Salawati Basin Paper

Cekungan Salawati – Tugas Geologi Minyak dan Gas Bumi

Oleh : Kelompok III


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


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


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


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


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


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


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


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


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


Gambar 2. Stratigrafi Regional Cekungan Salawati

Oleh : Kelompok III


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


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


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


Gambar 5. Sesar Sorong dan pengaruh terhadap daerah sekitarnya (courtesy of

JOB Pertamina-PetroChina Salawati)

Oleh : Kelompok III


Oleh : Kelompok III

Gambar 6. Beberapa penampang yang berada di bagian Barat Kepala Burung Papua


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


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


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


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


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


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


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


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


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

Salawati Basin Paper

Documents

Transcript of Salawati Basin Paper