BAB II KERANGKA GEOLOGI REGIONAL
II.1. Tatanan Regional Cekungan Sumatra Tengah
Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan minyak terbesar di Asia Tenggara dengan kandungan cadangan lebih dari 26 milyar barrel (C&C Reservoir, 1998). Cekungan Sumatra Tengah tersusun oleh beberapa cekungan synrift yang menjadi sumber terbentuknya hidrokarbon, dengan sub-cekungan terbesar antara lain sub-Cekungan Aman, Kiri, Balam, Bengkalis, dan Rangau.
Tektonik konvergen (subduksi) antara Lempeng samudra Hindia dan Lempeng benua Eurasia mengontrol pembentukan dan perkembangan Cekungan Sumatra Tengah. Adanya perubahan dominasi regim tektonik menyebabkan Cekungan Sumatra Tengah merupakan suatu cekungan multi-histori atau mengalami perubahan kerangka tektonik sepanjang perkembangannya. Evolusi tektonostratigrafi Tersier di Cekungan Sumatra Tengah yang disusun oleh Heidrick dan Aulia (1993), membagi menjadi 4 fase tektonik, yaitu : Deformasi yang terjadi pada zaman pra-Tersier yaitu ditandai dengan pembentukan batuan dasar cekungan dan menyusun terjadinya suture antar lempeng mikro, dan menurut Pulunggono dan Cameron (1984) merupakan suatu struktur tua berarah
U-S dan N300oE di kawasan Sumatra (bagian barat Sundaland); fase deformasi
berikutnya terjadi pada 50-26 juta yang lalu ditandai dengan regim transtensional rifting membentuk fase rift basin, dengan pengendapan Grup Pematang sebagai synrift sedimentation yang berperan besar sebagai batuan sumber hidrokarbon; fase deformasi berikutnya adalah yang terjadi pada 26-13 juta tahun yang lalu ditandai dengan terjadi thermal subsidence yang membentuk fase sag basin, dengan pengendapan agradasional Grup Sihapas, serta reaktivasi struktur berarah U-S dengan pergerakan dextral wrenching yang kemudian dilanjutkan fase deformasi yang terjadi pada 13 juta tahun yang lalu hinggá sekarang ditandai dengan pengendapan Formasi Petani dan diikuti oleh efek dari tektonik subduksi (struktur inversi), hingga terjadi migrasi dan penjebakan hidrokarbon terutama pada struktur-struktur antiklin besar, hingga terakhir terjadi pengendapan Formasi
Minas. Kolom tektonostratigrafi Cekungan Sumatra Tengah dapat dilihat pada gambar II.1.
Secara umum Wongsosantiko A., (1976) menyatakan sedimentasi pra-inversi terjadi dari arah utara ke selatan. Yarmanto, dkk (1996) menyusun kerangka stratigrafi berdasarkan studi inti bor, fosil plankton foram, log sumur, dan seismik menjadi tiga episode pengendapan, yaitu synrift deposition (Grup Pematang), post-rift transgresional (Grup Sihapas), dan episode regresi. Pengendapan synrift (Eo-Oligosen) merupakan strata fluvio-lacustrin (Grup Pematang: Formasi Upper/Lower Red Bed dan Brown Shale). Formasi Brown Shale sebagai anggota Grup Pematang terbukti menjadi batuan sumber hidrokarbon baik minyak dan gas bumi (C&C Reservoir, 1998). Di beberapa tempat, Formasi Upper Red Bed terbukti cukup potensial sebagai reservoir yang produktif. Pengendapan Grup Sihapas yang diawali oleh Formasi Menggala, diendapkan secara tidak selaras di atas Grup Pematang (SB25.5) dengan karakter endapan stacked fluvial channel, diteruskan dengan intertidal hingga open marine shales dari Formasi Bangko, serta kompleks delta dengan tidal-influence hingga outer neritic dari Formasi Bekasap, Duri, dan Telisa. Suatu transisi signifikan terjadi pada masa 22 dan 21 juta yang lalu dengan ditemui suatu bukti peningkatan secara tajam mineral glaukonit, foraminifera, fosil jejak (Glossifungites), serta semen kalsit (Johansen dan Djamaoeddin, 1997), sehingga diidentifikasi sebagai suatu batas sikuen (SB22 dan SB21) dan untuk skala regional berada di bagian tengah Formasi Menggala dan bagian bawah Formasi Bekasap (Yarmanto, et al., 1996). Endapan batupasir dari Grup Sihapas menjadi reservoir utama di Cekungan Sumatra Tengah, baik sebagai reservoir minyak dan gas bumi. Selanjutnya episode regresi akibat tektonik inversi membentuk SB13.3 dan menghasilkan pengendapan Formasi Petani (inner neritic) hingga Formasi Minas. Kolom stratigrafi regional Cekungan Sumatra Tengah yang disusun oleh Yarmanto (1996) dapat dilihat pada gambar II.1.
II.2. Tinjauan Petroleum System Cekungan Sumatra Tengah dan Daerah Penelitian
Lapangan minyak Duri yang terletak pada sisi timur dari AMAN Graben Cekungan Sumatera Tengah mulai dikembangkan dengan metoda perolehan injeksi uap sejak tahun 1985 hingga sekarang. Lapangan minyak ini merupakan jebakan antiklin yang mengontrol keberadaan minyak pada lapisan reservoir dengan kemiringan lapisan yang relatif landai (gently dipping anticline) dengan lapisan reservoir yang terletak pada pada kedalaman 200 hingga 900 kaki. Berdasakan kajian dari petroleum system, lapangan minyak Duri yang merupakan bagian dari cekungan sumatra tengah dirangkum seperti terlampir dalam Tabel II.1.
Gambar II.1. Kolom tektonostratigrafi (Heidrick dan Aulia, 1993) – kiri, dan stratigrafi regional (Yarmanto, dkk, 1996) – kanan, Cekungan Sumatra Tengah, serta kesepadanan dari reservoir-reservoir produktif di Lapangan Minyak Duri
PALEO-BATHMETRY PALEO - ENVIRONMENTS
SILTSTONES AND SANDS SILTSTONES
PELAGIC SHALE, PELAGIC SHALE,
PELAGIC SHALE
NEAR SHORE SHALE AND SILTSTONES INTERBEDDED WITH ESTUARINE AND INTERTIDAL SANDSTONES METASEDIMENTS; QUARTZITE, CARBONATE, METAGREYWACKES, GRANITE.
DEEP WEATHERED ZONE (PALEOSOL) INTERTIDAL SHALES INTERTIDAL SHALES ESTUARINE SANDSTONES TST TST BEKASAP SANDS (IVF) SB 21 ma SB 17.5 ma SB 16.5 ma SB 15.5 ma SEQUENCES SYSTEMS TRACTS PEMATANG GROUP (UPPER RED BEDS)
M ID D L E N E R IT IC T O U P P E R B A T H Y A L IN N E R T O M ID D L E N E R IT IC IN T E R T ID A L T O IN N E R N E R IT IC N O N M A R IN E / E S T U A R IN E N O N M A R IN E T S T L S T (I V F) S IH A P A S G R O U P IN N O R T H E R N A R E A T H E S E S A N D S T H IC K E N T O B E C O M E D U R I F M FORMATION NAMES MENGGALA FORMATION SUBMARINE EROSION SUBAERIAL UNCONFORMITY REGIONAL, ANGULAR +++++ + UNNAMED SHALE BRAIDED FLUVIAL SANDSTONES SB 25.5 ma
TYPICAL LOG SOUTH CENTRAL SUMATRA
( NOT TO SCALE ) PALAGIC SILTSTONES TST TST LST BANGKO SHALE LOCALLY SINTONG SANDS OR MENGGALA FORMATION T E L IS A F O R M A T IO N HST HST HARDGROUND HARDGROUND INTERTIDAL IN N E R N E R IT IC TST HST HST ESTUARNE / SUBAERIAL EROSION SUBAERIAL EROSION B A S E M E N T STACKED FLUVIAL CHANNELS AND ALLUVIAL CONGLOMERATES SB 22 ma
Figure 17 : Typical well log for the southern portion of the Central Sumatra Basin: shows generalised paleobathymetri, deposional environments, sequence boundaries and local formation terminology
Res. Rindu
Res. Pertama Res. Kedua Res. Baji-Jaga
Table II.1. Tinjauan Petroleum System dari Lapangan minyak Cekungan Sumatera Tengah. (Yarmanto, et al., 1996)
Sejarah proses migrasi dari lapisan batuan induk dari Formasi Pematang (Middle Eocene – Lower Oligocene) yang diinterpretasikan sebagai endapan lakustrine hingga terjebak pada lapisan reservoir Formasi Duri (lapisan batupasir unit Rindu dan Formasi Bekasap (lapisan batupasir unit Pertama dan Kedua) dan memiliki lapisan tudung dari Formasi Telisa yang berumur Lower Middle Miocene. Berikut dilampirkan peta jalur migrasi dari lapangan-lapangan minyak yang ditemukan pada Cekungan Sumatera Tengah. Berdasarkan studi yang dilakukan oleh ETC tahun 2003 oleh Alex Erendi, Joao Keller, mingrasi sekunder dari Brown shale berlangsung pada SB 25.5 ma (awal miocene) . Pemahaman akan hal ini akan memberikan hipotesis tambahan mengenai dugaan sifat dari zona patahan Duri_Area “Z”_Syn_3K adalah leaking dikarena proses struktural terjadi pada saat yang bersamaa dengan proses migrasi (Awal Miocene hingga pertengahan Miocene).
C e n tr a lS u m a t r a B a s in 0 2 .p p t
P e t r o l e u m S y s t e m o f t h e
Gambar II.2. Peta jalur migrasi dari beberapa lapangan minyak yang ditemukan pada Cekungan Sumatera Tengah (Yarmanto, Aulia, K., Mertani, B., Heidrick, T.L., 1996).
II.3. Geologi Lapangan Minyak Duri
II.3.1. Stratigrafi Daerah Duri dan Daerah Penelitian
Stratrigrafi Lapangan Duri tersusun dari Formasi Upper Red Bed (anggota Grup Pematang) yang tipis di bagian terbawah dan tersebar di wilayah barat hingga tengah. Dari penampang seismik terdapat kenampakan truncated di atas batuan dasar dan ketidakselarasan bersudut di batas atas pada wilayah tengah Lapangan Duri. Grup Sihapas dimulai dengan Formasi Menggala yang sangat tipis diendapkan tidak selaras di atas Formasi Upper Red Bed, serta Formasi Bangko di atasnya dengan penyebaran kedua formasi yang terbatas. Di bagian tengah Lapangan Duri, batupasir Formasi Bangko berperan sebagai reservoir (Dalam) dengan penyebaran terbatas. Formasi Bekasap dan Duri sebagai suatu endapan transgresif (tidal-delta) pada fase sag basin tersebar dengan ketebalan
R a nt a u b ai s S e b a n g a St e p o ve r Thrust or reverse
fault undiff. Barbs
on hangingwall block
Right lateral strike
-slip fault F3 inverted border
fault. Barbs and
hachures on hangingwall 0 1 2 3 4 0 - 100 100 - 400 400 - 800 > 800 ft S T R A T I G R A P H Y
Oil prone source
rock isochore thickness B a n g k o F i e l d B a n g k o E a s t B a t a n g F a u l t P e r k e b u n a n F . C e b a k a n S e b a n g a S o u t h B a l a m B o r d e r F . U b i -Si k l a di R a n g a u F a ult Z o n e B a l a m S E N e l l a A n t a r a M e n g g a l a S . R a n g a u O b o r P e l i t a J o r a n g U n g g u n P u k a t H i u A m p u h C u c u t S i n g a U j u n g t a n j u n g S e r u n i K e r a n g T u n a s U b i S i k l a d i T e l i n g a K o p a r S i d in g i n G u l a m o M e n g g a l a N . P e t a n i P e m a t a n g P u d u S a k t i T e g a r P i n g g i r T i t i a n C e b a k a n J a m b o n J a m b o n S E R o n d a S i n to n g S E B a l a m S o . P e m a t a n g B o w 2 1 0 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 4 B e k a s a p 0 1 0 1 2 1 2 M a n g g a S T R U C T U R E
Principal listric normal
border fault, showing
present - day basement
cutoff. Hachures on
hangingwall
Subsidary listric or
planar normal fault,
block on hangingwall E X P L A N A T IO N F . T L H / 9 8 F. SI N T O N G HI G H R O K A N H I G H D u r i F i e l d R o k i r i N 0 1 0 K i l o m e t e r s R O K A N I N V E R SI O N F R O N T N e l l a F . M a n g g a F . B a l a m N o r t h B F . K U B U HI G H K I R I P L A T F O R M P a g e r K e lo k 200000 175000 150000 7 0 0 0 0 0 7 2 5 0 0 0 LIBO PLATFORMS B a t a n g P a l e m A k a r P e m b u r u C a n d i G e n t i n g B e n a r S i n t o n g R a n t a u b a is T a n g g u l P u n c a k L i n c a k K u l i n 7 5 0 0 0 0 Balam Trough F . B e k s p -S o . A m a n Group 1 Group 2 Group 3 Group 4 Migration route trajectory South Balam Trough Rangau Trough Group 5 North Aman North (NAN) Trough North Aman South-Central (NASC) M u ti a r a F . G E O C H E M I S T R Y 2 3 ? ? 0 1 2 3 0 0
relatif merata di seluruh Lapangan Duri. Kedua formasi ini berperan sebagai reservoir utama (Jaga, Baji, Kedua, Pertama, dan Rindu) di Lapangan Duri. Di bagian atas Formasi Duri terdapat 2 lapisan batupasir tipis yang disebut sebagai 240ft dan 140ft sand, dan tidak berperan sebagai reservoir yang potensial. Formasi Telisa dan Petani tidak ditemukan di Lapangan Duri, dan diperkirakan telah tererosi pada saat terjadi fase inversi regional di Cekungan Sumatra Tengah.
Berdasarkan data inti bor sumur 4K50C mengidentifikasi suksesi fasies reservoir Rindu-Pertama-Kedua-Baji-Jaga-Dalam di lapangan Duri sebagai outer delta front hingga estuarine distributary facies. Studi lanjutan pada inti bor sumur 4K-50C menyimpulkan suatu fasies pengendapan yang dibentuk oleh lingkungan kompleks distal dari sistem delta dengan pengaruh arus pantai (tidal). Kolom stratigrafi yang menggambarkan litologi secara umum pada daerah penelitian dapat dilihat pada gambar II.3 dan II.6.
Seluruh formasi yang ada di Cekungan Sumatera Tengah dapat dijumpai di lapangan minyak Duri. Formasi Pematang yang merupakan endapan rift-basin valley terbentuk pada Paleogen, merupakan unit sedimen yang paling tua di Cekungan Sumatra Tengah dan di lapangan Duri dijumpai berupa tight sand dengan porositas yang hanya mencapai 5 %. Secara stratigrafi sikuen, Formasi Pematang di lapangan Duri berada pada sikuen 1 yang dimulai dari batuan dasar hingga top formasinya.
Duri 4K-50C
Selanjutnya di bagian atas secara tidak selaras diendapkan Grup Sihapas yang dimulai dari Formasi Menggala hingga Formasi Telisa. Berdasarkan analisis biostratigrafi, ketidak-selarasan ini ditandai dengan sequence boundary (SB) 25.5. Formasi Menggala umumnya berkembang baik di bagian barat dan menipis ke arah timur. Walaupun formasi ini memiliki kualitas Reservoir yang sangat baik namun di lapangan Duri, posisinyanya berada di bagian bawah oil water contact (OWC), sehingga formasi ini di Lapangan Duri bukan merupakan reservoir hidrokarbon.
Di atas Formasi Menggala diendapkan Formasi Bangko yang dicirikan oleh perselingan antara batupasir halus hingga kasar dan serpih. Formasi Bangko di lapangan Duri dibagi lagi menjadi reservoir Baji, Jaga dan Dalam, yang masing-masingnya dipisahkan oleh lapisan serpih. Walaupun reservoir Baji, Jaga, dan Dalam tersebar cukup luas namun yang bertindak sebagai Reservoir hidrokarbon hanya bagian yang berada di sekitar tinggian struktur pada bagian selatan lapangan minyak Duri. Formasi Menggala dan Formasi Bangko di lapangan Duri berada pada sikuen 2 yang dibatasi oleh SB-25.5 dan SB-22.
Reservoir Pertama/Kedua yang ekivalen dengan Formasi Bekasap, berada di atas reservoir Baji dan ditandai dengan sequence boundary 22 di bagian bawahnya. Reservoir ini dicirikan dengan satuan batupasir yang tebal dengan sisipan laminasi serpih. Di lapangan Duri, reservoir ini merupakan reservoir yang sangat ekonomis dengan kandungan minyaknya yang tebal serta penyebarannya yang sangat luas.
Reservoir Rindu yang ekivalen dengan Formasi Duri berada di atas reservoir Pertama/Kedua. Reservoir ini dicirikan oleh selang-seling antara batupasir halus hingga sedang dengan lapisan serpih yang tebal. Pada bagian atas unit reservoir ini di jumpai sequence boundary 21. Dengan demikian, Formasi Bekasap dan Formasi Duri berada pada sikuen 3 yang dibatasi oleh SB-22 dan SB-21.
Reservoir Rindu mengandung cadangan minyak bumi terbanyak kedua di lapangan minyak Duri, dan secara lateral melampar cukup luas dan menutupi daerah seluas 25.000 acre. Sulistyo dkk. (1995), mengungkapkan bahwa ada sekitar 1,2 miliar barel minyak bumi yang terkandung dalam reservoir Rindu. Secara keseluruhan Reservoir Rindu terdiri dari 5 Reservoir utama yang kemudian
dinamakan sebagai Rindu-1 hingga Rindu-5. Ke-5 tubuh reservoir ini secara vertikal umumnya dipisahkan oleh lapisan serpih (shale) atau batulanau (siltstone). Dari ke-5 reservoir ini hanya Rindu-1 yang merupakan reservoir yang berkembang sangat baik dengan pelamparannya yang cukup luas serta lapisannya yang cukup tebal. Reservoir Rindu-1 merupakan unit Reservoir yang terletak di antara flooding surface Rindu-1 (FS_RN1) dan Sequence Boundary Intra Rindu (SB_INTRN). Berdasarkan litotratigrafi, Reservoir Rindu-1 merupakan lapisan batupasir yang dibatasi oleh lapisan tipis serpih di bagian bawah dan lapisan sarpih yang sangat tebal di bagian atasnya. Pada top reservoir Rindu-1, di beberapa tempat umumnya dicirikan oleh hadirnya batupasir karbonatan (calcareous sandstone) yang sangat keras (tight sand).
Reservoir 140’ Sand dan 240’ Sand yang terletak di bagian paling atas Formasi Duri dicirikan oleh batupasir halus dan mempunyai pemilahan yang tidak terlalu baik, serta kandungan material lempungnya yang relatif banyak. Kedua reservoir ini berkembang sebagai reservoir hidrokarbon hanya pada daerah sekitar tinggian struktur di bagian utara, sedangkan pada bagian selatan, kedua Reservoir kurang berkembang sehingga bukan merupakan target pengembangan produksi. Secara stratigrafi, Reservoir 240’ Sand dan 140’ Sand berada dalam sikuen 4 yang dibatasi oleh SB21 dan SB13.
II.3.2. Struktur Geologi Daerah Lapangan Minyak Duri dan Area Penelitian
Johannsen, D.C., & Lyle, J.H., (1990), dalam laporan internalnya menyimpulkan bahwa lapangan minyak Duri terbentuk oleh struktur antiklin asimetri yang berarah baratlaut-tenggara dan menempati bagian selatan dan bagian utara lapangan Duri. Kedua antiklin yang mempunyai panjang sekitar 18 km dan lebar 8 km ditafsirkan mempunyai kaitan genesa dengan Patahan Sebanga yang merupakan Patahan geser naik (transpressional fault) dengan arah relatif baratlaut-tenggara.
Selain itu juga dijumpai Patahan-Patahan ikutan yang terbentuk karena pengaruh Patahan Sebanga (Gambar II.2. dan II.4.) yang sebagian melewati Area ”Z” (obyek penelitian). Patahan-Patahan ikutan ini umumnya menempati bagian
barat lapangan Duri dan berarah timurlaut-baratdaya di bagian utara, sedangkan di selatan berarah relatif utara-selatan serta timurlaut-baratdaya.
Berdasarkan pemetaan struktur geologi Lapangan Minyak Duri (gambar II.4) menunjukkan bahwa reservoir Rindu mengalami penPatahanan secara intensif di beberapa area Lapangan Duri. Patahan Sebanga sebagai merupakan patahan utama memiliki pergerakan relatif mendatar ke kanan di bagian utara, dan di bagian selatan sesuai dengan perubahan arah Patahan membentuk sistem transpressional berarah relatif barat laut – tenggara. Antiklin Duri sendiri tersusun oleh sistem Patahan sintetik dan antitetik yang lebih kecil, dengan arah umum timur laut-barat daya dan utara-selatan. Daerah penelitian (Area 10), diidentifikasi suatu sistem strike-slip yang dibentuk oleh Patahan mendatar berarah Utara - Selatan sebagai Patahan utama, dan Patahan normal berarah timur laut-barat daya sebagai pembentuk sistem horsetail splay fault – lihat gambar II.3, II.4 dan II.7. Beberapa zona patahan yang sangat penting sebagai penyekat (baffles) terhadap distribusi fluida yang berada pada lapisan reservoir dan berdasarkan study terdahulu yang dilakukan pada daerah Lapangan Minyak Kulin (Gambar II.4.) yang mengindikasikan bahawa beberapa zona patahan besar berfungsiu sebagai penyekat terutama pada lapisan reservoir Rindu. Penelitian tersebut mengasumsikan bahwa total displacement darai patahan-patahan tersebut adalah apparent displacement yang diidentifkasi berdasarkan interpretasi data seismik.
F3
Patahan Sebanga
Gambar II.4. Posisi Lapangan Duri di daerah sub-Cekungan Aman Tengah (Cekungan Sumatra Tengah) -
dimodifikasi dari Yarmanto, Aulia, K., Mertani, B., Heidrick, T.L., 1996. Central Aman Trough Area
Beberapa zona patahan memiliki strike-slip throw yang besar dimana resolusi data seismik sangat mempenagruhi hasil interpretasi patahan tersebut.
Gambar II.5. Peta struktur Puncak Lapisan Pertama di Lapangan Duri dengan Patahan Sebanga berarah relatif utara-selatan sebagai Patahan utama (tanpa skala)
Daerah penelitian (Area 10)
Major Sebanga North – South Strike Slip Fault System
Transpression Fault System Zone Relative NW trending
U
U
Synthetic and Antithetic Fault Daerah penelitian (Area 10)Major Sebanga North – South Strike Slip Fault System
Transpression Fault System Zone Relative NW trending
U
U
Synthetic and Antithetic Fault
Gambar II.6. Penampang vertikal dari Lapangan Minyak Duri dan sekitarnya yang memperlihatkan sebaran stratigrafi
Gambar II.7. Peta Strukur Regional Duri dan Lokasi daerah penelitian memperlihatkan pola struktur patahan dengan arah tegasan utama utara timur lalu – selatan barat daya.
