peta anomali second vertical derivative melalui penapisan dengan FFT vertical derivative orde 2.
Gambar 3. Posisi lintasan untuk analisis spektrum dan grafik hubungan ln A dan k pada
masing-masing lintasan Tabel 1. Hasil perhitungan lebar jendela Line Regional Residual k W m c m c A-A' -25,53 6,10 -7,22 3,98 12,86 5,43 B-B' -21,09 5,60 -8,10 3,63 16,85 4,14 C-C' -15,54 5,69 -4,55 4,01 16,98 4,11 D-D' -17,76 5,53 -4,11 4,18 11,00 6,34 E-E' -9,99 5,02 -2,00 3,90 15,54 4,49 Rata-rata 18,1 km 5,2 km 14,397 4,90
Untuk pemodelan ke depan, model bawah permukaan diasumsikan terdiri dari dua jenis batuan yaitu batuan dasar dengan densitas 2,84 gr/cc dan batuan sedimen dengan densitas 2,5 gr/cc. Pemodelan ini dilakukan pada 3 lintasan, masing-masing sepanjang 200 km hingga kedalaman 9 km dan strike bodi 50 km.
Pada pemodelan kebelakang, data masukan berupa anomali residual dengan parameter sebagai berikut:
1. Ukuran sel yang digunakan adalah 5 km x 5 km x 0,5 km dengan kedalaman maksimal yang dimodelkan yaitu 9 km. Pemodelan dilakukan dalam mesh sebesar 115311 sel (119 x 51 x 19).
2. Batasan (bounds) kontras densitas yang digunakan adalah 0,169 gr/cc hingga 0,171 gr/cc untuk batuan dasar pada kedalaman lebih dari 6500 m, dan untuk batuan sedimen pada kedalaman 0 – 2500 m adalah -0,171 gr/cc hingga -0,169 gr/cc. Sementara pada daerah yang berada di antaranya, penulis menggunakan kisaran densitas -0,169 gr/cc hingga 0,171 gr/cc.
Dari model inversi 3D dilakukan slice pada kedalaman 3.000 m, 4.000 m, dan 5.000 m serta pada posisi lintasan yang sama dengan lintasan pada pemodelan ke depan.
V. HASIL DAN ANALISIS
5.1 Anomali Gayaberat Bouguer, Regional, dan Residual
Peta anomali gayaberat Bouguer ditampilkan dalam Gambar 4. Dapat dilihat sebaran nilai anomali negatif (warna biru) terdapat pada bagian timur daerah penelitian yang menerus ke utara dan sedikit pada daerah barat laut. Sementara itu nilai anomali positif (warna merah) terdapat pada bagian tenggara, barat daya, dan tengah daerah penelitian. Dari gambar di bawah, dapat pula dilihat bahwa nilai anomali gayaberat Bouguer daerah penelitian berkisar antara -36,7 mGal hingga 61,2 mGal.
Anomali regional daerah penelitian ditampilkan dalam Gambar 5. Secara umum, anomali regional menunjukkan pola yang tidak jauh berbeda dengan pola anomali CBA, hal ini karena anomali regional memberikan pengaruh yang besar terhadap anomali CBA dengan nilai berkisar antara -32,7 mGal hingga 44,2 mGal.
Gambar 4. Peta anomali gayaberat Bouguer daerah penelitian
Gambar 6. Peta anomali residual daerah penelitian
Gambar 7. Analisis jenis sesar dari anomali SVD Sementara itu, anomali residual ditunjukkan
dalam Gambar 6, dimana peta anomali residual ini memiliki nilai maksimum 28,2 mGal yang ditunjukkan oleh warna merah serta nilai minimum -15,6 mGal yang ditunjukkan oleh warna biru. Anomali negatif yang ditandai dengan warna biru tua hingga biru muda dengan kisaran nilai anomali -15,6 mGal sampai 3,9 mGal ini dicurigai sebagai keberadaan cekungan di daerah penelitian dengan sebaran yang mengikuti trend arah barat-timur.
Tinggian pada peta anomali residual ditandai dengan anomali positif yang berwarna kuning
hingga merah dengan nilai anomali 7,1 mGal sampai 15,1 mGal. Tinggian yang terdapat di daerah utara daerah penelitian merupakan Lubok
Antu Melange, sementara tinggian yang
memisahkan kedua subcekungan yaitu busur volkanik dan sekuen ofiolit dari Tinggian Semitau.
5.2 Anomali Second Vertical Derivative (SVD)
Analisis untuk menentukan jenis sesar yang terdapat pada daerah penelitian ditampilkan dalam Gambar 7. Dari hasil analisis ini didapat Dari hasil analisis SVD, didapat sesar-sesar naik dengan trend relatif arah barat-timur. Sesar naik
terdapat di sebelah utara, daerah tengah, serta sebelah selatan daerah penelitian. Sesar naik yang memanjang di bagian tengah daerah
penelitian merupakan Sesar Boyan yang
membatasi Subcekungan Melawi di sebelah utara. Selain sesar-sesar naik tersebut terdapat pula beberapa sesar geser pada daerah penelitian. Penarikan sesar geser pada peta anomali second vertical derivative ini dibantu dengan data geologi pada daerah penelitian. Sesar geser yang pertama merupakan Sesar Amar yang terdapat di sebelah utara Subcekungan Ketungau. Sesar ini memiliki arah pergerakan menganan yang berarah barat timur laut-timur tenggara. Sesar Melawi Timur terdapat pada bagian tenggara daerah penelitian, sesar ini ditandai pula dengan
gerak menganan dengan arah timur laut-tenggara (Gambar 8).
Interpretasi batas cekungan secara kualitatif juga dilakukan pada peta anomali SVD. Cekungan yang terdapat dalam Gambar 9 antara lain Subcekungan Ketungau di sebelah utara, Subcekungan Melawi Barat di sebelah barat daya, dan Subcekungan Melawi Timur di sebelah
tenggara. Tinggian Semitau memisahkan
Subcekungan Ketungau di sebelah selatan
dengan Subcekungan Melawi Barat dan
Subcekungan Melawi Timur. Sementara itu, diperkirakan terdapat aktivitas tektonik lain yang memisahkan Subcekungan Melawi menjadi Subcekungan Melawi Barat dan Subcekungan Melawi Timur (Gambar 10).
Gambar 8. Interpretasi struktur sesar Cekungan Melawi-Ketungau
5.3 Pemodelan Ke Depan (Gambar 10)
Model bawah permukaan hasil pemodelan ke depan dapat dilihat dalam Gambar 11, Gambar 12, dan Gambar 13. Dari ketiga model, dapat disimpulkan bahwa ketebalan sedimen rata-rata pada cekungan ini adalah sekitar 4,54 km. Secara umum, hasil pemodelan ke depan menunjukkan
bahwa Cekungan Melawi-Ketungau merupakan satu buah cekungan besar yang terpisah satu sama lain. Terpisahnya Subcekungan Ketungau dengan Subcekungan Melawi merupakan hasil dari aktivitas tektonik pada jaman Kapur yang membentuk Tinggian Semitau di sebelah utara Subcekungan Melawi.
Gambar 10. Posisi lintasan untuk pemodelan ke depan dan ke belakang
Gambar 11. Model bawah permukaan hasil pemodelan ke depan penampang Line 123
Gambar 13. Model bawah permukaan hasil pemodelan ke depan penampang Line 125
Gambar 14. Penampang model inversi pada kedalaman 3.000 m, 4.000 m, dan .5000 m
5.4 Pemodelan Ke Belakang
Untuk melihat sebaran kontras densitas hasil pemodelan ke belakang, dari model inversi 3 dimensi dilakukan slice pada 3 kedalaman. Dari ketiga penampang kedalaman (Gambar 14), dapat dilihat pada kedalaman 3.000 m pada
cekungan masih berupa batuan sedimen,
kemudian pada kedalaman 4.000 m mulai dapat terlihat adanya basement high pada daerah Tinggian Semitau dan Lubok Antu Melange. Sementara pada kedalaman 5.000 m, batuan dasar sudah mulai mendominasi cekungan.
Pada daerah penelitian dilakukan slice pada tiga lintasan yang melalui ketiga subcekungan dengan tujuan melihat kecocokan antara hasil pemodelan ke depan dengan pemodelan ke belakang. Hasil pemodelan ke depan dan pemodelan ke belakang diberikan dalam Gambar 15, Gambar 16, dan Gambar 17. Secara umum, ketebalan rata-rata batuan sedimen antara hasil pemodelan ke depan dengan hasil pemodelan ke belakang sekitar 0,1 km sampai 0,2 km dengan rata-rata selisihnya sebesar 0,157 km. Ketebalan rata-rata batuan sedimen dari hasil kedua teknik pemodelan adalah sekitar 4,62 km.
Gambar 15. Model hasil pemodelan ke depan dan ke belakang Line 123
Gambar 16. Model hasil pemodelan ke depan dan ke belakang Line 124
Gambar 17. Model hasil pemodelan ke depan dan ke belakang Line 125 Perbedaan hasil antara kedua teknik pemodelan
disebabkan oleh perbedaan nilai kontras densitas yang diberikan sebagai input (masukan) dalam melakukan pemodelan. Dalam pemodelan ke depan, masukan yang digunakan terdiri dari dua lapisan yaitu batuan dasar dan batuan sedimen
yang masing-masing memiliki satu nilai kontras densitas, yaitu +0,1 gr/cc untuk batuan dasar dan -0,17 gr/cc untuk batuan sedimen. Sementara pada pemodelan ke belakang, masukan kontras densitasnya merupakan rentang dengan nilai +0,05 gr/cc hingga +0,15 gr/cc untuk batuan
dasar dan -0,175 gr/cc hingga -0,165 gr/cc untuk batuan sedimen. Sehingga hasil pemodelan inversi menghasilkan model bawah permukaan dengan banyak lapisan yang memiliki kontras densitas batuan yang berbeda-beda.
5.5 Top Basement Hasil Pemodelan Ke Depan dan Ke Belakang
Setelah melakukan pemodelan ke depan dan pemodelan ke belakang, penulis memetakan top basement sesuai dengan daerah yang dijadikan lintasan untuk pemodelan. Hasil top basement daerah penelitian ditunjukkan pada Gambar 18. Dari gambar dapat disimpulkan bahwa top basement hasil pemodelan ke belakang menunjukkan hasil yang lebih detil dibandingkan dengan top basement pemodelan ke depan. Hal ini disebabkan oleh model 2,5D pemodelan ke depan hanya memiliki variasi densitas terhadap kedalaman dengan strike bodi tertentu.
Gambar 18. Top basement hasil pemodelan ke depan dan pemodelan ke belakang
Kedalaman maksimal top basement
Subcekungan Ketungau hasil pemodelan ke depan pada daerah penelitian mencapai 5,48 km dan kedalaman hasil pemodelan ke belakang sekitar 5,49 km. Untuk Subcekungan Melawi Barat, kedalaman maksimal top basement hasil pemodelan ke depan mencapai 5,36 km dan kedalaman maksimal hasil pemodelan ke belakangnya sekitar 5,50 km. Sementara pada
Subcekungan Melawi Timur kedalaman
maksimal top basement hasil pemodelan ke depan mencapai 5,27 km dan kedalaman maksimal hasil pemodelan ke belakangnya sekitar 5,45 km.
5.6 Analisis Prospek Hidrokarbon Daerah Penelitian
Analisis prospek hidrokarbon lebih difokuskan pada Subcekungan Melawi, karena terbatasnya data pendukung pada Subcekungan Ketungau dan sedimen yang terbentuk relatif tipis sehingga hidrokarbon dipandang belum cukup matang. Berdasar data geologi, pengisian hidrokarbon diperkirakan berasal dari arah utara ke selatan dan merupakan hasil migrasi vertikal dari batuan induk Formasi Pendawan melalui bidang-bidang patahan, dan migrasi lateral yang terjadi setelahnya.
Umumnya, perangkap yang berkembang di kawasan ini yaitu perangkap struktur yang berupa lipatan (antiklin). Tipe perangkap ini dijumpai pada bagian selatan Subcekungan Melawi yang berasosiasi dengan zona tinggian berwarna merah. Struktur lipatan ini merupakan
hasil aktivitas tektonik kompresi yang
diperkirakan terjadi pada Oligosen Akhir-Miosen Awal.
Interpretasi arah migrasi hidrokarbon pada Subcekungan Melawi dilakukan berdasarkan pada peta anomali SVD. Anomali negatif mengindikasikan adanya cekungan sementara
anomali positif meng-indikasikan struktur
tinggian. Asumsi yang digunakan yaitu anomali SVD berbanding lurus dengan ke-dalaman cekungan.
Pada penelitian ini, penulis mencoba
meng-interpretasikan daerah yang berprospek
mengandung hidrokarbon. Kawasan prospek pada Subcekungan Melawi seperti terlihat pada Gambar 19 antara lain Prospek A, Prospek B, Prospek C, dan Prospek D. Interpretasi ini didasarkan pada beberapa kriteria berikut: 1. Terpenuhinya syarat-syarat utama terbentuk
dan terperangkapnya hidrokarbon seperti batuan induk, batuan reservoir, batuan
tudung, ke-matangan, dan perangkap
hidrokarbon.
2. Adanya stuktur tinggian yang diperkirakan
sebagai antiklin dan struktur tutupan
Gambar 19. Interpretasi arah migrasi hidrokarbon pada Subcekungan Melawi berdasarkan pola anomali SVD
3. Adanya sumur pemboran eksplorasi yang
mengidentifikasi keberadaan gas serta
indikasi potensi hidokarbon berupa rembesan. 4. Kecuraman kontur SVD antara nilai anomali rendah dengan nilai anomali tinggi yang diwakili oleh kontur anomali yang rapat.
VI. KESIMPULAN
Setelah melakukan pengolahan dan pemodelan serta interpretasi terhadap data gayaberat di Cekungan Melawi-Ketungau dengan didukung oleh informasi geologi, maka dapat disimpulkan bahwa:
1. Dari hasil analisis dan interpretasi anomali gayaberat dan didukung oleh informasi sejarah pembentukan cekungan, Cekungan
Melawi-Ketungau yang terletak di
Kalimantan Barat merupakan satu buah cekungan besar yang terpisah menjadi tiga buah subcekungan, antara lain Subcekungan Ketungau, Subcekungan Melawi Barat, dan Subcekungan Melawi Timur.
2. Hasil analisis second vertical derivative serta
didukung oleh informasi geologi
menunjukkan sesar yang berkembang di daerah penelitian didominasi oleh sesar naik yang memanjang dengan arah relatif timur-barat, yang salah satunya merupakan Sesar Boyan. Selain itu terdapat pula sesar-sesar geser menganan dengan arah relatif barat laut-tenggara, yaitu Sesar Amar dan Sesar Melawi Timur.
3. Hasil kedua teknik pemodelan (pemodelan ke
depan dan pemodelan ke belakang)
menunjukkan ketebalan sedimen rata-rata daerah penelitian sekitar 4,62 ± 0,157 km. 4. Dari hasil analisis prospek hidrokarbon,
Subcekungan Melawi berpotensi
mengandung hidrokarbon dengan
rekomendasi 4 kawasan yang dapat
dikembangkan sebagai lapangan migas, antara lain Prospek A, Prospek B, Prospek C, dan Prospek D yang berada pada nilai anomali second vertical derivative tinggi yang diasosiasikan sebagai struktur antiklin.
DAFTAR PUSTAKA
1. Blakely, R.J., 1995. Potential Theory in Gravity and Magnetic Application, Cambrige University Press.
2. Encom Model Vision Pro, 2009. Reference Manual version 9.0, Pitney Bowes Business Insight.
3. Hadipandoyo, S., Setyoko, J., Suliantara, G. A., Riyanto, H., Saputro, H.H., Harahap, M.D., Firdaus, N., 2007. Kuantifikasi Sumberdaya Hidrokarbon Indonesia, Pusat Penelitian dan Pengembangan Energi dan Sumberdaya Mineral “LEMIGAS”, Jakarta. 4. Hall, R., 2005. Cenozoic Tectonics of
Indonesia, Problems and Models, Indonesian Petroleum Association and Royal Halloway, University of London.
5. Hamilton, W., 1979. Tectonics of the Indonesian Region, United States Geological Survey Professional Paper 1078, p. 345. 6. Hammer, S., 1939. Terrain corrections for
gravimeter stations, Geophysics, 4, p. 184-194.
7. Heryanto, N., Williams, P.R., Harahap, B. H., Pieters, P.F., 1993. Peta Geologi Lembar
Sintang, Kalimantan skala 1:
250.000, PPPG Bandung.
8. Hutchison, C.S., 1989. Geological Evolution of South-East Asia, Clarendon Press Oxford, p. 368.
9. Hutchison, C.S., 1996. The ‘Rajang Accretionary Prism’ and ‘Lupar Line’ problem of Borneo, In Tectonic Evolution of SE Asia. pp. 247-261. Edited by R. Hall and D. J. Blundell. Geological Society of London Special Publication 106.
10. Kadir, W.G.A., 2000. Eksplorasi Gayaberat dan Magnetik, Jurusan Teknik Geofisika, Fakultas Ilmu Kebumian dan Teknologi Mineral, ITB, Bandung.
11. Moss, S.J., and Wilson, M.E.J., 1998. Biogeographic Implications of the Tertiary Palaeogeographic Evolution of Sulawesi and Borneo, in Biogeography and Geological Evolution of SE Asia, pp. 133-163. Edited by Robert Hall and Jeremy D. Holloway.
Backbuys Publishers, Leiden, The
Netherlands.
12. Reynolds, J.M., 1997. An Introduction to Applied and Environmental Geophysics, John Wiley & Sons.
13. Robinson, E., and Caruh, C., 1988. Basic exploration geophysics, Wiley and Sons. 14. Rose, R., and Hartono, P., 1978. Geological
Evolution of The Tertiary Kutei-Melawi Basin Kalimantan Indonesia, Proceedings
Indonesian Petroleum Association 7th Annual Convention.
15. Telford, M.W., Geldart, L.P., Sheriff, R.E., and Keys, D.A., 1990. Applied Geophysics, Cambrige University Press.
16. Tim Studi Petroleum System Cekungan Melawi-Ketungau Kalimantan Barat, 2004.
Petroleum System Cekungan
Melawi-Ketungau Kalimantan Barat, Departemen Energi dan Sumberdaya Mineral, Badan Penelitian dan Pengembangan Energi dan Sumberdaya Mineral, Pusat Penelitian dan Pengembangan Energi dan Sumberdaya
Mineral “LEMIGAS”, Jakarta. Tidak
dipublikasikan.
17. Van de Weerd, A.A., and R.A. Armin, 1992.
Origin and evolution of the
Tertiary hydrocarbon-bearing basins in
Kalimantan (Borneo), Indonesia, AAPG Bulletin, v. 76, p. 1778-1803.
18. Williams, P.R., Supriatna, S., Trail, D.S., and Heryanto, R., 1984. Tertiary Basins of West Kalimantan, Associated Igneous Activity and Structural Setting, Proceedings Indonesian
Petroleum Association 13th Annual
