1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Tahap eksplorasi di Cekungan Sumatra Tengah sudah mencapai tahap mature

field, dengan segala sumber daya alam hidrokarbon yang ada akan diekstraksi.

Salah satu formasi yang mengandung gas bumi dangkal yang belum terpetakan

dengan baik adalah Formasi Petani. Metode geofisika yang dapat digunakan untuk

memetakan anomali tersebut adalah metode seismik refleksi.

Metode seismik merupakan metode yang memiliki akurasi tinggi dibanding

metode geofisika lainnya. Data yang dihasilkan dapat memperlihatkan kejadian

bawah tanah berupa kenampakan struktur, jenis batuan, dan zona – zona yang

dapat menunjukkan adanya indikasi hidrokarbon.

Untuk memetakan distribusi anomali gas hidrokarbon, salah satu metode yang

dapat digunakan adalah metode AVO. Metode ini memanfaatkan gelombang

seismik yang kemudian dapat mengklasifikasi anomali berdasarkan respon yang

diterima dengan bertambahnya offset. Metode ini dikembangkan oleh Rutherford

dan Williams (1989) dan selalu dipakai dalam pengembangannya untuk

melakukan eksplorasi hidrokarbon, khususnya untuk anomali pasir gas.

Untuk mendapatkan hasil maksimal, dilakukan pembuatan model berupa

respon AVO terhadap reservoir. Perubahan konten pada reservoir akan

menghasilkan respon tras seismik yang berbeda – beda, yang kemudian dapat

diklasifikasikan dalam anomali pasir AVO untuk menambah sensitivitas dalam

melakukan interpretasi hasil.

1.2. Batasan Masalah

Berdasarkan pendahuluan yang telah dijelaskan, beberapa rumusan masalah

yang menjadi dasar penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Daerah penelitian berada di Cekungan Sumatra Tengah.

2. Penelitian dilakukan dengan menggunakan analisis AVO dan data log

yang ada untuk melakukan karakterisasi pada reservoir.

2

3. Pemodelan AVO pada reservoir dilakukan untuk mendapatkan simulasi

reservoir yang berisi fluida berupa air.

4. Klasifikasi anomali diperkirakan termasuk dalam anomali kelas 2 – 3.

1.3. Tujuan Penelitian

Tujuan dilakukan penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi anomali

hidrokarbon yang terdapat pada lapangan “Frusciante”. Oleh karena itu, penelitian

ini memiliki maksud dan tujuan:

1. mengetahui karakteristik reservoir yang terdapat pada daerah penelitian

menggunakan analisis atribut AVO pada lapangan “Frusciante”,

2. memetakan arah persebaran anomali hidrokarbon berdasarkan atribut

seismik dan AVO pada reservoir lapangan “Frusciante”,

3. melakukan fluid substitution modelling pada reservoir berdasarkan

perubahan konten fluida in situ menjadi air untuk mengetahui sifat

gelombang seismik pada lapangan “Frusciante”.

1.4. Lokasi dan Waktu Penelitian

Penelitian tugas akhir dilaksanakan di PT. Chevron Pacific Indonesia, Main

Office Chevron Rumbai, Jl. Camp Rumbai, Lemah Damai, Rumbai Pesisir, Kota

Pekanbaru, Riau. Penelitian dilakukan mulai tanggal 24 Juli 2017 hingga 22

September 2017.

3

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Tektonik Setting (Regional)

Secara fisiografi daerah penelitian berada pada Cekungan Sumatra Tengah,

yang merupakan cekungan busur belakang yang berada di sepanjang tepi barat

dan selatan Paparan Sunda terletak di baratdaya Asia Tenggara (Gambar 2.1.).

Struktur yang bekerja pada daerah ini diperkirakan aktif pada Eosen Awal hingga

– Oligosen (Barber dkk.,2005). Pergerakan struktur memiliki arah utara – selatan,

dengan bagian terdalam terletak pada bagian baratdaya dan melandai ke arah

timurlaut. Cekungan yang memiliki orientasi arah ekstensi tersebut merupakan

area yang memiliki akumulasi sedimentasi yang aktif pada zaman Paleosen, yang

terdiri atas greywacke pada daerah barat dan kuarsit pada daerah timur.

Sedimentasi pada awal proses pemekaran terjadi oleh terbentuknya Formasi

Pematang saat Eosen Awal hingga Oligosen Awal. Sedimentasi ini terdiri atas

batupasir, shale dan konglomerat sebagai pengisi cekungan pada lingkungan

pengendapan alluvial / fluvial. Akumulasi sedimen ini menjadi reservoir yang

ekonomis dan mengandung hidrokarbon dalam jumlah besar (Barber dkk., 2005).

Gambar 2.1. Peta tektonik pulau Sumatra dan daerah penelitian (lingkaran merah) (Barber dkk., 2005)

4

2.2. Tektonostratigrafi

Pembentukan stratigrafi daerah pembentukan struktur Cekungan Sumatera

Tengah dipengaruhi oleh interaksi lempeng – lempeng yang berada di sekitar

pulau Sumatera. Salah satu interaksinya adalah subduksi dari Lempeng Samudera

Hindia ke Lempeng Sunda. Gambar 2.2. menjelaskan perkembangan tektonik di

Cekungan Sumatera Tengah dapat dijelaskan dengan membagi aktivitas sesar dan

lipatan yang ada menjadi 4 tahap deformasi, yaitu F0, F1, F2, dan F3 (Yarmanto

dkk., 1995).

Episode F0 (Fase 0) merupakan fase yang terjadi pada zaman pre – tersier.

Arsitektur pembentukan basement terdiri atas beberapa strike utama yang berarah

barat laut – timur laut. Interpretasi dari struktur formasi Brown Shale

menunjukkan struktur busur sepanjang 2 – 3 km dengan arah strike N 60o E dari

Antara ke Nella Fields (ANAZ) dan arah strike N 60o W dari Antara ke Kopar

Fields (MKAZ).

Episode F1 (Fase 1) terjadi pada kala Eosen – Oligosen. Pada masa ini terjadi

deformasi ekstensional dengan arah ekstensi barat – timur, menghasilkan trend

sebesar ±N30oE, yang mengakibatkan reaktivasi struktur-struktur tua yang

terbentuk sebelumnya (F0). Deformasi ini menghasilkan geometri horst dan

graben. Pada saat yang sama terjadi pengendapan Kelompok Pematang ke dalam

graben-graben yang terbentuk.

Episode F2 (Fase 2) terjadi pada kala Miosen Awal. Pada masa ini terjadi fase

amblesan dan diamnya gaya tektonik pada cekungan. Kejadian ini dicirikan

dengan periode gaya inversi tektonik yang halus yang diikuti oleh peristiwa erosi.

Peristiwa ini menghasilkan Wrench Tectonics.

Episode F3 (Fase 3) terjadi pada masa Miosen Tengah. Pada masa ini terjadi

gaya kompresi, sehingga menghasilkan deformasi dan reaktivasi patahan dengan

arah strike N 35oE - N 40oE. Peristiwa ini mirip dengan peristiwa tektonik yang

terjadi pada masa fase F1. Pada fase ini terbentuk struktur reverse dan thrust fault

sepanjang jalur sesar mendatar yang terbentuk sebelumnya. Fase ini membentuk

struktur yang secara umum mengarah barat laut – tenggara. Bersamaan dengan

5

pembentukan struktur, terjadi pengendapan pada Formasi Petani dan Formasi

Minas, mulai dari 13 Ma hingga saat ini.

Gambar 2.2. Tektonostratigrafi Cekungan Sumatra Tengah (Yarmanto dkk., 1995)

6

2.3. Stratigrafi Regional

2.3.1. Batuan dasar (Basement)

Batuan dasar pada Cekungan Sumatra Tengah terbagi menjadi tiga satuan

litologi, yaitu Mallaca Terrane, Mutus Assemblage, Kualu Terrane, dan Mergui

Terrane (Eubank dan Makki, 1981).

a. Mallaca Terrane (kelompok kuarsit), terdiri dari kuarsit, argilit, batugamping

kristalin, pluton – pluton granit, dan granodiorite berumur Jurassic.

Kelompok ini terletak di bagian timurlaut, dimana terletak pada lingkungan

pengendapan coastal plain.

b. Mutus Assemblages (Kelompok Mutus), merupakan zona yang memisahkan

antara Mallaca Terrane dan Mergui Terrane. Kelompok ini terletak pada barat

daya coastal plain, terdiri dari baturijang radiolarian, meta – argilit, serpih

merah, lapisan tipis batugamping, dan batuan beku berupa basalt.

c. Mergui Terrane, (Kelompok Mergui) terletak pada bagian barat dan barat

daya dari Mutus Assemblages. Kelompok ini tersusun dari greywacke, pebbly

– mudstone, dan kuarsit yang berasal dari Formasi Boborok. Kemudian

terdapat pula batuan argilit, phyllite, batugamping, dan tuff berasal dari

Formasi Kluet, dan sandstone – shale. Pada Terrane ini juga ditemukan Alas

limestone.

d. Kualu Terrane, terletak pada barat laut dari Mergui dengan umur Karbon –

Permian, dan tersusun dari phyllite, slate, tuff, dan batugamping.

2.3.2. Formasi Pematang

Formasi Pematang merupakan batuan yang terletak diatas batuan dasar secara

tidak selaras (Gambar 2.3.). Batuan yang terdapat pada kelompok ini umumnya

berupa sedimen yang berada di lingkungan pengendapan sungai dan delta.

Williams dkk. (1985) membagi formasi pada kelompok Pematang menjadi lima

yakni:

a. Formasi Lower Beds, tersusun oleh batulumpur, batulanau, batupasir, dan

sedikit konglomerat. Terdapat indikasi bahwa formasi ini diendapkan pada

lingkungan rawa atau danau.

7

b. Formasi Brown Shale, tersusun oleh batuserpih laminasi, dengan kandungan

organik dan berwarna coklat hingga hitam, dengan lingkungan pengendapan

yang tenang. Ditemukan perselingan batupasir pada cekungan yang lebih

dalam, diindikasikan sebagai pengendapan akibat arus turbidit. Formasi ini

berperan sebagai source rock.

c. Formasi Coal Zone, tersusun atas batuserpih, batubara, dan batupasir.

d. Formasi Lake Fill, tersusun atas batupasir fluvial dan delta, konglomerat, dan

serpih pada danau dangkal. Lingkungan pengendapannya berupa fluvio –

lacustrine – delta.

e. Formasi Fanglomerate, tersusun atas batupasir, konglomerat, dan batulumpur

berwarna merah hingga hijau. Formasi ini diendapkan pada alluvial fan.

Formasi ini diendapkan tepat diatas Formasi Lake Fill.

2.3.3. Kelompok Sihapas

Kelompok Sihapas diendapkan secara tidak selaras diatas kelompok

Pematang, yang terdiri dari batupasir yang memiliki perselingan dengan serpih

(Gambar 2.3.). Pada bagian bawah, ditemui batugamping yang berumur Oligosen

hingga Miosen Tengah. Kelompok ini berperan sebagai reservoir rock, dengan

sifat batupasir yang memiliki ukuran butir sedang hingga kasar, dengan pola yang

menghalus ke arah atas (Murphy, 1993).

2.3.4. Formasi Menggala

Formasi Menggala diendapkan secara tidak selaras diatas Kelompok

Pematang (Gambar 2.3). Litologi yang terdapat pada formasi ini terdiri dari

batupasir, konglomerat dan sedimen – sedimen klastik yang diendapkan pada

lingkungan fluvial dan berubah menjadi marine deltaic secara lateral ke arah

utara. (Barber dkk., 2005).

2.3.5. Formasi Bangko

Formasi Bangko terendapkan secara selaras pada lateral dan vertikal ke arah

barat dari Formasi Menggala dengan umur Miosen Awal. Formasi ini tersusun

oleh batulempung karbonatan yang ditemukan dan memiliki perselingan batupasir

lanauan dan berubah menjadi batugamping. Batupasir dalam formasi ini

8

merupakan reservoir yang baik dan telah diproduksi di lapangan Petani, Bangko,

Menggala, dan Pinang.

2.3.6. Formasi Bekasap

Formasi Bekasap terendapkan secara selaras pada bagian timur Formasi

Menggala, dengan umur Miosen Awal. Litologi yang ditemukan pada Formasi ini

adalah batupasir glaukonitan, batugamping, dan batubara. Jenis batupasir pada

formasi ini merupakan lapisan sedimen yang merata menutup Sumatera Tengah

dan akhirnya menutup semua tinggian yang terbentuk sebelumnya, dengan

sifatnya sebagai reservoir. (Barber dkk., 2005)

2.3.7. Formasi Duri

Formasi Duri, terendapkan secara selaras, memiliki umur Miosen Awal.

Formasi ini tersusun dari batupasir yang terbentuk pada lingkungan inner neritic

deltaic pada bagian utara hingga tengah cekungan. Hal ini dicirikan oleh batupasir

yang memiliki butiran halus hingga sedang yang tersebar secara lateral. Formasi

ini juga memiliki reservoir yang baik. (Barber dkk., 2005)

2.3.8. Formasi Telisa

Formasi Telisa, terendapkan dari Formasi Bekasap dan Duri yang secara

lateral dan vertikal berubah menjadi batulempung. Formasi ini berumur Miosen

Awal hingga Miosen Tengah, formasi ini terbentuk pada lingkungan laut, yang

menunjukkan adanya periode penggenangan maksimum. Batupasir dalam formasi

ini merupakan reservoir potensial dan telah diproduksi. (Barber dkk., 2005)

2.3.9. Formasi Petani

Formasi Petani berada di atas Kelompok Sihapas, yang terdiri dari Lower

Petani yang merupakan endapan laut dan Upper Petani yang merupakan endapan

laut sampai delta. Kelompok ini memiliki umur Miosen Tengah hingga Pliosen

dengan litologi berupa batupasir, batulempung, batupasir gloukonitan dan

batugamping pada bagian bawah. Batubara banyak dijumpai pada bagian atas dan

terbentuk pada saat pengaruh laut semakin berkurang. Lingkungan pengendapan

9

Formasi Petani dimulai dari lingkungan laut dangkal, pantai dan delta. Ini

menunjukkan adanya peristiwa regresi air laut.

Batupasir yang terdapat pada Formasi Petani memiliki komposisi kuarsa yang

dominan, dengan ukuran butir halus – kasar, yang akan semakin kasar ke atas.

Ketebalan formasi ini mencapai 6000 kaki, dengan umur Miosen Akhir – Pliosen

Awal. Perkiraan umur pada bagian atas Formasi ini masih belum dapat ditentukan

secara jelas karena tidak ada fossil hewan laut yang terkandung pada batuan.

(Barber dkk., 2005)

Hidrokarbon yang terkandung pada Formasi Petani tidak komersial, hal ini

dikarenakan di bawah Formasi ini terdapat batulempung dari Formasi Telisa yang

tebal. Akan tetapi, Formasi Petani mengandung gas biogenik dalam jumlah yang

besar, dan mulai dijadikan target eksplorasi saat ini.

2.3.10. Formasi Minas

Formasi Minas tersusun atas lapisan – lapisan gravel yang tipis, pasir lempung

dan endapan alluvial. Formasi ini merupakan endapan kuarter yang terendapkan

secara tidak selaras di atas Formasi Petani, seperti yang ditunjukkan pada Gambar

2.3.

10

Gambar 2.3. Stratigrafi Cekungan Sumatra Tengah. Target reservoir berada pada Formasi Petani, ditunjukkan oleh kotak merah (Eubank dan Makki, 1981)

2.4. Petroleum System Cekungan Sumatra Tengah

Potensi hidrokarbon khususnya minyak bumi dalam jumlah besar pada

Cekungan Sumatra Tengah menjadi perhatian khusus bagi para perusahaan energi

berbasis minyak bumi. Hal ini dikarenakan adanya syarat – syarat yang

dibutuhkan suatu daerah untuk dikatakan sebagai petroleum system, yakni batuan

induk (source rock), batuan reservoir (reservoir rock), jalur migrasi fluida

(migration), batuan tudung (cap rock), dan jebakan (trap).

2.4.1. Batuan induk

Batuan induk yang terkandung pada Cekungan Sumatra Tengah berasal dari

Kelompok Pematang yang mempunyai ukuran butir yang halus, terutama shale

yang diendapkan pada lingkungan lacustrine dalam kondisi reduktif. Hal ini

membuat batuan yang terkandung kaya akan material organik. Ketebalan batuan

11

yang berada pada kelompok pematang mencapai 600 kaki, sehingga sangat

menguntungkan apabila minyak bumi dapat diproduksi. Batuan induk utama pada

Cekungan Sumatra Tengah adalah Brown Shale pada Kelompok Pematang.

2.4.2. Batuan reservoir

Batuan reservoir yang terdapat pada Cekungan Sumatra Tengah adalah

Kelompok Sihapas yang berada tepat di atas batuan induk, terdiri dari batupasir

yang terdapat pada Formasi Menggala, Bekasap, dan Duri (Barber dkk., 2005).

Ketebalan batuan reservoir ini mencapai 3300 kaki, dan sangat ekonomis untuk

diproduksi.

2.4.3. Jalur migrasi fluida

Hidrokarbon yang terkandung pada Cekungan Sumatra Tengah berasal tepat

dibawah Kelompok Sihapas. Jalur migrasi fluida hidrokarbon bergerak secara

vertikal keatas, langsung menuju Kelompok Sihapas dari Kelompok Pematang.

Migrasi terjadi sepanjang retakan, sesar, dan ketidakselarasan. Arah migrasi

ditunjukkan oleh struktur graben, dari sumber menuju arah flexural hinge pada

graben, sepanjang garis tepi batas sesar.

2.4.4. Batuan tudung

Batuan tudung yang terdapat pada Cekungan Sumatra Tengah berada di

Formasi Telisa, diendapkan diatas Kelompok Sihapas. Hal ini menyebabkan

migrasi minyak bumi yang berasal dari Kelompok Sihapas ditutupi oleh Formasi

Telisa. Formasi ini terbentuk pada fase regresi maksimum, menyebabkan batuan

yang dihasilkan memiliki butiran yang berukuran halus. Ketebalan batuan ini

mencapai 1600 kaki.

2.4.5. Jebakan

Jebakan utama yang berada pada Cekungan Sumatra Tengah jebakan bertipe

struktural (Eubank dan Makki, 1981). Struktur geologi berupa sesar dan lipatan

akibat pergerakan lempeng yang aktif di pinggiran Cekungan Sumatra Tengah

berpotensi menjebak hidrokarbon yang terkandung didalamnya.

12

2.5. Tinjauan Geofisika

Beberapa tinjauan geofisika yang telah dipakai untuk mendukung penelitian

Tugas Akhir adalah sebagai berikut:

1. Jenkins dkk., (1994) mengemukakan analisis yang dapat dipakai dalam

identifikasi pasir gas Formasi Petani di beberapa lapangan di Sumatra

Tengah. Beberapa metode yang dapat digunakan adalah metode AVO dan

ektraksi atribut.

2. Goodway dkk., (1996) menggunakan parameter Lamé untuk mempertajam

hasil AVO untuk mendiskriminasi konten fluida dan litologi.

3. Ugwu dan Nwankwo, (2014) menggunakan analisis pemodelan substitusi

fluida yang disertai parameter Lamé. Analisis tersebut dapat

mendiskriminasi litologi dan konten air berdasarkan respon AVO yang

diterima.

4. Hemdan dkk., (2015) menggunakan analisis AVO untuk mendiskriminasi

tipe hidrokarbon pada lapangan “Sama”, WDDM, Nile Delta, Mesir. Hasil

yang didapat adalah respon AVO dapat digunakan untuk memprediksi tipe

hidrokarbon.