ANALISIS CEKUNGAN

CEKUNGAN SUMATERA TENGAH

Oleh :

MICHELLE CALISTA CARINA

270110120179

GEOLOGI A

FAKULTAS TEKNIK GEOLOGI

UNIVERSITAS PADJADJARAN

2015

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Indonesia memiliki 60 cekungan yang tersebar di seluruh wilayah negara ini,

sebanyak 22 cekungan telah dieksplorasi secara ekstensif dan 14 cekungan produktif

menghasilnya minyakbumi dan gas. Salah satu cekungan paling berpotensi di Indonesia

adalah Cekungan Sumatera Tengah (Central Sumatera Basin). Cekungan Sumatera

Tengah merupakan cekungan sedimen tersier penghasil hidrokarbon terbesar di

Indonesia.

Dalam memahami suatu cekungan pada suatu wilayah diperlukan informasi geologi

seperti struktur geologi, stratigrafi, dan umur. Sehingga kita dapat mengetahui

bagaimana keterbentukan cekungan dan potensi yang terdapat pada cekungan tersebut.

BAB II

ISI

2.1 KERANGKA GEOLOGI CEKUNGAN SUMATRA TENGAH

2.1.1 TEKTONIK REGIONAL

Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan sedimen tersier penghasil

hidrokarbon terbesar di Indonesia, dengan ketebalan rata rata sedimen-nya mencapai dua

(2) kilometer. Cekungan ini berisi enam (6) lapangan minyak raksasa, yang masing masing

memiliki cadangan terbukti lebih dari 500 juta barel minyak. Lapangan lapangan minyak

tersebut antara lain, adalah Bangko, Minas, Bekasap, Duri, Pematang, dan Petani.

Secara fisiografis, cekungan ini terletak di antara Cekungan Sumatera Utara dan

Cekungan Sumatera Selatan. Cekungan Sumatera Tengah ini relatif memanjang baratlaut

tenggara. Cekungan Sumatera Tengah sendiri terbentuk akibat penujaman lempeng Hindia

yang bergerak ke arah utara terhadap lempeng Eurasia pada umur Miosen. Ditinjau dari

posisi tektoniknya cekungan ini merupakan tipe cekungan belakang busur (back-arc basin).

Cekungan ini dibatasi oleh Dataran Tinggi Asahan di sebelah baratlaut, Pegunungan Bukit

Barisan (yang disusun oleh batuan pre-tersier) di sebelah baratdaya, Pegunungan Tigapuluh

di sebelah tenggara (yang merupakan pemisah antara Cekungan Sumatera Tengah dan

Cekungan Sumatera Selatan), dan Paparan Sunda di sebelah timurlaut.

Gambar 2.1 Elemen Tektonik yang Mempengaruhi Cekungan Sumatera

Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)

Proses subduksi lempeng Hindia Australia menghasilkan peregangkan kerak di

bagian bawah cekungan dan mengakibatkan munculnya aliran panas (secara konveksi) ke

atas dengan produk magma yang dihasilkan terutama bersifat asam dan hipabisal. Selain itu,

terjadi juga aliran panas dari mantel ke arah atas melewati jalur jalur sesar. Secara

keseluruhan, hal hal tersebutlah yang mengakibatkan tingginya aliran panas (heat flow) di

daerah Cekungan Sumatera Tengah (Eubank et al., 1981 dalam Wibowo, 1995).

Faktor pengontrol utama struktur geologi regional di Cekungan Sumatera Tengah

adalah kehadiran Sesar Sumatera yang terbentuk pada zaman Kapur. Subduksi lempeng

yang miring dari arah baratdaya Pulau Sumatera mengakibatkan terjadinya strong dextral

wrenching stress di Cekungan Sumatera Tengah (Wibowo, 1995). Hal ini terbukti oleh bidang

sesar yang curam yang berubah sepanjang jurus perlapisan batuan dan struktur sesar naik.

Selain itu, terbentuknya sumbu perlipatan yang searah jurus sesar dengan penebalan

sedimen terjadi pada bagian yang naik (inverted) (Shaw et al., 1999).

Heidrick dan Aulia (1993) membagi perkembangan struktur Cekungan Sumatera

Tengah menjadi beberapa fase pembentukan, yakni :

Gambar 2.2 Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan

Aulia, 1993)

(1) Fase Pertama (F0)

Fase ini merupakan fase deformasi pada zaman Eosen (sekitar 345-65 juta

tahun lalu). Merupakan fase pembentukan batuan dasar yang berarah utara

selatan, baratlaut tenggara, dan timurlaut baratdaya (Heidrick & Aulia,

1993). Pembentukan tersebut terjadi ketika lempeng benua Sunda terbentuk

dari lempeng lempeng kecil Mergui, Malaka, dan Mutus.

(2) Fase Kedua (F1)

Fase ini merupakan fase rifting yang terjadi pada zaman Eosen Oligosen

(sekitar 50 26 juta tahun lalu). Fase ini terjadi diakibatkan oleh tumbukan

lempeng Hindia - Australia terhadap lempeng Eurasia sehingga membentuk

sistem rekahan transtensional yang memanjang ke arah selatan, mulai dari

China bagian selatan ke Thailand, Malaysia, Sumatera hingga ke Kalimantan

Selatan (Heidrick & Aulia, 1993). Proses ini menghasilkan serangkaian struktur

half graben di Cekungan Sumatera Tengah yang kemudian menjadi tempat

diendapkannya Kelompok Pematang. Pada tahap akhir fase ini, terjadi

pembalikan struktur yang lemah dan pembentukan peneplain (morfologi yang

hampir rata), hasil dari erosi berupa paleosol. Kelompok Pematang merupakan

sedimen tertua yang diendapkan di Cekungan Sumatera Tengah dan berumur

Eosen Oligosen, endapan ini yang mengisi half graben, pull-apart rift, dan

graben yang terbentuk pada fase ini.

Gambar 2.3 Peta Pola Struktur Utama Batuan Dasar di Cekungan Sumatera

Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)

(3) Fase Ketiga (F2)

Fase ini merupakan fase sagging dan transtensi pada zaman Miosen Bawah

Miosen Tengah (sekitar 26 13 juta tahun lalu). Fase ini terbagi menjadi dua,

yakni fase awal berupa fase sagging dan fase akhir berupa fase transtensi. Pada

fase awal proses tektonik yang terjadi berupa fase sag basin, ketika terjadi

penurunan cekungan regional yang memperbesar highstand dan transgresi

yang dimulai dengan pengendapan Kelompok Sihapas, kemudian terbentuk

sesar sesar normal minor yang berhubungan dengan tahap akhir rifting yang

memotong Formasi Menggala dan Formasi Bekasap. Pada fase akhir terbentuk

sesar mendatar dextral berarah utara selatan yang merupakan reaktivasi sesar

pembentuk graben, dan juga terbentuk sesar baru sepanjang batas batuan

dasar yang berarah utara selatan. Struktur struktur yang berkembang di

sepanjang sesar mendatar ini merupakan sesar tumbuh dan kombinasi pull

apart graben, half-graben, lipatan, flower structure (positif dan negatif), sesar

listrik, dan sesar normal domino. Lipatan lipatan yang terbentuk di

sepanjang sesar utara selatan ini mempunyai klosur yang lebih kecil berarah

Gambar 2.4 Fase Tektonik di Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan

Aulia, 1993)

baratlaut tenggara dan tersusun membentuk en-echelon (Heidrick & Aulia,

1993). Formasi yang termasuk dalam Kelompok Sihapas adalah Formasi

Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan Formasi Duri, pengendapan

kelompok ini berakhir pada masa Miosen Tengah dengan pengendapan

transgressive marine shale dari Formasi Telisa.

(4) Fase Keempat (F3)

Fase ini merupakan fase kompresi, terjadi dari zaman Miosen Akhir sampai

sekarang (sekitar 13 juta tahun lalu sekarang). Fase ketiga (F2) berakhir

ditandai dengan berakhirnya proses pengendapan Formasi Telisa dan mulai

teredapkannya Formasi Petani (Miosen Tengah Plistosen). Pengendapan

Formasi Petani merupakan akhir dari fase transgresi yang panjang dan awal dari

fase regresi di Cekungan Sumatera Tengah. Selanjutnya Formasi Minas

diendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Petani, berlangsung sampai

sekarang.

2.1.2 STRATIGRAFI REGIONAL

Proses sedimentasi di Cekungan Sumatera Tengah dimulai pada awal Tersier,

mengikuti proses pembentukan cekungan half graben yang sudah berlangsung sejak zaman

Kapur hingga awal Tersier. Konfigurasi batuan dasar cekungan tersusun oleh batuan

batuan metasedimen berupa graywacke, kuarsit, agilit. Batuan dasar ini diperkirakan

berumur Mesozoik. Pada beberapa tempat, batuan metasedimen ini terintrusi oleh granit

(Koning & Darmono, 1984 dalam Wibowo, 1995).

Menurut Eubank dan Makki (1981) dalam Heidrick dan Aulia (1993), stratigrafi

regional pada Cekungan Sumatera Tengah dibagi menjadi lima unit stratigrafi, yaitu :

(1) BATUAN DASAR (BASEMENT)

Batuan dasar berumur pra Tersier ini ini terbagi menjadi empat satuan

litologi (Eubank dan Makki, 1981 dalam Heidrick dan Aulia, 1993), yaitu :

a. Mallaca Terrane atau kelompok kuarsit, yang terdiri dari kuarsit, argilit,

batugamping kristalin, pluton pluton granit dan granodiorit yang berumur

Jura dan dapat ditemui di bagian coastal plain di timurlaut.

b. Mutus Assemblages, zona sutura yang memisahkan antara Mallaca Terrane

Mergui Terrane . Kumpula Mutus terletak di sebelah baratdaya coastal plain

dan terdiri dari baturijang radiolarian, meta-argilit, serpih merah, lapisan

tipis batugamping, dan batuan beku basalat.

c. Mergui Terrane, terletak pada bagian barat dan baratdaya dari Kelompok

Mutus. Kelompok ini tersusun atas graywacke, pubbly-mudstone yang

berasal dari Formasi Bahorok, serta kuarsit. Selain itu, terdapat juga argilot,

filit, batugamping, dan Tuff dari Formasi Kluet, serta sandstone-shale dan

juga terdapat Batugamping Alas.

d. Kualu Terrane, terletak di bagian baratlaut Kelompok Mergui yang berumur

Perm-Karbon. Kelompok ini tersusun atas filit, batusabak, tuff, dan

batugamping.

(2) KELOMPOK PEMATANG

Kelompok Pematang diendapkan secara tidak selaras di atas batuan dasar,

kelompok ini berumur Eosen Oligosen. Distribusi sedimen diperkirakan

berasal dari blok yang mengalami pengangkatan pada lingkungan fluviatil dan

blok lain turun menjadi danau. Sedimen kelompok ini umumnya diendapkan

pada lingkungan danau, sungai, dan delta. William dan Kelley (1985) membagi

Kelompok Pematang dalam lima formasi, yaitu:

a. Formasi Lower Red Beds

Tersusun oleh batulempung berwarna merah hijau, batulanau, batupasir

kerikilan dan sedikit konglomerat serta breksi yang tersusun oleh pebble

kuarsit dan filit. Kondisi lingkungan pengendapan diinterpretasikan berupa

alluvial braid-plain dilihat dari banyaknya muddy matrix di dalam

konglomerat dan breksi

Gambar 2.5 Sebaran Batuan Dasar di Cekungan Sumatera Tengah (Pertamin BPPKA, 1996)

b. Formasi Brown Shale

Formasi ini cukup banyak mengandung material organik, dicirikan oleh

warna yang coklat tua sampai hitam. Tersusun oleh serpih dengan sisipan

batulanau, di beberapa tempat terdapat selingan batupasir, konglomerat

dan paleosol. Ketebalan formasi ini mencapai lebih dari 530 m di bagian

depocenter. Formasi ini diinterpretasikan diendapkan di lingkungan danau

dalam dengan kondisi anoxic dilihat dari tidak adanya bukti bioturbasi.

Interkalasi batupasir batupasirkonglomerat diendapkan oleh proses fluvial

channel fill. Menyelingi bagian tengah formasi ini, terdapat beberapa

horison paleosol yang dimungkinkan terbentuk pada bagian pinggiran/batas

danau yang muncul ke permukaan (lokal horst), diperlihatkan oleh rekaman

inti batuan di komplek Bukit Susah. Secara tektonik, formasi ini diendapkan

pada kondisi penurunan cekungan yang cepat sehingga aktivitas fluvial

tidak begitu dominan.

c. Formasi Coal Zone

Secara lateral, formasi ini dibeberapa tempat equivalen dengan Formasi

Brown Shale. Formasi ini tersusun oleh perselingan serpih dengan batubara

dan sedikit batupasir. Lingkungan pengendapan dari formasi ini

diinterpretasikan berupa danau dangkal dengan kontrol proses fluvial yang

tidak dominan. Ditinjau dari konfigurasi cekungannya, formasi ini

diendapkan di daerah dangkal pada bagian aktif graben menjauhi

depocenter

d. Formasi Lake Fill

Tersusun oleh batupasir, konglomerat dan serpih. Komposisi batuan

terutama berupa klastika batuan filit yang dominan, secara vertikal terjadi

penambahan kandungan litoklas kuarsa dan kuarsit. Struktur sedimen

gradasi normal dengan beberapa gradasi terbalik mengindikasikan

lingkungan pengendapan fluvial-deltaic. Formasi ini diendapkan secara

progradasi pada lingkungan fluvial menuju delta pada lingkungan danau.

Selama pengendapan formasi ini, kondisi tektonik mulai tenang dengan

penurunan cekungan yang mulai melambat (late rifting stage). Ketebalan

formasi mencapai 600 m.

e. Formasi Fanglomerate

Diendapkan disepanjang bagian turun dari sesar sebagai seri dari endapan

aluvial. Tersusun oleh batupasir, konglomerat, sedikit batulempung

berwarna hijau sampai merah. Baik secara vertikal maupun lateral, formasi

ini dapat bertransisi menjadi formasi Lower Red Bed, Brown Shale, Coal Zone

dan Lake Fill.

(3) KELOMPOK SIHAPAS

Kelompok Sihapas yang terbentuk pada awal episode transgresi terdiri dari

Formasi Menggala, Formasi Bangko, Formasi Bekasap dan Formasi Duri.

Kelompok ini tersusun oleh batuan klastika lingkungan fluvial-deltaic sampai

laut dangkal. Pengendapan kelompok ini berlangsung pada Miosen awal

Miosen tengah.

a. Formasi Menggala

Tersusun oleh batupasir konglomeratan dengan ukuran butir kasar berkisar

dari gravel hingga ukuran butir sedang. Secara lateral, batupasir ini bergradasi

menjadi batupasir sedang hingga halus. Komposisi utama batuan berupa

Gambar 2.6 Skema Evolusi Pembentukan Cekungan Sumatera Tengah Kelompok Pematang

(William dkk, 1985) ; A: Eosen Awal, pembentukan awal cekungan dan pengendapan Lower Red

Beds; B: Eosen Tengah, penurunan cekungan secara cepat sehingga menghasilkan lingkungan

danau anoxic dengan pengendapan Formasi Brown Shale yang lambat; C: Oligosen, adanya gaya

kompresi dari strike slip system mengakibatkan terjadinya pengangkatan dan erosi pada batas

cekungan; D: Oligosen Akhir Miosen Awal, erosi yang cepat oleh lapisan yang terangkay dan

mengisi cekungan yang ada.

kuarsa yang dominan, dengan struktur sedimen trough cross-bedding dan

erosional basal scour. Berdasarkan litologi penyusunnya diperkirakan

diendapkan pada fluvial-channel lingkungan braided stream. Formasi ini

dibedakan dengan Lake Fill Formation dari kelompok Pematang bagian atas

berdasarkan tidak adanya lempung merah terigen pada matrik (Wain et al.,

1995). Ketebalan formasi ini mencapai 250 m, diperkirakan berumur awal

Miosen bawah.

b. Formasi Bangko

Formasi ini tersusun oleh serpih karbonan dengan perselingan batupasir

halus-sedang. Diendapkan pada lingkungan paparan laut terbuka. Dari fosil

foraminifera planktonik didapatkan umur N5 (Blow, 1963). Ketebalan

maksimum formasi kurang lebih 100 m.

c. Formasi Bekasap

Formasi ini tersusun oleh batupasir masif berukuran sedang-kasar dengan

sedikit interkalasi serpih, batubara dan batugamping. Berdasarkan ciri litologi

dan fosilnya, formasi ini diendapkan pada lingkungan air payau dan laut

terbuka. Fosil pada serpih menunjukkan umur N6 N7. Ketebalan seluruh

formasi ini mencapai 400 m.

d. Formasi Duri

Di bagian atas pada beberapa tempat, formasi ini equivalen dengan formasi

Bekasap. Tersusun oleh batupasir halus-sedang dan serpih. Ketebalan

maksimum mencapai 300 m. Formasi ini berumur N6 N8.

f. Formasi Telisa

Formasi Telisa yang mewakili episode sedimentasi pada puncak transgresi

tersusun oleh serpih dengan sedikit interkalasi batupasir halus pada bagian

bawahnya. Di beberapa tempat terdapat lensa-lensa batugamping pada bagian

bawah formasi. Ke arah atas, litologi berubah menjadi serpih mencirikan kondisi

lingkungan yang lebih dalam. Diinterpretasikan lingkungan pengendapan

formasi ini berupa lingkungan Neritik Bathyal. Secara regional, serpih marine

dari formasi ini memiliki umur yang sama dengan Kelompok Sihapas, sehingga

kontak Formasi Telisa dengan dibawahnya adalah transisi fasies litologi yang

berbeda dalam posisi stratigrafi dan tempatnya. Ketebalan formasi ini mencapai

550 m, dari hasil analisis fosil didapatkan umur formasi ini berkisar dari N6

N11.

(4) KELOMPOK PETANI

Kelompok Petani diendapkan secara tidak selaras di atas Kelompok

Sihapas. Kelompok Petani terdiri dari Lower Petani yang merupakan endapan

laut (marine) dan Upper Petani yang merupakan endapan laut sampai delta.

Formasi ini diendapkan mulai dari lingkungan laut dangkal, pantai, dan ke atas

sampai lingkungan delta yang menunjukkan penurunan muka air laut. Kelompok

ini terdiri atas batupasir, batulempung, batupasir gloukonitan, dan batugamping

yang dapat ditemui di bagian bawah seri sedimen tersebut, sementara itu

batubara dapat ditemukan di bagian atas dan terjadi saat pengaruh laut

semakin berkurang.

Secara keseluruhan Kelompok Petani memiliki tebal 6000 kaki dan berumur

Miosen Atas Pliosen Bawah. Penentuan umur bagian atas Kelompok Petani

terkadang membingungkan karena tidak adanya fosil laut. Hidrokarbon yang

berada pada batupasir kelompok ini dianggap tidak komersial dikarenakan di

bagian bawahnya terdapat batulempung Formasi Telisa yang tebal. Gas

biogenik terdapat dalam jumlah yang besar dan telah dijadikan target eksplorasi

terutama di Lapangan Seng dan Segat.

(5) FORMASI MINAS

Formasi Minas merupakan endapan Kuarter yang terdapat secara tidak

selaras di atas Kelompok Petani. Tersusun atas pasir dan kerikil, pasir kuarsa

lepas berukuran halus sampai sedang serta limonit berwarna kuning yang

diendapkan pada lingkungan fluvial sampai darat. Proses pengendapan Formasi

Minas masih berlangsung sampai saat ini dan menghasilkan endapan aluvial

berupa campuran kerikil, pasir, dan lempung.

2.2 PETROLEUM SYSTEM

1. BATUAN SUMBER (SOURCE ROCK)

Sumber utama akumulasi minyak di cekungan Sumatera Tengah

adalah serpihan lakustrin dari Kelompok Pematang. Unit unit sumber ini

merupakan lapisan tertekan terhadap sebuah rangkaian graben rift berumur

paleogen. Penyebaran lapisan batuan sumber sampai graben ini sangat

dipengaruhi oleh morfologi struktur, gelombang sedimen, posisi graben dan

lakustrin yang terhubung dengan variasi fasies.

2. RESERVOIR

Dalam Cekungan Sumatera Tengah, reservoir terdapat pada batuan

Kelompok Sihapas dan Pematang. Di bagian atas ataupun bawah Formasi

Sihapas, batupasir merupakan penghasil minyak pada daerah Lalang dan

Mengkapan, namun hanya batupasir bagian bawah Formasi Sihapas yang

memiliki ketebalan yang cukup tebal dan menyediakan aspek komersial yang

sangat penting. Reservoir Sihapas bagian bawah umumnya bersih, batupasir

berkuarsa, mengandung sedikit glaukonit, lempung detrital, feldspar dan

fragmen batuan. Porositas secara umum baik dengan rata rata 25% pada

daerah Lalang dan agak sedikit di daerah Mengkapan bagian dalam.

3. SEAL

Secara regional, serpih di atas Formasi Telisa menyediakan penutup

atas untuk akumulasi minyak sampai pasri Kelompok Sihapas. Hasil dari sumur

Lalang adalah serpih pada kelompok Sihapas biasanya tidak efektif sebagai

penutup intraformasi.

4. MIGRASI

Migrasi terjadi sepanjang retakan, sesar dan ketidakselarasan.

Susunan keseluruhan struktur graben telah ditunjukkan oleh arah migrasi, baik

primer maupun sekunder. Migrasi yang terjadi adalah hidrokarbon keluar dari

sumber ke arah flexural hinge graben sepanjang garis tepi batas sesar.

2.3 POTENSI HIDROKARBON

Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan sedimen penghasil hidrokarbon

terbesar di Indonesia. Hal ini terbukti dengan banyaknya lapangan lapangan penghasil

minyakbumi yang terdapat di cekungan ini, contohnya Lapangan Minas, Lapangan Duri,

Lapangan Bekasap, dll. Lapangan Duri sendiri di tahun 1994 telah mencapai produksi puncak

nya yakni 300.000 barel per hari. Secara kumulatif di tahun 2006, Lapangan Duri telah

mencapai angka produksi sebanyak 2 Milyar barel. Lapangan Minas merupakan lapangan

minyakbumi terbesar di Asia Tenggara, Lapangan Minas tercatat telah mencapai produksi

kumulatif sebanyak 4 Milyar barel pada tahun 1997.

Gambar 2.7 Lapangan Duri

BAB III

KESIMPULAN

Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan sedimen penghasil hidrokarbon

terbesar.

Faktor pengontrol utama struktur geologi regional di Cekungan Sumatera Tengah

adalah kehadiran Sesar Sumatera yang terbentuk pada zaman Kapur.

Terdapat lima unit stratigrafi di Cekungan Sumatera Tengah, yakni : Batuan Dasar

(basement), Kelompok Pematang, Kelompok Sihapas, Kelompok Petani, dan Formasi

Minas

DAFTAR PUSTAKA

Eubank, R.T., dan Makki, A.C., 1981, Structural Geology of the Central Sumatera Back-Arc

Basin, Proceedings of Indonesian Petroleum Association, Tenth Annual Convention,

hal. 153-174

Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1993, A Structural and Tectonic Model of The Coastal Plain Block,

Central Sumatera Basin, IPA 22th, hal 285-304

Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1996, Regional Structural Geology of The Central Sumatera

Basin, Petroleum Geology of Indonesian Basin, Pertamina BPPKA Indonesia, hal. 13-

156

Wibowo, R.A., 1995, Pemodelan Termal Sub-Cekungan Aman Utara Sumatra Tengah, Bidang

Studi Ilmu Kebumian Program Pasca Sarjana Institut Teknologi Bandung,

Unpublished.