salawati basin paper
DESCRIPTION
Salawati Basin Paper (Cekungan Salawati)TRANSCRIPT
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
1. Pendahuluan
Cekungan Salawati merupakan salah satu cekungan yang terdapat di
wilayah timur Indonesia. Cekungan ini terletak di bagian paling barat dari Kepala
Burung, Papua, yaitu di tepi barat fragmen Benua New Guinea (gambar 1).
Cekungan ini dibatasi oleh Zona Sesar Sorong di bagian utara, yang memisahkan
Lempeng Australia di bagian selatan dengan Lempeng Pasific di bagian utaranya.
Di sebelah timur, Tinggian Ayamaru memisahkan Cekungan Salawati dengan
Cekungan Bintuni. Di bagian selatan, cekungan Salawati di batasi oleh Geantiklin
Misool-Onin. Zona Sesar Sorong yang menerus merupakan batas cekungan ini di
bagian barat.
Gambar 1. Lokasi Cekungan Salawati
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
2. Stratigrafi Regional Cekungan Salawati
Stratigrafi tertua pada cekungan ini terdiri dari batuan beku granit dan
endapan laut termetamorfosa berumur Silur – Devon. Batuan dasar cekungan ini
terdiri dari batuan beku/metamorf (Formasi Aifam) yang berumur Paleozoikum,
yang langsung tertutup secara transgresif oleh lapisan Tersier, yang pada
umumnya terdiri dari batuan karbonat. Batuan karbonat Kelompok Aifam yang
berumur Karbon – Perm merupakan sedimen pertama yang kemudian di atasnya
ditutupi oleh sedimen Mesozoikum (Tripurna dan Kemblengan). Endapan ini
tidak berkembang dengan baik akibat pembatasan sedimentasi dan hanya
terbentuk di bagian selatan (Cekungan Bintuni) karena pada saat itu cekungan
terbuka ke arah selatan.
Pada Paparan Ayamaru, sedimentasi terutama terdiri dari suatu
kompleks terumbu yang disebut New Guinea Limestone Group yang ke arah
Cekungan Salawati berjari-jemari dengan berbagai endapan laut dalam, seperti
serpih, napal dan gamping pelagis. Salah satu jari yang paling bawah diwakili
oleh endapan transgresif formasi Faumai yang terdiri dari cangkang-cangkang
foraminifera besar, terutama Borelis, berumur Eosen. Diatasnya tedapat lapisan
napal yang disebut Formasi Sirga yang berumur Oligosen akibat turunnya
permukaan air laut. Formasi Sirga terdiri dari serpih, batupasir kuarsa dan
konglomerat dengan lingkungan pengendapan tepi pantai Laut dangkal. Yang
kemudian disusul oleh urutan gamping pelagis dan sisipan serpih yang disebut
Formasi Klamogun dan berumur Miosen. Menutupi serta berjari-jari dengan
Formasi ini adalah formasi Kais yang terbentuk karena adanya transgresi awal
bersama dengan pengendapan karbonat laut dangkal (serpih karbonat). Karbonat
transgresif dari formasi Kais tumbuh dalam bebrapa tingkatan perubahan fluktuasi
muka air laut. Merupakan lidah dari New Guinea Limestone Group dan terdiri dari
gamping kerangka koral, bryozoa, ganggang atau suatu kompleks terumbu dan
berumur Miosen Atas.
Menurut Vincelette (1973), formasi Kais ini merupakan suatu ‘paparan
pendukung’ (supporting Platform) bagi tumbuhnya terumbu–terumbu tiang
(pinnacle reefs) yang produktif akan minyakbumi. Di beberapa tempat, bersifat
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
sangat lempungan dan disebut anggota Sekau. Karbonat Kais dibentuk dalam
beberapa lingkungan pengendapan dari lagoonal, bank to deeper water fasies yang
menghasilkan beberapa sedimen energi rendah yang kaya organik sampai
karbonat reef dengan energi sedang sampai tinggi dengan kristal karbonat yang
halus.
Pada waktu pertengahan Miosen sampai akhir Miosen transgresi
berlanjut terus dan diikiuti oleh perkembangan komplek terumbu Formasi Kais
dibeberapa tempat juga diendapkan endapan klastik serpih dan batugamping
serpih Formasi Klasafet.
Pada waktu Pliosen permukaan air laut turun dan terjadi fase regresi,
penurunan cekungan yang terjadi serta influx baru dari sedimen klastik mengubur
terumbu-terumbu ini dalam serpih dan napal marin yang merupakan formasi
Klasafet, yang kemudian menjadi batuan induk dan penyekat (sealing Caprock)
yang berumur Miosen-Pliosen.
Proses Regresi terus terjadi pada waktu Pliosen, lalu diendapkan klastik
kasar dengan fasies paralis Formasi Klasaman yang disusul dengan perlipatan,
pengangkatan dan pengendapan kerikil teras-teras yang disebut sale
conglomerate. Formasi ini diendapkan pada lingkungan Fluvial laut dangkal
bersama dengan penenggelaman cekungan sebelah utara. Formasi Sale menutupi
Sequence stratigrafi pada waktu plistosen dengan lingkungan pengendapan
Alluvial, yang terdiri atas konglomerat dan batupasir yang kurang padu. Sebagian
dari formasi ini merupakan endapan hasil erosi dari fragmen yang dibentuk oleh
Sesar Sorong.
Secara umum, Cekungan Salawati dapat dikelompokkan ke dalam empat
regime sedimen, yaitu :
a. Pre-Carboniferous Basement,
b. Permo-Carboniferous Sediments,
c. Jurassic-Cretaceous Sediments,
d. Tertiary Stratigraphy
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
a. Pre-Carboniferous Basement
Formasi Kemum
Formasi Kemum (Visser & Hennes, 1982) membentuk batuan dasar pada
bagian tengah Kepala Burung, yang dibatasi oleh Sesar Sorong di bagian barat
dan Sesar Ransiki di sebelah timur. Di bagian selatan dan baratdaya, batuan
Paleozoik, Mesozoik dan Kenozoik menindih batuan dasar secara tidak selaras
(angular unconformity).
Kontak terbawah dari Formasi Kemum tidak diketahui, di mana ketebalan
minimum dari formasi ini mencapai beberapa ribu meter. Umur dari formasi ini
diketahui dari penyebaran graptolite yang berumur Silur dan ostracoda yang
berumur Devon. Berdasarkan pentarikhan untuk batuan granodiorite pebble pada
meta-conglomerate dengan menggunakan K-Ar, diketahui umurnya 1250 juta
tahun. Hal ini mengindikasikan sumber yang berumur pra-kambrium. Formasi
Kemum diterobos oleh batuan plutonik dari Anggi Granit yang berumur Karbon
Atas dan yang berumur Perm-Trias, serta diterobos juga oleh dyke berkomposisi
basaltik atau andesitik berumur Pliosen.
Formasi ini didominasi oleh batuan metamorf berderajat rendah yang
terdiri dari interbedded pelitic yang tipis dan lapisan psammilitic dengan tekstur
dan struktur sedimen tipe endapan turbidit daerah distal. Batuan utamanya adalah
slate, slaty shale, argilite, dan metawacke. Meta-arenite dan metaconglomerat
hadir dalam jumlah yang sedikit. Juga terdapat interkalasi tipis antara
batugamping yang terkristalisasi dengan dyke atau sill batuan metavolcanics,
walaupun jarang terdapat. Penyebaran sandy facies yang terdiri atas calcareous
quartz-rich metawacke dan meta-arenite dan siliceous slate atau argillite.
b. Permo-Carboniferous Sediments
Kelompok Aifam
Kelompok Aifam didefenisikan oleh Pigram dan Sukanta (1982) yang
memperbaharui defenisi sebelumnya, yaitu Formasi Aifam yang dikemukakan
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
oleh Visser dan Hermes (1962). Kelompok Aifam ini terdapat pada Sungai Aifam,
anak Sungai Aifat (Kamundan), pada bagian tengah Kepala Burung.
Kelompok Aifam tersingkap pada daerah Kepala Burung, bagian selatan
Leher Burung, sepanjang batas bagian selatan dari Central Range dan diketahui
juga dari data pemboran pada eksplorasi minyak. Di wilayah Kepala Burung,
Kelompok Aifam tersingkap sepanjang bagian selatan Lembah Warsamson, dan
sebagai sabuk yang berkembang ke arah timur, dari Sungai Aifat hingga Sungai
Mios. Di bagian Leher Burung, Kelompok Aifam sedikit termatamorfkan di
sepanjang sisi barat Pegunungan Wondiwoi.
Di Lembah Warsamson, Kelompok Aifam terdiri atas basal arkose yang
ditindih oleh batupasir kuarsa berlapis baik, batulempung gampingan dan
batugamping lempungan, yang akhirnya ditindih oleh black shale. Kelompok ini
berakhir pada Melaiurna Granit yang berumur Karbon Awal.
Di bagian tengah Kepala Burung, Kelompok Aifam terbagi atas tiga
formasi. Formasi terbawah adalah Formasi Aimau yang terdiri atas konglomerat
alas tipis berwarna merah, batupasir dan serpih dengan kayu yang tersilisifikasi,
yang di atasnya ditindih oleh batupasir silikaan berlapis baik dan interbedded
antara greywacke dengan shale, batulanau, dan batugamping abu-abu.
Kelompok Aifam berumur Karbon Tengah hingga Perm Akhir. Sejumlah
fosil terdapat pada kelompok ini, seperti kayu yang tersilisifikasi, fosil tumbuhan,
conodont, coral, bryozoa, brachiopoda, ammonoid, fusulinida, crinoid, dan
trilobite.
c. Jurassic-Cretaceous Sediments
Kelompok Kembelangan
Formasi Kembelangan pertama kali dikemukakan oleh Visser dan Hermes
(1962), dan kemudian diperbaharui menjadi Kelompok Kembelangan oleh Pigram
dan Sukanta (1982). Kelompok Kembelangan tersingkap pada bagian timur
Kepala Burung, Leher Burung, dan Badan Burung. Pada Kepala Burung,
Kelompok Kembelangan terdiri atas Formasi Jass (Pigram & Sukanta, 1982),
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
yang tersusun atas mudstone hitam hingga cokelat yang karbonatan, lithic
sandstone, muddy sandstone, dan batugamping dengan sedikit batupasir kuarsa,
serta konglomerat polimik. Ketebalan maksimumnya mencapai 400 m.
Di bagian Leher Burung, Kelompok Kembelangan terdapat di sepanjang
antiklin dari sabuk lipatan Lengguru. Di bagian barat dan tengah, Kelompok ini
terdiri atas batupasir dan mudstone yang termetamorf. Di sepanjang pesisir timur
dari Leher Burung, dan di kepulauan di wilayah peralihan antara benua dan
samudera, Kelompok Kembelangan didominasi oleh mudstone yang telah
termetamorf menjadi slate.
Di bagian Central Range, di sekeliling Danau Wissel, Kelompok
Kembelangan terdiri atas selang-seling batupasir dengan shale dan mudstone yang
sebagian telah termatamorf di bagian utara, yaitu pada daerah peralihan antara
benua dan Samudera. Formasi pada daerah ini sama dengan formasi pada daerah
Leher Burung, yaitu Formasi Kopai yang terdiri atas batupasir kuarsa berwarna
abu-abu terang yang argillaceous, glauconitic dan karbonatan, interbedded antara
silty mudstone hitam sampai cokelat, konglomerat, calcarenite, calcilutite dan
greensand.
d. Tertiary Stratigraphy
Formasi Waripi
Formasi Waripi (Visser & Hermes, 1962) tersingkap di pegunungan bagian barat
Central Range, yang menerus ke bagian barat hingga bagian selatan Kepala
Burung.
Formasi ini terdiri atas well-bedded, sandy oolitic calcarenite dan
biocalcarenite, batupasir kuarsa karbonatan, dan red-brown oolitic biocalcarenite.
Batugamping pada umumnya bersifat dolomite dan di banyak tempat terdapat
foraminifera.
Formasi Waripi memiliki ketebalan maksimum700m pada bagian atas
Sungai Baupo. Visser & Hermes (1962) menghitung ketebalan formasi ini pada
bagian barat, yaitu setebal 380 m dan penyebarannya habis di bagian timur Papua.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Formasi Waripi tidak mengandung fosil yang dapat digunakan untuk
menentukan umurnya. Kemungkinan formasi ini berumur Paleosen. Detritus
klastik pada formasi ini kemungkinan berasal dari selatan. Oolite
mengindikasikan bahwa formasi ini merupakan endapan karbonat dangkal yang
diendapkan pada sebuah paparan yang sangat dangkal.
Batugamping Faumai
Batugamping Faumai (Formasi Faumai; Visser & Hermes, 1962) dapat
dikenali melalui singkapan hanya pada bagian timurKepala Burung, yang ditindih
oleh Formasi Sirga, yang juga memisahkan Batugamping Faumai dengan
Kelompok Batugamping New Guinea yang berumur Miosen. Singkapan
Batugamping Faumai tersebar mulai dari bagian timur Tinggian Ayamaru, yang
menerus ke arah timur hingga Teluk Cendrawasih.
Batugamping Faumai merupakan batugamping arenaceous, yang terdiri
dari calcarenite yang umumnya muddy. Tebalnya sekitar 250 m. Batugamping
Faumai merupakan akumulasi karbonat dan endapan shoal yang banyak
mengandung foraminifera yang berumur Eosen Tengah hingga Oligosen. Formasi
ini setara dengan Batugamping Yawee pada Kelompok Batugamping New Guinea
di Papua bagian barat.
Formasi Sirga
Formasi Sirga berumur Oligosen yang ditemukan di bawah permukaan
pada Cekungan Salawati, di sebelah barat Tinggian Ayamaru. Batuannya
didominasi oleh siltstone dan mudstone di bagian barat dan selatan hingga
batupasir kuarsa dan konglomerat di bagian utara dan timur. Ketebalan
maksimumnya mencapai 200 m. Terdapat foraminifera besar dan kecil yang
berumur Miosen. Formasi ini mungkin diendapkan di laut dangkal pada saat
transgresi pada akhir Oligosen.
Formasi Sirga diendapkan secara selaras di atas Batugamping Faumai dan
secara tidak selaras dengan Kelompok Aifam dekat Tinggian Ayamaru. Di atas
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Formasi Sirga diendapkan Batugamping Kais atau pada beberapa eksplorasi
disebut juga Batugamping Klamogun.
Batugamping Kais
Singkapan Batugamping Kais (Visser & Hermes, 1962), membentuk
sabuk yang melintasi Kepala Burung dari barat hingga timur. Formasi ini terdiri
atas calcarenite dan muddy calcarenite. Patch reef yang terdapat di Cekungan
Salawati dan batas bagian selatan dari Tinggian Ayamaru sebagian besar dibentuk
oleh boundstone atau terumbu yang tumbuh. Perubahan ketebalan batugamping
terjadi pada jarak yang dekat. Ketebalan maksimum, mencapai 557 m.
Batugamping Kais mewakili kompleks terumbu yang terdiri atas platform
dan patch reef facies. Umur Batugamping Kais berkisar antara Miosen Awal
hingga Miosen Tengah. Batugamping Kais diendapkan secara selaras di atas
Formasi Sirga dan secara tidak selaras di atas Kelompok Aifam. Batugamping
Kais ini setara dengan Batugamping Klamogun, Formasi Sekau, dan Formasi
Klasafet.
Formasi Klasafet
Formasi Klasafet (Visser & Hermes, 1962) tersingkap secara tidak
menerus di daerah Kepala Burung dari barat ke timur, meskipun hampir menerus
di bawah permukaan. Formasi ini terdiri atas marl masif berlapis baik, batulanau
mikaan dan batulanau karbonatan, dan sedikit batugamping.
Visser dan Hermes memperkirakan ketebalan Formasi Klasafet sekitar
1900 m. Formasi ini memiliki tebal 500 m di lapangan Klamono. Formasi
Klasafet terbentuk bersamaan dengan Batugamping Kais dan merupakan fasies
yang diendapkan di laut dalam pada cekungan yang sama, di mana terdapat
banyak terumbu yang tumbuh dan bergabung di laut dangkal, untuk membentuk
patch reef dan Batugamping Kais.
Visser dan Hermes (1962) mencatat bahwa sedimen termuda, yaitu
endapan laut dangkal dan material klastik yang semakin berkurang ke arah selatan
pada Formasi Klasafet mengindikasikan sumber yang berasal dari selatan. Umur
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Formasi Klasafet berkisar antara Miosen Awal hingga Miosen Tengah, bahkan
hingga Miosen Akhir. Formasi Klasafet menindih Batugamping Klamogun, yang
sebagian sama dengan Formasi Klasafet.
Formasi Klasaman
Formasi Klasaman tersingkap pada daerah yang luas di Kepulauan
Salawati di bagian barat Kepala Burung dan sepanjang sisi selatan Tinggian
Ayamaru.
Formasi Klasaman berumur Miosen Akhir hingga Pliosen, yang terdiri
atas interbedded sandy, mudstone yang karbonatan, dan batupasir karbonatan.
Pada bagian atasnya terdapat konglomerat dan lignit. Konglomerat banyak
terdapat di bagian utara. Ketebalan maksimumnya mencapai 4500 m.
Foraminifera bentonik dan pelagic, molusca dan bryozoa merupakan fosil yang
umum ditemukan.
Formasi Klasaman diendapkan di atas Formasi Klasafet secara selaras di
bagian selatan dan tidak selaras di bagian utara. Formasi Klasaman ditindih oleh
Sele Konglomerat berumur Kuarter. Formasi Klasaman merupakan batuan sumber
yang belum matang.
Sele Konglomerat
Sele Konglomerat tersingkap di Pulau Salawati dan di bagian barat Kepala
Burung, Sorong bagian timur, dan terdiri atas konglomerat polimik dengan sisipan
batupasir dan batulempung. Banyak terdapat sisa-sisa tumbuhan. Ketebalan
maksimumnya mencapai 120 m. Umurnya lebih muda dari Pliosen.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Gambar 2. Stratigrafi Regional Cekungan Salawati
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
3. Tektonik dan Struktur Geologi Regional Cekungan Salawati
Cekungan Salawati terletak pada daerah dengan kondisi tektonik yang
kompleks di wilayah timur Indonesia, di mana terdapat pertemuan tiga buah
lempeng. Cekungan ini merupakan perpaduan antara struktur dan stratigrafi, yang
mulai berkembang pada batas utara Lempeng Australia pada Miosen. Struktur
yang berkembang di cekungan ini merupakan akibat dari interaksi yang kompleks
dari ketiga lempeng tersebut. Pergerakan Sesar Sorong merupakan faktor utama
pengontrol susunan struktur yang ada pada saat ini.
Cekungan ini dibentuk oleh tiga elemen utama pengendapan dan struktur
(Vincelette and Suparyadi, 1976) yaitu bagian paparan yang dangkal yang
berhubungan dengan tinggian Ayamaru di sebelah timur dan selatannya, daerah
paparan rata yang merupakan tempat pertumbuhan terumbu dan suatu kedalaman
yang meluas ke arah zona sesar Sorong di mana diendapkan lapisan tebal batuan
klastik Plistosen.
Cekungan Salawati terdiri dari perlipatan Plio-Plistosen yang berarah N
300 E dan merupakan berkas-berkas lipatan. Selain itu kompaksi serpih di atas
terumbu tiang (pinnacle reefs) memberikan struktur permukaan berupa kubah atau
antiklin yang secara geomorfologi direfleksikan sebagai beberapa anomali (foster,
1973).
Lipatan yang berarah relatif barat - timur dan patahan yang kompleks
mendominasi pola tektonik lokal. Unsur-unsur ini terlihat jelas di permukaan dan
melalui seismik tampak menerus ke bawah permukaan. Sebagian besar patahan
berarah timurlaut - baratdaya. Pada umumnya patahan memiliki kemiringan yang
curam ke arah baratlaut melintasi cekungan hingga ke deposenter pada bagian
selatan Pulau Salawati, sebagai hasil dari regime tarikan transtensional akibat
pergerakan Sesar Sorong yang terjadi pada Akhir Miosen. Yang paling penting
dari patahan-patahan tersebut adalah Patahan ”Line 6” yang melalui Selat Sele
dan melintasi Pulau Salawati. Meskipun patahan ini mempunyai pergerakan
strike-slip yang cukup besar, namun pengaruh utamanya terhadap cekungan
mempercepat proses pengendapan Formasi Klasaman, yang semakin menebal ke
arah deposenter. Pergerakannya menjadi lebih bersifat sinistral yang netral.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Gambar 3. Peta Unsur-Unsur Struktur
Sesar Sorong merupakan unsur struktur terpenting cekungan ini. Sesar ini
mulai aktif pada waktu Miosen Akhir dan mencapai puncak kegiatannya pada
waktu Plio-Plistosen. Sesar ini memisahkan Pulau Salawati dengan Kepala
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Burung dan membuka Selat Sele. Sesar Sorong ini telah membentuk sesar-sesar
sekunder di cekungan Salawati. Struktur Sekunder tersebut meliputi sesar
mendatar sinistral yang membelah Pulau Salawati, sesar normal berarah
Baratdaya – Timurlaut yang mendominasi dan mempengaruhi semua batuan
Formasi Kais. Pergerakan Sesar Sorong telah mengaktifkan kembali sesar-sesar
tua yang telah terbentuk sebelum Tersier. Dalam pencarian hidrokarbon, peranan
Sesar Sorong sangat dominan karena mengontrol struktur – struktur yang ada di
Cekungan Salawati ini.
Gambar 4. Struktur Regional Cekungan Salawati
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Gambar 5. Sesar Sorong dan pengaruh terhadap daerah sekitarnya (courtesy of
JOB Pertamina-PetroChina Salawati)
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Oleh : Kelompok III
Gambar 6. Beberapa penampang yang berada di bagian Barat Kepala Burung Papua
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
4. Geologi Sejarah
Proses sedimentasi dan sejarah tektonik cekungan Salawati mengalami
proses yang cukup panjang dalam kala waktu geologi berawal pada masa
Paleozoikum (silur) sampai Recent, sedangkan fase atau aktivitas tektonisme
berawal pada akhir kala Pliosen.
Gambar 7. Evolusi Cekungan Salawati
Secara umum Sesar Sorong mengontrol evolusi dari cekungan Salawati
yang berawal pada saat kala Mio-Pliosen dan mengakibatkan Cekungan Salawati
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
mengalami tektonisme polaritas diversal dan dapat dibagi menjadi 3 tahap evolusi
cekungan :
1. Pre-polarity reversal (Palezoikum – Miosen Akhir) yaitu pada saat
deposenter cekungan berada pada bagian selatan.
2. Syn-polarity reversal (Miosen Akhir – Pliosen Tengah), yaitu pada
saat cekungan Salawati mengalami Polarity reversal yang didominasi pada
deposenter di bagian baratlaut.
3. Post-polarity reversal (Miosen Akhir – Recent), yang tampak seperti
sekarang di mana deposenter dari Cekungan Salawati yaitu pada bagian utara
– baratlaut.
Evolusi Cekungan Salawati ini berpengaruh banyak terhadap proses
sedimentasi, stratigrafi, struktur yang berkembang dan geokimia batuan yang
menjadi elemen penyusun terbentuknya minyak dan gasbumi pada Cekungan
Salawati. Secara umum zona Cekungan Salawati yang menghasilkan minyak dan
gasbumi yaitu Formasi Kais dan Formasi Klasafet yang terbentuk pada kala
Miosen Awal dan mengalami puncaknya yaitu pada kala Pliosen Akhir ketika
proses sedimentasi, tektonik dan geokimia berlangsung.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
5. Petroleum System
1) Source Rock
Source rock yang potensial berdasarkan analisis geokimia mengindikasikan
bahwa source rock kaya akan alga air tawar dan tumbuhan tingkat tinggi,di mana
minyak terbentuk pada tingkat kematangan yang menengah. Berdasarkan analisis
gas kromatografi, diketahui bahwa source rock berasal dari perpaduan antara
material organik yang berasal dari darat dan bakteri (alga), yang diendapkan pada
kondisi asam, dengan kandungan oksigen yang sedikit. Formasi – formasi pada
Cekungan Salawati yang diendapkan di laut dangkal merupakan source rock yang
potensial.
Klasaman Shale
Klasaman Shale berumur Plio-Pleistosen dan mengandung material organik yang
tinggi, tetapi belum matang. Batuan ini belum dapat menghasilkan hidrokarbon
dalam jumlah yang besar.
Klasafet Shale
Pada bagian cekungan yang dalam, di mana Formasi Klasafet matang, puncak
pembentukan minyak (Ro = 1%) berada pada suhu 250o F (10.000o C) atau 10.000
kaki.
Sirga Shale
Sirga Shale baru ditembus oleh beberapa sumur. Formasi ini mengandung
kerogen tipe I, II, dan IV. Sebagian telah matang. Sebagian minyak pada
Cekungan Salawati diperkirakan berasal dari formasi ini.
2) Reservoir Rock
Formasi Kais yang berumur Miosen merupakan fasies terumbu karbonat yang
porus. Formasi ini merupakan target eksplorasi pada Cekungan Salawati.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Pertumbuhan terumbu terjadi pada saat transgresi pada waktu Miosen di bagian
selatan Cekungan Salawati.
3) Seal Rock
Intraformational shale pada Formasi Kais membentuk lapisan tudung untuk
akumulasi hidrokarbon pada Cekungan Salawati.
4) Mekanisme Migrasi dan Pemerangkapan
Formasi berumur Neogen merupakan batuan sumber yang potensial, di mana
waktu dan kedalaman mengakibatkan proses pematangan yang berlangsung secara
perlahan. Migrasi lateral menjauhi ”kitchen area” terjadi di Selat Sele dan
Kepulauan Salawati bagian selatan. Untuk pembentukan minyak pada Kelompok
Aifam, migrasi secara vertikal dapat terjadi melalui patahan hingga terperangkap
dalam terumbu Kais. Keberadaan lapangan minyak berasosiasi dengan patahan
normal yang menghubungkan batuan berumur Perm dengan batuan waduk
Formasi Kais.
5) Hydrocarbon Play
Formasi Klasafet yang terdiri atas batuan klastik karbonatan merupakan batuan
sumber yang potensial untuk menghasilkan hidrokarbon. Sebagian besar minyak
yang dihasilkan berasal dari fasies laut, yang mengandung komponen kerogen
yang berasal dari darat yang terbentuk pada tingkat kematangan termal yang
menengah. Hidrokarbon ini diyakini telah mengalami migrasi dan terperangkap
pada batuan karbonat Formasi Kais yang berumur Miosen, dengan
pembentukannya berlangsung beberapa juta tahun terakhir. Konsep migrasi
hidrokarbon dari Formasi Kais melalui patahan normal yang menghubungkan
formasi ini dengan reservoir rock yang lebih muda. Secara konsep, batuan
karbonat yang berumur Pliosen merupakan reservoir rock yang potensial sebagai
perangkap hidrokarbon yang termigrasi secara vertikal.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Gambar 8. Hydrocarbon Play pada Cekungan Salawati
6. Keterdapatan Minyakbumi Pada Cekungan Salawati
Minyakbumi terdapat dalam terumbu tiang diatas Formasi Kais yang
sekaligus merupakan reservoir dan perangkap stratigrafi. Terumbu seperti itu
biasanya mempunyai luas tutupan (closure) kecil (berdiameter 1 – 2 km), tetapi
mempunyai tutupan vertikal atau kolom minyak yang tinggi, sampai ratusan
meter. Selain itu juga porositas yang diperoleh dapat besar sekali dan dapat
mencapai 40%. Minyakbumi yang didapatkan berkadar belerang rendah dan
bervariasi dari parafin (Sele) sampai aspal berat (Klamumuk).
Pembentukan source rock pada Cekungan Salawati bersumber pada
Formasi Klasafet dimulai pada saat batuan ini diendapkan pada lingkungan
lagoon pada kala Miosen Awal – Miosen Tengah. Kondisi anoxic menyebabkan
kandungan kaya organik terawetkan pada batuan. Bersamaan dengan hal itu,
karbonat Kais tumbuh sebagai “reef build-up” sepanjang cekungan Salawati
sampai Miosen Akhir. Kemudian pada awal kala Pliosen, bagian utara pada
cekungan Salawati yaitu pada lingkungan lagoon dari Formasi Klasafet
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
mengalami perubahan polarity secara reversal dan sedimen dari formasi Klasaman
yang tebal mengalami sedimentasi. Hal ini menyebabkan batuan sedimen pada
Formasi Klasafet dan Formasi Kais mengalami suatu penurunan dan
menunjukkan oil window. Pada saat 4.0 – 3.0 Ma (kala Pliosen Awal – kala
Pliosen Tengah), minyak bergerak pada kitchen, menuju kebagian utara, sehingga
muncul dan bermigrasi sejak saat itu.
Beberapa lapangan minyakbumi yang terdapat pada Cekungan Salawati :
a. Lapangan Klamono
Lapangan ini ditemukan pada tahun 1936 dan minyakbumi didapatkan
pada kedalaman 140 meter. Perangkap merupakan terumbu karbonat dengan
ketinggian pertumbuhan 460 meter. Minyakbumi yang ditemukan bersifat aspal
dengan berat jenis 190 API. Luas daerah 240 hektar dan sampai kini telah
menghasilkan 30 juta barrel.
Gambar 9. Penampang Barat-Timur melalui Lapangan minyak Klamono Papua
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
b. Lapangan Klamumuk
Lapangan ini ditemukan 5 Km sebelah timur Klamono pada kedalaman 200
meter, dengan kolom gas 23 meter dan 46 meter minyak. Minyak yang didapatkan
sangat bersifat aspal, dengan berat jenis 150 API. Lapangan ini tidak diusahakan
karena tidak komersil.
c. Lapangan Sale
Lapangan ini ditemukan pada tahun 1951. Terumbu ditemukan pada kedalaman
657 meter dengan ketingian pertumbuhan 370 meter, akan tetapi hanya 31 meter
ditempati minyak. Minyak yang didapatkan bersifat parafin denagn berat jenis 350
API. Lapangan ini tidak komersiil walaupun sumur sale 43 menghasilkan 232
barel per hari.
d. Lapangan Kompleks Kasim-Jaya
Kompleks ini terdiri dari lapangan Kasim, Jaya, dan Kasim Utara, dan
ditemukan pada tahun 1972 dan 1973. Perangkap dan reservoir merupakan
kulminasi lokal terumbu yang lebih besar. Kasim Jaya kompleks panjangnya 7
kilometer dan lebarnya 2,5 – 3,5 kilometer dengan ketinggian pertumbuhan lebih
dari 760 meter diatas landasannya. Kompleks ini terdapat di sebelah barat Sale.
Pada Lapangan Kasim minyak terdapat pada kedalaman 945 meter dengan
kolom minyak maksimum 120 meter. Porositas berkisar dari 14% - 40% dengan
angka rata-rata 20% - 25%. Sumur Kasim 3 dapat menghasilkan maksimum
26.000 barel. Minyak yang dihasilkan berkadar 0,5%, berat jenis 380 API, dengan
‘pour point’ -150 F.
Lapangan Jaya, minyak ditemukan pada kedalaman 973 meter dengan 117
meter kolomminyak. Porositas rata-rata 30% dan maksimum 42% ditemukan.
Minyak yang ditemukan mirip dengan minyak di Kasim dengan beratjenis sedikit
lebih tinggi, yaitu 430 API. Lapangan lainnya masih ditemukan, misalnya Philips
TBM-LX, lepas pantai dari Kasim
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
Gambar 10. Lapangan Kasim ( menurut vincelette , 1973 )
e. Lapangan Walio
Lapangan ini terdapat di sebelah selatan komplek Kasim-Jaya. Perangkap
dan reservoir lapangan ini merupakan suatu komplek terumbu pada pinggiran
suatu paparan karbonat, sepanjang 21 kilometer yang terdiri dari ganggang merah,
foraminifera dan bryozoa, dan tinginya 400 meter diatas paparan. Terumbu ini
terpotong-potong oleh patahan. Luas tutupan hampir 900 kaki dengan tinggi
tutupan 800 kaki (267 meter) serta kolom minyak maksimum 207 meter. Formasi
reservoir adalah 24% dan permeabilitas matriks 13 md. Jenis minyak yang
didapatkan bersifat parafin – peralihan dengan berat jenis 350 API dan berkadar
belerang rendah (0,5%). Cadangan minyak ditempat diperkirakan 500 juta barrel
dengan produksi harian 36.000 barrel per hari dari 28 sumur.
Oleh : Kelompok III
Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi
DAFTAR PUSTAKA
Gibson-Robinson; and Sudirja, H. 1986. Transgressive Development of Miocene Reefs, Salawati Basin, Irian Jaya dalam Proceedings IPA 15th Ann. Convention.
Indonesia Basin SummariesKoesoemadinata, RP. 1980, Geologi Minyak dan Gas Bumi, Jilid I dan II.
Bandung: Penerbit ITB.Pieters P.E, C.J. Pigram, D.S Trail, D.B Bow, N. Ratman, and Sukamto. 1983.
The Stratigraphy of Western Irian Jaya. dalam Proceedings IPA 12th Ann. Convention. Jakarta.
Vincelette, R.R. 1973. Reef Exploration in Irian Jaya Indonesia. Proceedings IPA 2nd Ann. Convention
Schlumberger-Formation Evaluation Conference. 1986.Laporan mengenai Cekungan Salawati oleh JOB Pertamina-Petrochina-Santos
tahun 2001
Oleh : Kelompok III