bab ii. geologi regional - perpustakaan digital...
TRANSCRIPT
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
9
BAB II
GEOLOGI CEKUNGAN SUMATERA TENGAH
DAN GEOLOGI KOTABATAK
2.1 GEOLOGI REGIONAL CEKUNGAN SUMATERA TENGAH
Secara fisiografi, daerah penelitian berada pada Cekungan Sumatera Tengah.
Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan busur belakang yang berkembang
di sepanjang tepi barat dan selatan Paparan Sunda terletak di baratdaya Asia
Tenggara. Cekungan ini terbentuk akibat subduksi Lempeng Samudera Hindia yang
menunjam ke bawah Lempeng Benua Eurasia diawal Tersier (Eosen-Oligosen) dan
merupakan seri dari struktur setengah graben yang terpisah oleh blok horst. Cekungan
ini berbentuk asimetris berarah baratlaut-tenggara. Bagian yang terdalam terletak pada
bagian baratdaya dan melandai ke arah timurlaut. Pada beberapa bagian setengah
graben ini diisi oleh sedimen klastik non-marine dan sedimen danau (Eubank dan
Makki, 1981; dalam Heidrick dan Aulia, 1993).
Cekungan ini terbentuk akibat posisi tumbukan yang menyudut dengan arah
N60ºE antara lempeng benua Eurasia dengan lempeng samudera Hindia di Sumatra
selama Miosen. Geometri dari cekungan ini berbentuk asimetri dengan bagian
terdalamnya berada di baratdaya yang semakin melandai ke arah timurlaut. Produk
lain yang dihasilkan oleh interaksi kedua lempeng ini adalah unit fisiografi sejajar
yang berarah barat laut, berupa busur kepulauan di sepanjang muka pantai baratdaya
Sumatera, Cekungan Muka Busur Nias, Busur Volkanik Barisan, cekungan belakang
busur, dan Zona Sesar Sumatera atau yang lebih dikenal dengan sebutan Sesar
Semangko.Unit fisiografi dengan arah barat laut ini merupakan fenomena pada zaman
Kenozoikum Akhir yang menghasilkan Busur Asahan dengan arah timurlaut (NNE),
Tinggian Lampung dan Tinggian Tigapuluh yang berarah timur-timurlaut (ENE).
Busur dan tinggian ini bergabung secara efketif membagi daratan Sumatera menjadi
Cekungan Sumatera Utara, Cekungan Sumatera Tengah, dan Cekungan Sumatera
Selatan (gambar 2.1). Cekungan Sumatera Tengah di sebelah baratdaya dibatasi oleh
uplift Bukit Barisan, di sebelah barat laut oleh Busur Asahan, di sebelah tenggara
dibatasi oleh Tinggian Tigapuluh, dan di sebelah timurlaut oleh Kraton Sunda.
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
10
2.1.1 Stratigrafi Regional
Batuan dasar yang berfungsi sebagai landas Cekungan Sumatra Tengah dapat
dibagi menjadi tiga kelompok batuan, yaitu Mallaca Terrane, Mutus Assemblage, dan
Greywacke Terrane (Eubank dan Makki, 1981 dalam Heidrick dan Aulia, 1993).
Secara tidak selaras di atas batuan dasar diendapkan suksesi batuan-batuan sedimen
Tertier. Eubank dan Makki, 1981 dalam Heidrick dan Aulia, 1993, membagi
stratigrafi Tertier di Cekungan Sumatra Tengah menjadi 5 (lima) unit stratigrafi, dari
yang tua ke muda sebagai berikut :
1. Formasi Menggala
Formasi ini diperkirakan berumur Miosen Awal (N4) yang diendapkan secara
tidak selaras di atas kelompok Pematang. Litologinya tersusun atas batupasir halus-
kasar yang bersifat konglomeratan. Lingkungan pengendapannya berupa braided
river-non marine dengan ketebalan mencapai 1800 kaki.
2. Formasi Bangko
Formasi ini berumur Miosen Awal (N5) yang diendapkan selaras di atas
Formasi Menggala. Litologinya berupa serpih abu-abu yang bersifat gampingan
berseling dengan batupasir halus-sedang. Formasi ini diendapkan pada lingkungan
estuarin dengan ketebalan mencapai 300 kaki.
3. Formasi Bekasap
Formasi ini berumur Miosen Awal (N6) yang diendapkan selaras di atas
Formasi Bangko. Litologinya berupa batupasir dengan kandungan glaukonit di bagian
atasnya serta sisipan serpih, batugamping tipis dan lapisan batubara. Formasi ini
diendapkan pada lingkungan estuarine, intertidal, inner-outer neritic dengan
ketebalan sekitar 1300 kaki.
4. Formasi Duri
Formasi ini berumur Miosen Awal (N7–N8) yang diendapkan selaras di atas
Formasi Bekasap. Litologinya berupa batupasir berukuran halus-sedang berseling
dengan serpih dan sedikit batugamping. Lingkungan pengendapannya adalah barrier
bar complex dan delta front dengan ketebalan mencapai 900 kaki.
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
11
5. Formasi Telisa
Pada Formasi Telisa ini terlihat periode penggenangan maksimum di Sumatera
Tengah yang terjadi pada Miosen Awal sehingga formasi ini dapat menjadi batuan
penutup regional yang sangat baik bagi Kelompok Sihapas. Tebal dari formasi ini
lebih dari 9000 kaki. Formasi Telisa berumur Miosen Awal - Miosen Tengah.
Gambar 2.1. Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatra Tengah
(Yarmanto dan Aulia, 1988)
2.1.2 Struktur Geologi Regional
Cekungan Sumatra Tengah ini mempunyai dua arah struktur utama, yaitu yang
lebih tua berarah cenderung ke Utara (NNW – SSE) dan yang lebih muda berarah
Baratlaut (NW – SW). Sistem patahan blok yang terutama berarah Utara – Selatan,
membentuk suatu seri horst dan graben, yang mengontrol pola pengendapan sedimen
Tersier Bawah, terutama batuan – batuan yang berumur Paleogen (Heidrick dan
Aulia, 1993) (gambar 2.3).
STRATIGRAFI CEKUNGAN SUMATERA TENGAH
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
12
Struktur yang berarah ke Utara berasosiasi dengan orientasi Pre-Tersier yang
ditemukan di Semenanjung Malaysia. Ini adalah struktur yang mempengaruhi arah
pengendapan batuan berumur Paleogen. Struktur yang berarah Baratlaut, yang
berumur lebih muda dari struktur Tersier, mengontrol susunan struktur saat ini.
Keduanya mempengaruhi pengendapan sedimen Tersier, pertumbuhan struktur
Tersier dan sesar berikutnya. Bentuk struktur yang saat ini ada di Cekungan Sumatra
Tengah dan Sumatera Selatan merupakan hasil sekurang – kurangnya tiga fase
tektonik utama yang terpisah, yaitu orogenesa Mesozoikum Tengah, tektonik Kapur
Akhir - Tersier Awal dan Orogenesa PlioPleistosene Heidrick dan Aulia (1993)
membagi tatanan tektonik Tersier di Cekungan Sumatra Tengah dalam tiga episode
tektonik (Gambar 3), yaitu :
1. F1 (50-26) Ma
Episode tektonik F1 berlangsung pada kala Eo-Oligocene (50-26) Ma. Akibat
tumbukan lempeng Hindia terhadap Asia Tenggara pada sekitar 45 Ma terbentuk
suatu sistem rekahan trans-tensional yang memanjang kearah selatan dari Cina
bagian Selatan ke Thailand dan ke Malaysia hingga Sumatra dan Kalimantan
Selatan (Heidrick dan Aulia, 1993). Perekahan ini menyebabkan terbentuknya
serangkaian half graben di Cekungan Sumatra Tengah. Half Graben ini kemudian
menjadi danau tempat diendapkannya sedimen – sedimen dari Kelompok
Pematang.
Pada akhir episode F1 terjadi peralihan dari perekahan menjadi penurunan
cekungan ditandai oleh pembalikan struktur yang lemah, denudasi dan
pembentukan dataran peneplain. Hasil dari erosi tersebut berupa paleosoil yang
diendapkan di atas Formasi Upper Red Bed.
2. F2 (26-13) Ma
Episode tektonik F2 (26-13) Ma berlangsung pada Early Miocene – Middle
Miocene. Pada awal dari episode ini atau akhir episode F1 terbentuk sesar geser
kanan yang berarah Utara – Selatan. Dalam episode ini Cekungan Sumatra
Tengah mengalami transgresi dan sedimen – sedimen dari Kelompok Sihapas
diendapkan.
3. F3 (13 – recent).
Episode tektonik F3 (13-recent) terjadi pada Akhir Miosen sampai Resen, disebut
juga fasa kompresi. Gejala tektonik F3 bersaman dengan sea floor spreading Laut
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
13
Andaman, pengangkatan regional, terbentuknya jalur pengunungan vulkanik. Pada
fasa ini terbentuk ketidakselarasan regional dan diendapkan Formasi Petani dan
Minas tidakselaras di atas Kelompok Sihapa
Gambar 2.2. Tatanan Struktur Geologi Regional Sumatra
(Yarmanto dan Aulia, 1988)
2.1.3 Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah
Sejarah stratigrafi di Cekungan Sumatra Tengah sangat dipengaruhi oleh
sejarah tektoniknya. Oleh karena itu pembahasan mengenai stratigrafi Cekungan
Sumatra Tengah tidak lepas dalam kerangka tektonostratigrafi. Proses tektonik
merupakan faktor pengontrol utama pengendapan di cekungan dibandingkan dengan
faktor lainnya. Selanjutnya pembahasan stratigrafi akan diletakkan dalam kerangka
tektonostratigrafi atau fase-fase pembentukan cekungan.
South Sumatra
Basin
Fore-ArcRidge
Fore-Arc Basin
North SumatraBasin
SundaCraton
Central Sumatra
BasinSum
atra Fault
Mentaw
aiFault
Sumatra Fault
Lampung
High
SundaBasin
Tigapuluh
High
W. JavaBasin
Sunda Trench
Active SubductionZone
8o S
2o N
N6oE
98o E 105o E
Approximate Scale
ActiveQuarternary Volcanoes
RelativePlateMotion
Java Trench
Java
Bar isan M
ountain
Malaysia
Asahan
Arch
500 km0
CPI operation area
South Sumatra
Basin
Fore-ArcRidge
Fore-Arc Basin
North SumatraBasin
SundaCraton
Central Sumatra
BasinSum
atra Fault
Mentaw
aiFault
Sumatra Fault
Lampung
High
SundaBasin
Tigapuluh
High
W. JavaBasin
Sunda Trench
Active SubductionZone
8o S
2o N
N6oE
98o E 105o E
Approximate Scale
ActiveQuarternary Volcanoes
RelativePlateMotion
Java Trench
Java
Bar isan M
ountain
Malaysia
Asahan
Arch
500 km0
CPI operation area
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
14
Gambar 2.3 Kerangka struktur geologi fasa F2 dan F3 yang mempengaruhi struktur
geologi Cekunan Sumatra Tengah ( Heidrick dkk,1996)
2.1.3.1 Fase Pembentukan Batuan Dasar (Tektonik Fase F0)
Batuan dasar di Sumatra Tengah terdiri dari empat satuan litologi berumur
Palezoik sampai Mesozoik. Satuan litologi tersebut adalah Kelompok Mutus terdiri
dari ofiolit, metasedimen dan sedimen-sedimen berumur Trias, Kelompok Malaka
terdiri dari kuarsit, filit dan intrusi granodiorit, Kelompok Mergui terdiri dari
graywacke yang berumur Kapur, kuarsit dan batulempung kerikilan, dan Kelompok
Tapanuli terdiri dari batusabak, metasedimen dan filit yang diendapkan di atas
batugamping shelf berumur Devon-Karbon.
2.1.3.2 Fase Intra-cratonic Rifting dan Rift Infill (Tektonik Fase F1)
Tumbukan antara Lempeng Benua Indo-Australia dan Eurasia menghasilkan
gaya transtensional hampir di seluruh Lempeng Benua Sunda. Akibat dari gaya
transtensional tersebut, maka terbentuk sistem pemekaran kerak benua yang berupa
pembentukan rangkaian struktur setengah graben yang saling berhubungan dan
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
15
mempunyai pola kelurusan utara-selatan. Pembentukan struktur half graben yang
besar diawali dengan pembentukan sesar listrik pada salah satu sisi dan pembentukan
ramp yang landai pada sisi lainnya. Struktur graben atau half graben yang berumur
Eosen-Oligosen tersebut diisi oleh sedimen-sedimen fluviatil dan lakustrin yang
dimasukkan dalam Kelompok Pematang. Berdasarkan ciri litologinya maka
Kelompok Pematang dibagi menjadi tiga Formasi, yaitu: Formasi Lower Red Bed,
Formasi Brown Shale dan Formasi Upper Red Bed.
Formasi Lower Red Bed
Formasi ini terdiri dari batulempung, batulanau, batupasir arkosik,
fanglomerat dan sedikit konglomerat yang diendapkan pada lingkungan dataran
alluvial dan pada lingkungan fluvial. Bagian bawah dari formasi ini pada beberapa
cekungan yang dalam dapat mencapai ketebalan 3000 meter. Batupasir di formasi ini
mempunyai kualitas yang buruk sebagai reservoar karena masih sangat dekat dengan
sumbernya dan memiliki sortasi buruk.
Formasi Brown Shale
Sesuai dengan namanya, formasi ini terdiri dari shale yang berwarna coklat
dan diendapkan di atas formasi Lower Red Bed dengan lingkungan pengendapan
lakustrin. Shale pada formasi ini kaya akan kandungan bahan organik, memiliki
laMinasi yang cukup baik yang menandakan bahwa shale ini diendapkan pada kondisi
air yang cukup tenang. Shale ini kaya akan kandungan bahan organik maka formasi
ini merupakan batuan induk hidrokarbon bagi reservoar yang berada pada Cekungan
Sumatra Tengah. Formasi ini juga tersusun oleh endapan-endapan kipas delta dan
turbidit. Endapan turbidit yang terbentuk oleh mekanisme aliran butiran telah
dijadikan sebagai target eksplorasi yang pada umumnya mempunyai tipe jebakan
stratigrafi.
Formasi Upper Red Bed
Formasi ini diendapkan pada tahap akhir dari tektonik fase F1. Peningkatan
kecepatan sedimentasi dan suplai klastika menyebabkan cekungan menjadi penuh dan
lingkungan berubah menjadi fluvial dan alluvial. Litologi penyusun formasi ini
berupa batupasir, konglomerat dan batulempung berwarna merah-hijau. Batupasir di
formasi ini menjadi target eksplorasi.
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
16
2.1.3.3 Fase Interior Sag Basin (Tektonik Fase F2)
Di atas Kelompok Pematang diendapkan suatu seri sedimen yang diendapkan
pada saat aktivitas tektonik mulai berkurang yang terjadi selama Oligosen Akhir
sampai Miosen Tengah. Kompresi bersifat setempat-setempat yang ditandai dengan
pembentukan sesar dan lipatan dan bersamaan dengan penurunan muka air laut global
pada 28 jtyl. Proses geologi yang terjadi pada saat itu adalah pembentukan morfologi
hampir rata yang terjadi pada Kelompok Pematang dan batuan dasar yang tersingkap.
Periode ini diikuti oleh terjadinya subsidence kembali dan transgresi ke dalam
cekungan tersebut. Kelompok Sihapas yang diendapkan secara tidak selaras di atas
Kelompok Pematang terdiri dari Formasi Menggala, Bangko, Bekasap, Duri dan
Telisa (Heidrick dkk, 1996).
2.1.3.4 Fase Kompresi (Tektonik Fase F3)
Pada bagian atas Kelompok Sihapas ditandai ketidakselarasan regional dan
memiliki penyebaran cukup luas hampir di seluruh Cekungan Sumatra Tengah.
Ketidakselarasan ini menunjukkan adanya perubahan fase tektonik ekstensi menjadi
tektonik kompresi yang dimulai dari Miosen Akhir sampai dengan sekarang. Kejadian
ini bersamaan dengan pemekaran Laut Cina Selatan dan Laut Andaman serta
bersamaan dengan pergeseran sepanjang sesar besar Sumatra dan pembentukan busur
volkanik di sebelah baratnya (Heidrick dan Aulia, 1993).
Bagian atas dari Formasi Telisa sulit ditentukan dengan pasti dari seismik
karena kompresi dan struktur lainnya yang berhubungan dengan kolisi antara
Lempeng Australia dengan Eurasia telah mengganggu batas tersebut. Struktur yang
terbentuk tersebut telah mejadi penampungan terakhir dari minyak yang bermigrasi
dan saat ini dijumpai sebagai jebakan struktural. Pada fase kompresi ini terbentuk
Formasi Petani dan Minas.
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
17
2. 2 GEOLOGI DAERAH KOTABATAK
Lapangan penelitian merupakan sub cekungan yang ada pada cekungan
Sumatera Tengah. Lapangan ini merupakan salah satu lapangan penghasil
Hidrokarbon di Cekungan Sumatera tengah dengan target reservoar pada lapisan
batuan yang berumur Tersier. Struktur yang berkembang pada daerah ini cukup
kompleks dengan bentukan perangkap struktur dan stratigrafi.
Gambar 2.4. Peta struktur Kotabatak (Handono, 2002)
2.2.1 Struktur Geologi Kotabatak
Lapangan Kotabatak merupakan sebuah struktur antiklin dengan trend N50ºW.
Antiklin ini memiliki panjang 15 Km berarah NW-SE dan memiliki lebar 9 Km
berarah NE-SW. Lapangan Kotabatak dibatasi oleh sesar naik pada bagian Timurlaut,
oleh karena itu lapangan Kotabatak mempunyai trend perangkap reservoar yang
memanjang baratlaut-Tenggara dan dibatasi sebelah timur oleh sesar naik. Beberapa
sesar normal ditemukan struktur dan umumnya tegaklurus dengan sesar naik utama.
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
18
2.2.2 Stratigrafi Kotabatak
Dari data beberapa core pada sumur yang telah dibor, formasi yang ditembus
dari atas kebawah adalah formasi Minas, formasi petani, formasi telisa, dan grup
Sihapas yang terdiri dari formasi bekasap dan formasi Bangko dan paling bawah
berupa batuan dasar. Dari peneliti terdahulu yang dilakukan oleh PT .CPI, pembagian
formasi ini telah dikorelasikan baik secara litologi maupun uji fosil dalam penentuan
umur terhadap stratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah.
Stratigrafi penyusun formasi dilapangan Kotabatak dari umur paling tua kemuda
adalah sebagai berikut :
1. Batuan dasar
Batuan dasar pada lapangan ini adalah graywacke dari warna cerah keabu-
abuan, sebagian berupa metamorf, butiran kuarsa melimpah dalam matrik lempungan
yang kompak. Dari data lapangan tidak banyak sumur yang menembus batuan dasar
ini, demikian halnya didaerah penelitian, dari hasil logging tidak ada informasi sumur
yang menembus hingga batuan dasar.
2. Kelompok Sihapas
Dari data sumur yang ada, stratigrafi penyusun kelompok Sihapas terdiri dari
formasi Bangko bagian bawah dan formasi bekasap diatasnya.
a) Formasi Bangko
Formasi ini dicirikan oleh shale yang berada pada puncak formasi dan
berselingan dengan batupasir masif. Unit batupasir ini dicirikan oleh warna
abu-abu kehijauan, butiran medium-kasar, bersifat mudah lepas-lepas,
kebanyakan bersifat non-calcareous, sortasi butiran sedang-baik.
Lingkungan pengendapan pada formasi ini adalah sistem fluvial hingga
delta. Tidak semua sumur dilapangan Kotabatak menembus formasi
Bangko ini.
b) Formasi bekasap
Formasi ini terdiri dariunit batupasir A, B dan C yang mengandung
hidrokarbon. Tidak semua sumur menembus unit batupasir C. Formasi
bekasap berupa perselingan batupasir dengan shale. Ketebalan formasi ini
rata-rata 275 kaki dan pada suatu tempat dijumpai memiliki ketebalan
hingga 400-an kaki.
Laporan Tugas Akhir Studi analisa sekatan sesar dalam menentukan aliran injeksi pada lapangan Kotabatak, Cekungan Sumatera Tengah.
19
3. Formasi Telisa
Tersusun oleh unit batupasir T-1, T-2, T-3, T-4 dan T-5, dicirikan oleh shale
yang tebal yang berselingan dengan batupasir. Unit batupasir formasi ini yang
berpotensi mengandung hidrokarbon adalah unit T-2 dan T-3. Secara umum
batupasir yang membentuk formasi ini memiliki permeabilitas yang rendah.
4. Formasi Petani
Terdiri dari shale yang tebal dan lapisan batupasir. Kedalamn formasi ini
sangat dangkal sampai kurang lebih 4000kaki dari permukaan. Dari data yang
dimiliki pada lapangan Kotabatak, formasi ini tidak mengandung hidrokarbon.
5. Formasi Minas
Terletak paling atas berupa aluvial dan batupasir yang tersingkap
dipermukaan, berukuran sedang-kasar.