Geologi Cekungan Jawa

Berbicara mengenai petroleum geology di daerah jawa maka nantinya akan dijumpai

berbagai cekungan yang ada di sepanjang pulau ini. Dari beberapa cekungan tersebut ada

yang telah di lakukan eksplorasi dan ada yang belum atau sedang dalam proses penelitian.

Untuk wilayah cekungan di pulau jawa ini pada umumnya dibagi menjadi lima daerah

cekungan, antara lain akan dijabarkan sebagai berikut :

Cekungan Sunda dan Asri (Sunda and Asri Basins)

Cekungan sunda adalah perpanjangan dari cekungan jawa bagian utara atau disebut

dengan asri subbasin. Cekungan sunda merupakan cekungan yang terbentuk relative kecil

pada masa kenozoikum.  Cekungan sunda merupakan berasal dari back-arc deposentrum atau

disebut dengan bagian belakang busur deposentrum pulau Jawa. Dari persepektif hasil

eksplorasi, cekungan sunda yang matang merupakan cekungan yang teristimewa. Dari hasil

explorasi di daerah Widuri dan lapangan lain yang serupa di bagian utara sub cekungan asri

(1980-an  hingga 1990-an)  menunjukkan bahwa dalam reservoar didalam sub Asri bagian

utara (reservoir Talang Akar) akan lebih bisa kembali ditemukan akan potensi keberadaan

minyak bumi. Bagian timur sub cekungan Asri jarang untuk dilakukan ekplorasi pengebaoran

secara luas. Karena semenjak awal adanya syn-rift  didaerah tersebut. Dan untuk mengetahui

adanya potensi yang ada didaerah tersebut maka membutuhkan evaluasi lebih lanjut dalam

bidang eksplorasi.

Cekungan Jawa Barat Laut (Northwest Java Basin)

Cekungan ini merupakan cekungan belakang busur yang sangat luas dan rumit, yang

dimana bagian utara hingga selatannya terdiri dari orientasi sejumlah bentukan struktur

halfgraben. Sub-cekungan ini terletak di tepi selatan dari platform Sunda (Reksalegora et al.,

1996). Cekungan Jawa Barat Utara memiliki akumulasi Hidrokarbon berlimpah, dan minyak

dan gas bumi yang dimana reservoarnya bertumpukan dengan volkanik klastik, karbonatan,

dan lapisan coarsesiliciclastic (Noble et al., 1997).

Cekungan Jawa Barat Utara sekarang telah dianggap mature, dengan pembagian

untuk bagian atasnya yaitu berupa pasir dari formasi Talang Akar dan diatasnya ditambah

dengan karbonat pada jaman Miosen sepenuhnya. Pertimbangan mengenai potensi yang ada

didaerah tersebut cukup kecil hingga menengah dan dapat tetap berada dalam pembentukan

Jatibarang syn-rift Posisinya lebih rendah dari formasi Talang Akar, dan terletak didalam

karbonat formasi Batu raja.

Gambar 1. NW Java Basin dan Sunda asri basin (Suryono et all,2005)

Gambar 2. North West Java Stratigrafi (Noble et all,1997)

Cekungan Jawa Timur (East Java Basin)

Cekungan Jawa Timur adalah merupakan cekungan yang paling struktural dan

memiliki stratigrafi yang  kompleks dari cekungan belakang busur Indonesia. Dalam hal

fasies reservoar, yang berkisar dari Eosen yang berupa bentukan non-pasir laut hingga

Volkaniklastik jaman Pleistosen. Cekungan Jawa Timur dalam hal sistem minyak bumi,

adalah salah satu cekungan yang paling beragam. Hal ini dilihat dari  gambar yang dihasilkan

oleh skema lithostratigrafi sangat beragam pada cekungan yang ada di Jawa Timur.

Meskipun cekungan Jawa Timur telah banyak dieksplorasi, potensi minyak masih

tetap signifikan dan gas ditemukan di daerah syn-rift klastik Eosen, facies laut dalam

Ngrayong pasir, Kujung Rancak reefs, Pliosen Mundu globigerinid batugamping, dan

Pleistosen vulkanokalstik.

Dalam mengembangkan infrastruktur dengan mendekati pasar industri perminyakan di Jawa

Timur maka akan menyerap setiap penemuan baru. Cekungan Jawa Timur adalah daerah

yang paling dicari di Indonesia untuk penawaran areal lahan perminyakan dalam lima tahun

terakhir ini, sehingga menjadikan daerah tersebut menjadi tempat "panas" dalam eksplorasi.

  

Gambar 3. Posisi East Java Basin (Kusumastuti et all,2000)

Gambar 4. Stratigrafi east java basin (courtesy of Santos

Sampang)

Cekungan Jawa Barat Daya (Southwest Java Basin)

Cekungan ini telah dibor pada sumur Ujung Kulon-1 (Amoco, 1970) dan Malingping

-1 (British Gas, 1999). Dan hasilnya kedua lubang sumur yang dihasilkan kering. Cekungan

ini memiliki sejarah yang rumit pasca-keretakan tektonik pada masa jaman Neogen. Adanya 

Formasi  Eosen Bayah dan Formasi Eosen Ciletuh arenites pada formasi jaman Eosen

menunjukkan adanya reservoir yang baik (Keetley di al., 1997; Schiller et al, 1991.).

Meskipun tidak terdapat pada endapan danau (lacustrine affinity), formasi Bayah terdapat

pada endapan delta di daerah Barat daya (SW) dari cekungan Jawa yang memberikan bukti

untuk cekungan tersebut, dalam pengembangan reservoir dan source fasies di tahap syn-rift

masih termasuk dari pegembangan bagian depan busur. Adanya pasir fan turbidit di

Cekungan barat daya Jawa juga menunjukkan cekungan ini memiliki potensi reservoir yang

baik. 

                             Gambar 5. Stratigrafi jawa barat daya( Keetly et all, 1997)

Gambar 6. Letak cekungan selatan jawa ( Keetly et all, 1997)

Cekungan banyumas dan selatan jawa (Banyumas-South Central Java Basins)

Sejumlah rembesan minyak (oil seeps) dijumpai di daerah onshore Bayah. Sebuah

peningkatan  pesat yang dijumpai dalam gradien geothermal di masa Piocene hingga

Pleistosen (Soenandar, 1997). Hal tersebut juga sama seperti yang dijumpai di Cekungan

Sunda, SubAsri, cekungan Jawa barat laut (NW java basins). Daerah Banyumas, cekungan

Jawa Tengah bagian selatan dijumpai rembesan minyak. Rembesan minyak tersebut banyak

yang muncul di daerah tersebut. Cekungan Banyumas telah di bor pada sumur Cipari-1 oleh

BPM dan Karang Nangka-1, Gunung Wetan-1, Karang Gedang-1  oleh Pertamina.

Beberapa sumur dijumpai adanya keberadaan minyak dan gas. Sumur tersebut tidak

bisa menembus lebih dalam dari horison Miosen akhir akibat adanya gangguan mekanis yang

dihasilkan akibat adanya tekanan yang berlebih yang dihasilkan oleh serpih (overpressured

shale).n Pada sumur Jati-1 (Lundin) yang sedang melakukan drilling didaerah tersebut dapat

mengatasi kesulitan operasional ini, hal terebut dilakukan dengan mencoba untuk

mengevaluasi bagian lebih dalam sampai Oligosen / Eosen dari dasar Gabon. Potensi

reservoir akhir Miosen Halang-Rambatan dijumpai sand volkaniklastik, awal miosen

dijumpai Kalipucang reefs, Oligo-Miosen Gabon dijumpai sand volkaniklastik, dan

menengah Eosen pada endapan delta Nanggulan dijumpai quartzitic sand, mengalami fold

dan fault  dalam waktu Miosen akhir. Potensi dari source pada akhir-tengah Eosen tengah

daerah Nanggulan / Karangsambung shales (TOC sampai dengan 7,5%) dan awal Miosen

bituminous shale Kalipucang / formasi Pemali (TOC sampai dengan 15,6%), hal tersebut

bertahan hingga pada saat ini dalam mature window awal pertengahan (Muchsin et al., 2002).

Lepas pantai cekungan Selatan Jawa Tengah telah dibor oleh Alveolina-1 dan Borelis-

1 (Jawa Shell, awal tahun 1970-an) daerah tersebut terletak di lepas pantai selatan

Yogyakarta. Pada sumur Alveolina-1 dijumpai reservoir yang sangat baik dari Wonosari

karbonat berumur tengah-akhir Miosen. Pada sumur Borelis-1 kehilangan reservoir akibat

dari adanya perubahan fasies  menjadi serpih. Akibatnya kedua sumur kering karena tidak

adanya pengisian Hidro karbon (Bolliger dan Ruiter, 1975).

Gambar 7. Daerah cekungan selatan jawa (after Bolliger dan Ruiter, 1975 )

Gambar 8. Hasil coring yang menunjukkan lithologi cekungan selatan jawa

www.iatmi-cirebon.org

Penelitian Evolusi Cekungan Paleogen - Neogen Daerah Banjarnegara,

Purbalingga, Wonosobo, Kendal Dan Pekalongan Jawa Tengah

Sumber: Laporan Tahunan / 29 July 2009

Share

Delicious

Digg

Stumble Upon

Facebook

twitter

Penelitian evolusi cekungan bertujuan untuk mempelajari karakteristik geometri

cekungan, urutan-urutan dan sifat batuan pembawa hidrokarbon (batuan reservoir),

serta struktur dan arsitektur (geometri) cekugan. Selanjutnya, informasi yang di

dapat diperlukan untuk mengkaji atau menemukan kemungkinan cadangan baru di

dalam cekungan yang belum berproduksi. Daerah penelitian terletak pada koordinat

109o 15’ 00” 109o 52’30” BT dan 7o07’30” - 7o30’00” LS.

Peta Lokasi Daerah Penelitian

Sejak Paleogen hingga Neogen Akhir daerah daerah Banjarnegara - Purbalingga mengalami

perubahan laju sedimentasi dan penurunan cekungan yang mengakibatkan terjadinya

perubahan lingkungan pengendapan. Perubahan laju penurunan dan sedimentasi diduga

karena pengaruh kekuatan tektonik dan gunungapi.

Pada Paleogen Akhir daerah Banjarnegara - Purbalingga merupakan laut dalam yang

dipengaruhi kegiatan tektonik aktif sehingga terjadi longsoran-longsoran bawah laut yang

mengakibatkan terjadinya endapan turbidit Formasi Worawari. Pada akhir Paleogen Atas

terjadi pula longsoran-longsoran yang mengakibatkan terbentuknya endapan olistostrom

Formasi Worawari yang tersusun oleh matriks lempung dan bongkah-bongkah batugamping

numulit, batupasir kasar - sangat kasar, serta konglomerat. Setelah itu pada umur N3 terjadi

pengangkatan yang diikuti oleh pendangkalan dan akhirnya diikuti proses erosi. Sebagai

akibatnya terjadi rumpang umur antara Formasi Worawari yang paling muda berumur N2

dengan Formasi Merawu yang berumur paling tua N4.

Peta menunjukkan posisi daerah penelitian di ujung tenggara Blok Sunda,

berbatasan dengan Blok Sumba (Pubellier dkk., 2005).

Formasi Merawu (Miosen Tengah – Miosen Akhir) diendapkan sebagai endapan pasang-

surut, terdiri atas fasies dataran lumpur dan fasies dataran pasir. Bagian atas Formasi Merawu

tidak tersingkap di lapangan, mungkin karena tertutup oleh endapan volkanik muda. Formasi

Penyatan yang tersingkap di Longkeyang, yang berumur N18-N19, diduga merupakan bagian

atas dari Formasi penyatan yang berdasarkan struktur sedimen dan kandungan fosilnya

mencirikan endapan turbidit laut dalam, mungkin batial.

Secara tidak selaras, Formasi penyatan ditindih oleh Formasi Tapak dan Kalibiuk. Susunan

litologi dan struktur sedimen  pada Formasi Kalibiuk dan Tapak mengindikasikan lingkungan

laut dangkal hingga transisi. Formasi Kalibiuk yang menunjukkan lebih bersifat karbonan

serta lebih banyak mengandung konglomerat diduga terbentuk pada kondisi yang lebih dekat

dengan darat dibanding Formasi Tapak. Berdasarkan fosil foraminifera kecil, Formasi Tapak

berumur N19, sementara Formasi Kalibiuk berumur N19-N20.

Korelasi Stratigrafi Daerah Banjarnegara dan Purbalingga

Formasi Kalibiuk secara tidak selaras ditindih oleh Formasi Ligung yang merupakan

sedimen darat dengan lensa-lensa batubara dan breksi andesitan dengan augit dan

horenblende dari Gunung Korakan (Bemmelen, 1937). Formasi Ligung secara tidak

selaras ditindih oleh endapan Kuarter, yaitu Breksi Lembah Serayu, Batuan

Gunungapi Jembangan , serta batuan gunungapi muda.

Berdasarkan analisis sidikjari kromatografi gas , maka disimpulkan bahwa samplel

08ED35B paling mirip dengan sampel minyak, sehingga dapat diartikan bahwa

sampel tersebut merupakan batuan induk dari rembesan minyak di Kali Gintung.

Dari kelima sampel batulempung, hanya sampel 08ED35B yang memiliki kerogen

tipe III, dengan material organik campuran dari laut dan darat. Adapun sampel

lainnya memiliki kerogen tipe II, dengan material organik berasal dari darat.

Singkapan Formasi Worawari berupa

batupasir sangat halus, kelabu kehijauan

mengalami pengkekaran intensif

Perlapisan silang-siur hummocky dan

perarian sejajar pada batupasir

berukuran halus (F. Merawu)

 

peristiwa ini hanya dapat diamati pada bagian bawah dari Formasi Kerek. Kompresi

ini jugamenjadi semakin lemah selama pembentukan sedimen yang lebih

muda.Adapun evolusi Morfotektonik Cekungan Jawa Timur Utara berdasarkan data

stratigrafi danstruktur geologinya dapat dibagi menjadi 4 fase:1. Fase Tektonik

pertama yang terjadi selama Tersier sampai awal Oligocene yangmengendapkan

formasi Ngimbang dan Kujung yang diendapkan diatas basement

yang berupamélange dan ofiolit. Formasi Ngimbang yang tersusun oleh batupasir

dan batulanau yangterdapat sisipan batugamping mengindikasikan bahwa

pengendapannya merupakan

syn-rift – post rift 

sehingga terbentuk cekungan laut dangkal. Cekungan ini mulai stabil pada

saatterendapkannya formasi Kujung yang berupa batugamping. Pada fase ini gaya

yang bekerjadominannya adalah gaya ekstensional. Cekungan ini berupa

fore arc basin

2.Fase yang kedua terjadi pada oligosen tengah sampai miosen akhir. Pada waktu

inipenunjaman lempeng hindia ke pulau Jawa yang oblique. Penunjaman yang

oblique inimembentuk struktur lipatan dan sesar yang berarah timur laut – barat

daya (pola meratus).Pada fase ini rembang masih berupa fore arc basin dan telah

memasuki fase

sagging – inverse

. Pada waktu inilah terendapkan formasi Prupuh, Tawun, Ngrayong, Bulu,

Wonocolo,dan Ledok. Kedudukan muka air laut pada kala ini relative regresi

sehingga menyebabkanpola progadasional yang menyebabkan perubahan facies

secara lateral kearah darat ke arahutara. Hal ini dibuktikan dengan adanya

perubahan facies dari batugamping (formasi Prupuh)ke batupasir, batulempung

yang kaya mineral Glaukonit (formasi Ngrayong dan ledok).Batupasir ini

kemungkinan diendapkan di lingkungan delta.3. Fase yang ketiga terjadi pada

Miosen akhir sampai pleistocen awal. Pada fase ini terjaditransgresi air laut yang

menyebabkan kenaikan muka air laut secara relative yangmengendapkan formasi

Mundu, Paciran, Selorejo, dan Lidah. Pada fase ini rembang masihberupa fore arc

basin. Memasuki pengendapan formasi Pacerain dan selorejo terjadi regresimuka air

laut sehingga terjadi perubahan lingkungan pengendapan lagi dari laut

dalam(bathial) ke laut dangkal (neritik tengah).4.Fase yang keempat terjadi pada

Pleistocene akhir – Holosen. Pada fase ini penunjamanlempeng Hindia sudah tegak

lurus dengan pulau jawa sehingga terbentuklah lipatan, sesar,dan struktur-struktur

geologinya lainnya yang berarah timur-barat. Penunjaman ini jugamenyebabkan

terjadinya partial melting, sehingga terjadi vulkanisme di sebelah selatan

zonarembang. Sehingga zona rembang berubah menjadi back arc basin. Vulkanis

me ini jugamenyebabkan terendapkan batuan batuan gunung api seperti tuff, breksi

andesit, aglomerat.Dan juga terjadi intrusi-intrusi andesit. Peristiwa ini menyebabkan

zona rembang menjadidaerah yang prospek dalam eksplorasi hidrokarbon.

Dimana formasi Ngimbang merupakansource rock yang poetensial. Pematangan

source rock ini disebabkan karena naiknyaastenosfer yang diakibatkan penunjaman

ini. Daerah back arc basin lebih potensial terjadipematangan source rock daripada

fore arc basin. Sedangkan batuan penutup dan reservoir banyak ditemui di formasi

Tawun dan Tuban dimana banyak mengandung batulanau-batulempung sedangkan

reservoarnya bayak ditemui pada formasi Ngrayong, dan Ledok yang

mengendapkan batupasir. Reservoir lainnya yang berupa batugamping juga

ditemukan