POTENSI MINYAK BUMI DI CEKUNGAN NATUNA BARAT
Disusun oleh
Denny Hermawan Saputra 270110150014 Kelas A Universitas Padjadjaran SUMEDANG 2016 SARI
Kondisi minyak dan gas bumi di Indonesia dewasa ini semakin terpuruk dari segi ekonomi, ekplorasi dan produksi. Hal ini dikarenakan pemakaian bahan bakar
minyak dan gas bumi di Indonesia semakin meningkat namun produksi minyak dan gas bumi di Indonesia semakin menurun. Natuna merupakan daerah kepulauan yang dikelilingi oleh dua cekungan besar yakni cekungan Natuna Barat dan Timur yang memiliki potensi geologi mengenai cadangan minyak dan gas bumi; cadangan minyak dan gas bumi cekungan natuna barat sekitar 300 juta barel kemudian untuk cadangan minyak dan gas bumi cekungan Natuna Timur sekitar 500 juta barel minyak, blok ini adalah salah satu blok gas dengan cadangan terbesar di dunia saat ini, dengan total potensi gas mencapai 222 triliun kaki kubik (tcf). Selain itu, Natuna juga memiliki letak geografis yang strategis yang dekat dengan negara Thailand, Malaysia, Singapura dan juga pulau Jawa sehingga sangat ekonomis.
Kata kunci: Cekungan, Natuna, Petroleum system, ABSTRACT
Conditions of oil and gas in Indonesia today is worse off in terms of economics, exploration and production. It is because the use of fuel oil and natural gas in Indonesia increased but production of oil and gas in Indonesia decreased. Natuna archipelago is an area surrounded by two large basins namely West and East Natuna Basin which has the geological potential of the oil and gas reserves; reserves of oil and gas basin of Natuna west about 300 million barrels and then to reserves of oil and gas basins East Natuna approximately 500 million barrels of oil, this block is a gas block with the largest reserves in the world today, with a total potential gas reached 222 trillion cubic feet (tcf). In addition, the Natuna also has a strategic geographical location that near with Thailand, Malaysia, Singapore and also the island of Java so it is very economical.
Keys: Basin, Natuna, Petroleum system
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI ...ii BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar belakang... 1 1.2 Tujuan...1 1.3 Rumusan Masalah... 1
1.4 Letak geografis Kabupaten Natuna Barat... 1
BAB II TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Geologi Regional Cekungan Natuna Barat... 3
2.1.1 Tatanan Geologi Tektonik Cekungan Natuna Barat... 3
2.2 Struktur dan Susunan Stratigrafi... 4
BAB III ANALISIS 3.1 Stratigrafi Cekungan Natuna Barat...6
3.2 Petroleum System Cekungan Natuna Barat...6
3.2.1 Source Rock ...7
3.2.2 Reservoar dan Seal... 7
3.2.3 Trap dan Migration... 7
3.2.4 Akumulasi Hidrokarbon (Play) ...7
3.3 Segi Ekonomi Cekungan Natuna Barat... 8
BAB IV KESIMPULAN DAFTAR PUSTAKA...10
BAB I
PENDAHULUAN
Kondisi minyak dan gas bumi di Indonesia dewasa ini semakin terpuruk dari segi ekonomi, ekplorasi dan produksi. Hal ini dikarenakan pemakaian bahan bakar minyak dan gas bumi di Indonesia semakin meningkat namun produksi minyak dan gas bumi di Indonesia semakin menurun.
Selain itu, tahap-tahap untuk meningkatkan produksi seperti eksplorasi dan pemanfaatan sumur tua dengan metode Enchanged Oil Recovery (EOR) belum terlaksana sebagaimana mestinya.
Untuk meningkatkan produksi minyak bumi salah satunya dengan cara ekplorasi pada daerah yang memungkinkan terdapat reservoir. Salah daerah yang berpotensi memiliki cadangan minyak dan gas bumi adalah di Cekungan Natuna Barat, Kepulauan Riau.Oleh sebab itu, dengan adanya pelaporan geologi ini diharapkan kondisi yang sedang dihadapai oleh Indonesia dalam hal minyak dan gas bumi dapat teratasi, setidaknya negara ini tidak impor minyak dan gas bumi dari negara lain.
1.2 Tujuan
Tujuan dari pelaporan geologi ini adalah untuk mengetahui potensi minyak dan gas bumi di cekungan Natuna Barat dari segi geologi.
1.3Rumusan Masalah
Bagaimana potensi minyak dan gas bumi di cekungan Natuna Barat? 1.4 Letak Geografis Kabupaten Natuna
Natuna merupakan salah satu kabupaten termuda di Indonesia yang lahir di era reformasi dan otonomi daerah. kabupaten ini merupakan hasil pemekaran dari Kabupaten Kepulauan Riau yang secara resmi terbentuk dengan dasar Undang-undang Nomor 53 Tahun 1999. Secara Geografis Kabupaten Natuna terletak di belahan Utara Indonesia tepatnya antara 2º Lintang Utara – 5º Lintang Utara dan 104º Bujur Timur – 110º Bujur Timur. Luas Wilayah Kabupaten Natuna ( sebelum Kab. Anambas Terbentuk ) adalah 14.190.120 ha atau 141.901,2 Km2, terdiri dari daratan seluas 323.520 ha (3.235,2 km2) dan perairan seluas 13.866.600 ha (138.66 km2). Wilayah daratan terdiri dari 272 pulau besar dan kecil yang tersebar di perairan Laut Cina Selatan.
Kabupaten Natuna saat ini memang menjadi salah satu daerah andalan penghasil minyak dan gas Indonesia. Berdasarkan laporan studi
Kementerian dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tahun 2002, cadangan minyak yang dimiliki Natuna mencapai 308,30 Juta Barel. Sementara Cadangan Gas Buminya terbesar se-Indonesia, yaitu sebesar 54,78 triliyun kaki kubik. Tidak mengherankan jika Dana Bagi Hasil Migas menjadi sumber utama pendapatan Daerah Kabupaten Natuna.
Gambar Kabupaten
Natuna
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Geologi Regional Cekungan Natuna Barat
Cekungan Natuna Barat berada pada kerak kontinen yang tersusun oleh batuan beku dan metamorf yang berumur Kapur Awal – Kapur Akhir. Cekungan ini dibatasi oleh Cekungan Penyu di baratdaya, Cekungan Malay di baratlaut, Kepulauan Natuna di timur, Khorat Swell di utara serta Paparan Sunda di selatannya (Gambar 2.1). Pengisian sedimen Cekungan Natuna Barat diperkirakan dimulai dari Oligosen sampai dengan Resen. Minyak dan gas pada Cekungan Natuna Barat ditemukan di Formasi Gabus, Udang, Upper Arang dan Lower Arang. Dengan sumber organik adalah batubara yang ada pada Formasi Lower Arang dan Gabus, serta shale lakustrin yang terdapat pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower Arang dan Upper Arang (Pollock et al., 1984;Michael dan Adrian, 1996). Batuan penudung (seal rocks) merupakan batulempung yang banyak dijumpai pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower dan Upper Arang.
2.1.1 Tatanan Tektonik Regional
berada pada Paparan Sunda (Daines, 1985 op cit. Darman dan Sidi, 2000). Perkembangan cekungan ini pengaruhi oleh dua fase tektonik utama yaitu fase ekstensional pada Eosen - Oligosen dan fase kompresional pada Miosen. Fase ekstensional yang terjadi pada Eosen - Oligosen dipengaruhi oleh adanya kolisi (collision) antara India dan Asia (Tapponier et al., 1982; op cit. Wongsosantiko dan Wirojudo, 1984). Fase ini mengakibatkan terjadinya rifting / pull-apart yang menghasilkan graben dan setengah graben pada Cekungan Natuna Barat.
Fase kompresional yang terjadi pada Miosen diperkirakan dipengaruhi oleh pergerakan Blok Indochina menuju Paparan Sunda (Hamilton, 1979; op cit. Wongsosantiko dan Wirojudo,1984). Fase ini mengakibatkan terbentuknya struktur inversi (fase inversi), sesar naik serta sesar geser. Struktur utama (gambar 2.2) pada cekungan ini memiliki orientasi umum berarah baratdaya-timurlaut (SW-NE) dan baratlaut-tenggara (NW-SE) (Conocophillips, 2007; Wongsosantiko dan Wirojudo, 1984).
2.2 Struktur dan Susunan Stratigrafi
Stratigrafi cekungan Natuna Barat dimulai dari basement pra-tersier dan seluruh pengendapan tersier. Urutan lithostratigrafi di Cekungan Natuna Barat dari yang paling tua (basement) sampai ke yang muda menurut Conoco Block B Team (1997) dibagi atas lima kelompok, yaitu:
I. Batuan Dasar atau Basement, berumur Pra-Tersier.
II. Kelompok Belut, berumur antara Eocene sampai Oligocene Bawah.
III. Kelompok Gabus, berumur akhir Oligocene.
IV. Kelompok Udang, berumur antara akhir Oligocene atas sampai awal Miocene.
V. Kelompok Barat, berumur antara Oligocene Bawah sampai Miocene Bawah.
VI. Kelompok Arang, berumur antara Miocene Bawah sampai Miocene Tengah.
VII. Kelompok Muda, berumur antara Miocene Atas sampai Pleistocene.
BAB III ANALISIS
STRATIGRAFI DAN PETROLEUM SYSTEM CEKUNGAN NATUNA BARAT
3.1 Struktur dan Susunan Stratigrafi Cekungan Natuna Barat
Tertiary succession untuk cekungan Natuna Barat terdiri dari empat megasequence tectonostrati-graphic seperti rift, post-rift, syn-inversion, dan post-invervion. Dibawah tertiary succession adalah basement cretaceous, yang terdiri dari amphibolites, dan batuan beku seperti quartz-diorite, granit, dan batuan metamorf yang terdiri dari chlorite dan gneiss. Sedimen awal dari cekungan Natuna Barat lebih tua daripada Oligocene Awal. Berdasarkan penanggalan dari intrusi diabase pada sedimen Basal, Formasi Lama berasal dari zaman Eocene Akhir sampai Oligocene Awal. Formasi Lama terdiri dari deposit fluvio-deltaic, fluvial dan alluvial sand-stone. Diatas Formasi Lama adalah Formasi Benua yang terdiri dari deposit shale lacustrine. Diatas lapisan Benua adalah lapisan sandstone dan shale dari formasi Gabus, terdiri dari medium grade sandstone, umumnya merupakan batuan tebal dan massif. Formasi Keras dari zaman Oligocene Tengah dan Akhir adalah shale dalam lacustrine. Keras shale secara bertahap tergantikan oleh interbedded sandstone dan shale dari formasi Upper Gabus. Lapisan
sandstone dari Upper Gabus memiliki sifat fine grain, mirip seperti Lower Gabus. Batas Oli gocene/Miocene berada dilapisan teratas formasi Gabus. Diatas Lower Gabus terdapat lapisan Barat dari zaman Miocene Awal. Terdapat pengaruh kondisi kelautan. Diatas formasi ini terdapat Formasi Arang dari zaman Miocene Tengah sampai Awal, berada pada lingkungan laut dangkal, dengan adanya fluktuasi lumpur-batubara dengan dominasi pasir. Formasi teratas adalah Formasi Muda, terdiri dari mudstone, shale, dan sand. Formasi ini terbentuk dari Moicene Akhir sampai saat ini.
Stratigrafi cekungan Natuna Barat dimulai dari basement pra-tersier dan seluruh pengendapan pra-tersier. Urutan tektonostratigrafi di Cekungan Natuna Barat dari yang paling tua (basement) sampai ke yang muda menurut Conocophillips (2007) dibagi atas empat megasikuen yaitu:
Gambar tektonostratigrafi menunjukan 4 megasikuen (Conocophillips, 2007) 3.2 Petroleum System Cekungan Natuna Barat
Minyak dan gas pada Cekungan Natuna Barat ditemukan di Formasi Gabus, Udang, Upper Arang dan Lower Arang. Dengan sumber organik adalah batubara yang ada pada Formasi Lower Arang dan Gabus, serta shale lakustrin yang terdapat pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower Arang dan Upper Arang (Pollock et al., 1984; Michael dan Adrian, 1996). Batuan penudung (seal rocks) merupakan batulempung yang banyak dijumpai pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower dan Upper Arang.
3.2.1 Batuan Sumber (Source Rock)
Berdasarkan analisis pirolisis menunjukkan bahwa hidrokarbon berada seribu feet dari formasi Barat. Serta menyatakan bahwa Formasi Benua, Lama, Keras dan Barat memiliki potensial menjadi batuan sumber. Minyak X terbentuk dari kerogen tipe 1 yang berasal dari formasi Lama dan Keras. Titik akumulasi adalah pada kedalaman 9000 ft, pada 227o F. Batuan sumber pada Lower Gabus yang memiliki nilai TOC rendah-sedang, dan terjadi didalam mudstone, thin carboneceus sandstone, dan batubara.(Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.2 Reservoar dan Seal
Batuan reservoar pada formasi Lama/Benua memliki porositas berkisar antara 7% dengan permeabilitas 0,1-2,3 md. Formasi Lower Gabus memiliki porositas rata-rata 22%, dan formasi Keras memiliki porositas 16-23%. Formasi Barat dan Arang memiliki batuan shale, sehingga efektif menjadi batuan seal/cap rock. Dorongan yang kuat pada tahap inversi menjadikan formasi ini adalah formasi Fault Seal. (Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.3 Trap dan Migrasi
Karena depocenter pada cekungan Natuna Barat adalah lipatan tipe Sunda, trap yang paling mudah terjadi adalah anticline. Lapisan sandstone dari sedimen syn-rift dapat juga menjadi trap stratifraphic dan kombinasi keduanya. Waktu hidrokarbon bermigrasi bertepatan pada saat inversi awal, yaitu pada zaman Oligocene. Arah migrasi terbagi menjadi dua kemungkinan. Pertama adalah migrasi dip/lateral, yaitu dari source rock menuju reservoar rock, dan yang lainnya adalah migrasi vertikal, yaitu
migrasi dari source rock menuju reservoar melalui jalur patahan secara vertikal. (Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.4 Akumulasi Hidrokarbon (Play)
Cekungan Natuna Barat terdiri dari tiga tipe akumulasi. Normal Play fault N-S series berkembang sepanjang utara dan formasi selatan Kakap. Beberapa hidrokarbon terperangkap dalam pay zone yang terpisah dan independen. Trap tergantung dari jenis fault, dengan top seal diberikan oleh regionel shale unit dan shale intra formasi. Prospek potensial cukup kecil untuk satuan akumulasi, akan tetapi reserve komersial dapat mencapai 2 MMBBLS. Akumulasi ini cukup mature pada saat ini. Akumulasi syn-rift telah teridentifikasi pada bagian barat tengah dari Formasi Selatan Kakap. Hidrokarbon ditemui pada lapisan sandstone fluvio-deltaic dari formasi Upper Lama. Akumulasi Lipatan Sunda ditemukan pada Formasi North Kakap. Inversi struktural pada daerah ini mengakibatkan uplift dan erosi pada sealing regional. (Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.3 Hasil dan Perhitungan Keekonomian
Hasil perhitungan sensitivitas menjadi landasan perhitungan. Dijelaskan faktor keekonomian, dimana akan dilihat seberapa besar tingkat pengembalian terhadap investasi yang telah dikeluarkan, termasuk seberapa besar resiko yang akan diterima terhadap investasi pengembangan tersebut. Hasilnya adalah pengembangan lapangan ini cukup feasible untuk dilaksanakan. (Titis, Tutuka Riadji, 2013)
BAB IV KESIMPULAN
Bahwa Cekungan Natuna Barat memiliki potensi untuk dilakukan eksplorasi minyak dan gas bumi karena pertimbangan hal tersebut. Hal tersebut sejalan dengan kondisi geologi yang ada dan memungkinkan untuk dilakukan ekplorasi.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim. 2007. Tatanan Geologi Natuna Barat.---: Conocophillips.
Fathiry, Aziz. Cekungan Natuna Barat.
https://www.academia.edu/25375965/Cekunagan_West_Natuna .
Firdaus, Muhammad Akbar. 2010. Praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi.____.____
Medco Energi. 1998. Annual Report. ----: Medco Energi.
Redjoso, Muhammad Titis dan Tutuka Riadji. 2013. Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi Volume 4 Nomor 2 Agustus 2013. Jakarta: IATMI.
