ANALISIS CEKUNGANCEKUNGAN SUMATERA TENGAH

Oleh :Muhamad Ziad Baidhowi270110120180Geologi A

FAKULTAS TEKNIK GEOLOGIUNIVERSITAS PADJADJARAN2015BAB IPENDAHULUANA. Latar BelakangSejarah geologi Indonesia yang kompleks telah menghasilkan lebih dari enam puluh cekungan sedimen. Cekungan-cekungan ini berdasarkan persebaran daerahnya dibagi menjadi 2 kelompok, yaitu bagian barat dan bagian timur. Bagian barat Indonesia memiliki sekitar 22 cekungan yang telah berproduksi, sedangkan bagian timur Indonesia memiliki lebih banyak cekungan, yaitu sekitar 38 cekungan sedimen yang masih berada pada tahap eksplorasi.Sebagian besar cekungan produktif yang ada di Indonesia berada di bagian barat. Sedangkan, pada Indonesia bagian timur, sebenarnya memiliki prospek hidrokarbon yang sangat besar, berdasarkan data stratigrafi pada masa mesozoikum dan Paleozoikum. Namun proses produksi daerah tersebut masih terkendala oleh besarnya beban biaya, kurangya infrastruktur, serta area yang didominasi oleh perairan laut dalam (Awang H. Satyana, 2005).Cekungan-cekungan di Indonesia wilayah barat yang terletak pada bagian Back-arc Basin Lempeng Sunda (Eurasia), meliputi cekungan Sumatera Utara, cekungan Sumatera Tengah, cekungan Sumatera Selatan, cekungan Sunda-Asri, Cekungan Utara Jawa, Cekungan Jawa Timur, Cekungan Barito, Cekungan Kutai, Cekungan Tarakan, Cekungan Natuna Barat, dan Cekungan Natuna Timur.

B. Rumusan Masalah1. Bagamanakah Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah?2. Bagaimanakah Stratigrafi Cekungan Sumatera Tengah?3. Bagaimanakah Potensi Hidrokarbon Cekungan Sumatra Tengah?

C. Tujuan1. Untuk mengetahui mengenai Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah.2. Untuk mengetahui mengenai Stratigrafi Cekungan Sumatera Tengah.3. Untuk mengetahui potensi cekungan Hidrokarbon Cekungan Sumatra Tengah.

BAB IIPEMBAHASANA. Geologi RegionalCekungan Sumatra tengah merupakan cekungan sedimentasi tersier penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia , dengan ketebalan rata rata sedimen-nya mencapai dua (2) kilometer. Ditinjau dari posisi tektoniknya, Cekungan Sumatra tengah merupakan cekungan belakang busur. Faktor pengontrol utama struktur geologi regional di cekungan Sumatra tengah adalah adanya Sesar Sumatra yang terbentuk pada zaman kapur.

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.

Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan busur belakang (back arc basin) yang berkembang di sepanjang pantai barat dan selatan Paparan Sunda di barat daya Asia Tenggara. Cekungan ini terbentuk akibat penunjaman Lempeng Samudera Hindia yang bergerak relatif ke arah utara (N 6oE) dan menyusup ke bawah Lempeng Benua Asia.Cekungan Sumatera Tengah terbentuk pada awal Tersier (Eosen-Oligosen) merupakan seri dari struktur half graben dan berbentuk asimetris berarah barat laut - tenggara. Bagian yang terdalam terletak pada bagian barat daya dan melandai ke arah timur laut.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. Tektonostratigrafi Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)

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.Gambar 3. Peta Pola Struktur Utama Batuan Dasar di Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick dan Aulia, 1993)

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.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 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.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.

B. Stratigarfi RegionalMenurut 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 Mallaca Terance 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, Merupakan zona sutura yang memisahkan antara Mallaca Terrane dan 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, Kelompok ini 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, Kelompok ini terletak di bagian baratlaut Kelompok Mergui yang berumur Perm-Karbon. Kelompok ini tersusun atas filit, batusabak, tuff, dan batugamping.

Gambar 5. Sebaran Batuan Dasar di Cekungan Sumatera Tengah (Pertamin BPPKA, 1996)

2. KELOMPOK PEMATANGKelompok 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 BedsTersusun 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 b. Formasi Brown ShaleFormasi 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. c. Formasi Coal ZoneSecara 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. d. Formasi Lake FillTersusun 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.e. Formasi FanglomerateDiendapkan 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 SIHAPASKelompok ini memiliki umur pada Miosen awal hingga miosen tengah. Tersusun atas batuan klastika yang diendapkan pada lingkungan fluvial-delatic sampai laut dangkal.Berikut ini formasi yang tedapat pada kelompok sihapas:a. Formasi MenggalaTersusun 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 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 BangkoFormasi 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 BekasapFormasi 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 DuriDi 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. e. 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 PETANIKelompok 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 berumur Miosen Atas Pliosen Bawah.

5. FORMASI MINASFormasi 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.

C. Potensi Cekungan Sumatra TengahCekungan Sumatra Tengah meupakan salah satu cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia, dimana potensi minyak bumi wilayah Sumatra bagian tengah tersebar di daerah Minas, Duri, Lirik, Rengat, Cenako, Ungus, dan Kuantan wilayah Riau daratan sedangkan yang terletak di wilayah Riau kepulauan terletak di Bunguran, Anambas, Tarempa, Udang, dan Laut Natuna. Hal tersebut dapat dibuktikan dari banyaknya blok dan lapangan penghasil hidrokarbon, tercatat di Sumatra tegah terdapat 12 blok dan 211 lapangan dengan Jumlah Sumur: 6,467 (5,960 Aktif/507 Non-Aktif).Berikut ini adalah daftar blok yang tedapat di Cenkungan Sumatra Tengah:1. CENTRAL SUMATERA KAMPAR2. CPP BLOCK3. KALILA BENTU LIMITED4. KORINCI BARU5. MALACCA STRAIT6. MFK7. ROKAN8. SIAK9. SOUTH JAMBI B10. SUMATERA SELATAN11. SUMATERA TENGAH12. WEST KAMPAR

Daftar PustakaEubank, 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. 153-174Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1993, A Structural and Tectonic Model of The Coastal Plain Block, Central Sumatera Basin, IPA 22th, hal 285-304Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1996, Regional Structural Geology of The Central Sumatera Basin, Petroleum Geology of Indonesian Basin, Pertamina BPPKA Indonesia, hal. 13-156Wibowo, R.A., 1995, Pemodelan Termal Sub-Cekungan Aman Utara Sumatra Tengah, Bidang Studi Ilmu Kebumian Program Pasca Sarjana Institut Teknologi Bandung, Unpublished. Anonim. Geologi Cekungan Sumatra Tengah dan Gelogi Kotabatak. Dikutip dari http://digilib.itb.ac.id/files/disk1/597/jbptitbpp-gdl-rinoalfian-29842-3-2007ta-2.pdf Pada tanggal 7 juni 2015Anonim. Sumber Daya Alam. Dikutip dari https://sites.google.com/site/patriotbangsa01/sumber-daya-alam pada tanggal 7 Juni 2015Anonim. Cekungan Sumtara Tengah. Dikutip dari http://hulu.ametis-institute.com/dasbor-hulu-migas-indonesia/cekungan-sumatera-tengah/ pada tanggal 7 Juni 2015Oksila, Ratih. 2013. Geologi Regional Cekungan Sumatra Utara. Dikutip dari http://chaniago021090.blogspot.com/2013/06/bab-i-pendahuluan-a.html pada tanggal 7 Juni 2015