4

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera Selatan

Cekungan Sumatera Selatan (South Sumatra Basin) dibatasi oleh Paparan

Sunda di sebelah timurlaut, daerah ketinggian Lampung (Lampung High) di

sebelah Tenggara, Pegunungan Bukit Barisan di sebelah baratdaya serta

Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh (Tiga Puluh High) di

sebelah baratlaut. Evolusi cekungan ini diawali sejak Mesozoic (Pulunggono

dkk, 1992) dan merupakan cekungan busur belakang (back arc basin).

Tektonik cekungan Sumatera dipengaruhi oleh pergerakan konvergen antara

Lempeng Hindia-Australia dengan Lempeng Paparan Sunda (Heidrick dan

Aulia, 1993).

5

Gambar 2.1 Lokasi Cekungan Sumatera Selatan dan batas-batasnya

(Pertamina BPPKA)

2.2 Kerangka Tektonik

Struktur regional Geologi Sumatera Selatan, dipengaruhi oleh tiga fase

tektonik, yaitu (Pulunggono, 1992) :

- Fase Pertama yaitu Fase Tektonik Jura Atas – Kapur Bawah, merupakan

fase kompresi yang menghasilkan Patahan Musi dan Lematang. Fase ini

diperkirakan sebagai penyebab terbentuknya pola kelurusan Utara –

Selatan yang merupakan patahan geser kiri (antithetic) tidak aktif.

- Fase Kedua yaitu Fase Tektonik Kapur Atas – Tersier Bawah, merupakan

fase regangan yang menyebabkan patahan-patahan lama (geser kiri),

berubah jadi patahan normal, dan merupakan fase pembentukkan graben

dan depresi.

-

6

- Fase Ketiga atau Terakhir yaitu Fase Tektonik Miosen Tengah - Saat

Sekarang, merupakan fase kompresi yang menyebabkan terbentuknya

lipatan serta patahan naik dengan pola Patahan Lematang. Pada fase ini

pola Patahan Lematang yang semula merupakan depocenter dari

Muaraenim deep terangkat menjadi deretan Anticlinorium Pendopo-

Limau.

2.3 Struktur Geologi Sumatera Selatan

Secara regional perkembangan struktur geologi di Sumatera Selatan pada

prinsipnya dipengaruhi oleh beberapa rejim tektonik. Pada daerah Cekungan

belakang busur (back-arc basin) struktur geologi berkembang akibat

kombinasi pensesaran lateral (strike slip atau wrenching) dan rejim

kompresional, sedangkan pada daerah busur vulkanik (volcanic arc)

perkembangan struktur geologi dikontrol oleh wrenching (Gambar 2.1). Pada

Cekungan Sumatera Selatan struktur geologi pada umumnya ditunjukkan oleh

dua komponen utama, yaitu (1) batuan dasar pra-Tersier yang membentuk

half graben, horst dan blok sesar (de Coster, 1974; Pulunggono dkk., 1992),

dan (2) elemen struktur berarah Baratlaut-Tenggara dan struktur depresi di

Timurlaut yang keduanya terbentuk sebagai akibat dari orogen Plio-Plistosen

(de Coster, 1974; Sardjito dkk., 1991).

7

Gambar 2.2 Ilustrasi mekanisme pembentukan struktur geologi di cekungan

belakang busur dan busur vulkanik di daerah Sumatera Selatan

(Pulunggono dkk., 1992).

Jenis struktur yang umum dijumpai di Cekungan Sumatera Selatan terdiri dari

lipatan, sesar dan kekar. Struktur lipatan memperlihatkan orientasi Baratlaut-

Tenggara, melibatkan sikuen batuan berumur Oligosen-Plistosen (Gafoer

dkk., 1986). Sedangkan sesar yang ada merupakan sesar normal dan sesar

naik. Sesar normal dengan pola kelurusan Baratlaut-Tenggara tampak

berkembang pada runtunan batuan berumur Oligosen-Miosen, sedang struktur

dengan arah umum Timurlaut-Baratdaya, Utara-Selatan, dan Barat-Timur

terdapat pada sikuen batuan berumur Plio-Plistosen. Sesar naik biasanya

berarah Baratlaut-Tenggara, Timurlaut-Baratdaya dan Barat-Timur, dijumpai

pada batuan berumur Plio-Plistosen dan kemungkinan merupakan hasil

peremajaan (reactivation) struktur tua yang berupa sesar tarikan (extensional

faults).

Struktur rekahan yang berkembang memperlihatkan arah umum Timurlaut-

Baratdaya, relatif tegak lurus dengan “strike” struktur regional atau sejajar

8

dengan arah pergerakan tektonik (tectonic motion) di Sumatera. Pembentukan

struktur lipatan, sesar, dan kekar di Cekungan Sumatera Selatan memberikan

implikasi yang signifikan terhadap akumulasi sumber daya minyak bumi, gas

alam, batubara, dan panas bumi. Kumpulan struktur lipatan yang membentuk

antiklinorium telah banyak dijumpai berperan sebagai perangkap

hidrokarbon. Selain struktur geologi, jenis litologi penyusun stratigrafi

Cekungan Sumatera Selatan telah pula mengontrol penyebaran sumber daya

energi fosil dan non-fosil di daerah ini.

Gambar 2.3 Kerangka tektonik dan struktur regional Sumatera yang

terbentuk akibat interaksi menyerong (oblique) antara lempeng Samudera

India dan lempeng kontinen Eurasia. Cekungan Sumatera Selatan (South

Sumatera basin) merupakan salah satu mendala tektonik yang menempati

back-arc setting yang memproduksi minyak dan gas alam (dimodifikasi

dari Sutriyono, 1998).

2.4 Litologi dan Stratigrafi Cekungan Sumetera Selatan

Pada dasarnya stratigrafi cekungan Sumatera Selatan terdiri dari satu siklus

besar sedimentasi yang dimulai dari fase transgresi pada awal siklus dan fase

regresi pada akhir siklusnya. Awalnya siklus ini dimulai dengan siklus non-

9

marine, yaitu proses diendapkannya Formasi Lahat pada oligosen awal dan

setelah itu diikuti oleh Formasi Talang Akar yang diendapkan diatasnya

secara tidak selaras. Fase transgresi ini terus berlangsung hingga miosen awal,

dan berkembang formasi Batu Raja yang terdiri dari batuan karbonat yang

diendapkan pada lingkungan back reef, fore reef dan intertidal. Sedangkan

untuk fase transgresi maksimum diendapkan Formasi Gumai bagian bawah

yang terdiri dari shale laut dalam secara selaras diatas Formasi Batu Raja.

Fase regresi terjadi pada saat diendapkannya Formasi Gumai bagian atas dan

diikuti oleh pengendapan Formasi Air Benakat secara selaras yang didominasi

oleh litologi batupasir pada lingkungan pantai dan delta.

Pada pliosen awal, laut menjadi semakin dangkal karena terdapat dataran delta

dan non-marine yang terdiri dari perselingan batupasir dan claystone dengan

sisipan berupa batubara. Pada saat pliosen awal ini menjadi waktu

pembentukan dari formasi Muara Enim yang berlangsung sampai pliosen

akhir yang terdapat pengendapan batuan konglomerat, batu apung dan lapisan

batupasir tuffa. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan diawali dengan siklus

pengendapan darat, kemudian berangsur menjadi pengendapan laut, dan

kembali kepada pengendapan darat. Urut-urutan stratigrafi dari tua ke muda

(Koesoemadinata, 1980), (Gambar 2.5):

1. Pre-Tertiary Basement (BSM)

2. Formasi Lahat (LAF)

3. Formasi Talang Akar (TAF)

4. Formasi Baturaja (BRF)

10

5. Formasi Gumai (GUF)

6. Formasi Air Benakat (ABF)

7. Formasi Muaraenim (MEF)

8. Formasi Tuff Kasai (KAF)

9. Endapan Kuarter

Gambar 2.4 Kolom Stratigrafi Cekungan Sumatra Selatan (Koesoemadinata,

1980)

TE

RS

ET

RIA

L

LIT

HO

RA

L

NE

RIT

IC

NE

RIT

IC D

EE

P

Atas

Tengah

Bawah

KE

LO

MP

OK

UMUR FORMASI

TE

BA

L (

m)

LIITOLOGI

Fasies

Tengah

BawahTuff ungu, hijau, merah dan coklat,

lempung tuffan, breksi dan konglomerat.

Bawah

Napal, lempung, serpih, serpih lanauan,

kadan-kadang gamping dan pasir tipis,

Globigerina biasa terdapat

Napal, gamping terumbu dan gamping

lempungan

Pasir, pasir gampingan, lempung,

lempung pasiran sedikit batubara, pasir

kasar pada dasr penampang di banyak

tempat.

2200

0-16

00

- 11

00

Atas

Eos

inO

ligos

en

0 -

300

Mes

ozoi

kum

Pal

eozo

ikum

Pal

eose

n

Batuan beku aneka warna dan batuan

sedimen yang termetamorfisir tingkat

rendah.

Pra

-ter

sier

Kwarter

Plistosen

Pliosen

Mio

sen Tengah

Atas

Pasir, lanau, lempung, aluvial.

Kerikil, pasir tuffan, dan lempung

konkresi vulkanik, tuff batuapung

Lempung, lempung pasiran, pasir dan

lapisan tebal batubara.

Lempung pasiran dan napalan, banyak

pasir dengan glaukonit, kadang

gampingan.

PA

LEM

BA

NG

TE

LIS

A

150

- 75

0

Bat

u

Raj

aT

alan

gaka

rLA

FK

asai

Mua

ra E

nim

Air

Ben

akat

Gum

ai

11

2.4.1 Batuan Dasar (Basement)

Batuan dasar (pra tersier) terdiri dari batuan kompleks Paleozoikum dan

batuan Mesozoikum, batuan metamorf, batuan beku, dan batuan

karbonat. Batuan dasar yang paling tua, terdeformasi paling lemah,

dianggap bagian dari Lempeng-mikro Malaka, mendasari bagian utara

dan timur cekungan. Lebih ke selatan lagi terdapat Lempeng-mikro

Mergui yang terdeformasi kuat, kemungkinan merupakan fragmen

kontinental yang lebih lemah. Lempeng-mikro Malaka dan Mergui

dipisahkan oleh fragmen terdeformasi dari material yang berasal dari

selatan dan bertumbukan. Bebatuan granit, vulkanik, dan metamorf

yang terdeformasi kuat (berumur Kapur Akhir) mendasari bagian

lainnya dari cekungan Sumatera Selatan. Morfologi batuan dasar ini

dianggap mempengaruhi morfologi rift pada Eosen-Oligosen, lokasi

dan luasnya gejala inversi/pensesaran mendatar pada Plio-Pleistosen,

karbon dioksida lokal yang tinggi yang mengandung hidrokarbon gas,

serta rekahan-rekahan yang terbentuk di batuan dasar (Ginger&

Fielding, 2005).

2.4.2 Formasi Lahat

Formasi Lahat diperkirakan berumur oligosen awal (Sardjito dkk,

1991). Formasi ini merupakan batuan sedimen pertama yang

diendapkan pada Cekungan Sumatera Selatan. Pembentukannya hanya

terdapat pada bagian terdalam dari cekungan dan diendapkan secara

12

tidak selaras. Pengendapannya terdapat dalam lingkungan darat/aluvial-

fluvial sampai dengan lacustrine. Fasies batupasir terdapat di bagian

bawah, terdiri dari batupasir kasar, kerikilan, dan konglomerat.

Sedangkan fasies shale terletak di bagian atas (Benakat Shale) terdiri

dari batu serpih sisipan batupasir halus, lanau, dan tufa. Sehingga shale

yang berasal dari lingkungan lacustrine ini merupakan dapat menjadi

batuan induk. Pada bagian tepi graben ketebalannya sangat tipis dan

bahkan tidak ada, sedangkan pada bagian tinggian intra-graben sub

cekungan selatan dan tengah Palembang ketebalannya mencapai 1000m

(Ginger & Fielding, 2005).

2.4.3 Formasi Talang Akar

Formasi Talang Akar diperkirakan berumur oligosen akhir sampai

miosen awal. Formasi ini terbentuk secara tidak selaras dan

kemungkinan paraconformable di atas Formasi Lahat dan selaras di

bawah Formasi Gumai atau anggota Basal Telisa/formasi Batu Raja.

Formasi Talang Akar pada cekungan Sumatera Selatan terdiri dari

batulanau, batupasir dan sisipan batubara yangdiendapkan pada

lingkungan laut dangkal hingga transisi. Bagian bawah formasi ini

terdiri dari batupasir kasar, serpih dan sisipan batubara. Sedangkan di

bagian atasnya berupa perselingan antara batupasir dan serpih.

Ketebalan Formasi Talang Akar berkisar antara 460 – 610 m di dalam

beberapa area cekungan. Variasi lingkungan pengendapan formasi ini

merupakan fluvial-deltaic yang berupa braidded stream dan point bar

13

di sepanjang paparan (shelf) berangsur berubah menjadi lingkungan

pengendapan delta front, marginal marine, dan prodelta yang

mengindikasikan perubahan lingkungan pengendapan ke arah cekungan

(basinward). Sumber sedimen batupasir Talang Akar Bawah ini berasal

dari dua tinggian pada kala oligosen akhir, yaitu di sebelah timur

(Wilayah Sunda) dan sebelah barat (deretan Pegunungan Barisan dan

daerah tinggian dekat Bukit Barisan).

2.4.4 Formasi Batu Raja

Formasi Batu Raja diendapkan secara selaras di atas formasi Talang

Akar pada kala miosen awal. Formasi ini tersebar luas terdiri dari

karbonat platforms dengan ketebalan 20-75 m dan tambahan berupa

karbonat build-up dan reef dengan ketebalan 60-120 m. Didalam batuan

karbonatnya terdapat shale dan calcareous shale yang diendapkan pada

laut dalam dan berkembang di daerah platform dan tinggian (Bishop,

2001). Produksi karbonat berjalan dengan baik pada masa sekarang dan

menghasilkan pengendapan dari batugamping. Keduanya berada pada

platforms di pinggiran dari cekungan dan reef yang berada pada

tinggian intra-basinal. Karbonat dengan kualitas reservoir terbaik

umumnya berada di selatan cekungan, akan tetapi lebih jarang pada

bagian utara sub-cekungan Jambi (Ginger dan Fielding, 2005).

14

Beberapa distribusi facies batugamping yang terdapat dalam formasi

Batu Raja diantaranya adalah mudstone, wackestone, dan packstone.

Bagian bawah terdiri dari batugamping kristalin yang didominasi oleh

semen kalsit dan terdiri dari wackstone bioklastik, sedikit plentic foram,

dan di beberapa tempat terdapat vein.

Gambar 2.5 Peta distribusi facies formasi Batu Raja (Bishop, 2001).

2.4.5 Formasi Gumai

Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas formasi Batu Raja

pada kala oligosen sampai dengan tengah miosen. Formasi ini tersusun

15

oleh fosilliferous marine shale dan lapisan batugamping yang

mengandung glauconitic (Bishop, 2001). Bagian bawah formasi ini

terdiri dari serpih yang mengandung calcareous shale dengan sisipan

batugamping, napal dan batulanau. Sedangkan di bagian atasnya berupa

perselingan antara batupasir dan shale. Ketebalan formasi Gumai ini

diperkirakan 2700 m di tengah-tengah cekungan. Sedangkan pada batas

cekungan dan pada saat melewati tinggian ketebalannya cenderung

tipis.

2.4.6 Formasi Air Benakat

Formasi Air Benakat diendapkan selama fase regresi dan akhir dari

pengendapan formasi Gumai pada kala tengah miosen (Bishop, 2001).

Pengendapan pada fase regresi ini terjadi pada lingkungan neritik

hingga shallow marine, yang berubah menjadi lingkungan delta plain

dan coastal swamp pada akhir dari siklus regresi pertama. Formasi ini

terdiri dari batulempung putih kelabu dengan sisipan batupasir halus,

batupasir abu-abu hitam kebiruan, glaukonitan setempat mengandung

lignit dan di bagian atas mengandung tufaan sedangkan bagian tengah

kaya akan fosil foraminifera. Ketebalan formasi ini diperkirakan antara

1000-1500 m.

2.4.7 Formasi Muara Enim

Formasi ini diendapkan pada kala akhir miosen sampai pliosen dan

merupakan siklus regresi kedua sebagai pengendapan laut dangkal

16

sampai continental sands, delta dan batu lempung. Siklus regresi kedua

dapat dibedakan dari pengendapan siklus pertama (formasi Air

Benakat) dengan ketidakhadirannya batupasir glaukonit dan akumulasi

lapisan batubara yang tebal. Pengendapan awal terjadi di sepanjang

lingkungan rawa-rawa dataran pantai, sebagian di bagian selatan

cekungan Sumatra Selatan, menghasilkan deposit batubara yang luas.

Pengendapan berlanjut pada lingkungan delta plain dengan

perkembangan secara lokal sekuen serpih dan batupasir yang tebal.

Siklus regresi kedua terjadi selama kala Miosen akhir dan diakhiri

dengan tanda-tanda awal tektonik Plio-Pleistosen yang menghasilkan

penutupan cekungan dan onset pengendapan lingkungan non marine

Batupasir pada formasi ini dapat mengandung glaukonit dan debris

volkanik. Pada formasi ini terdapat oksida besi berupa konkresi-

konkresi dan silisified wood. Sedangkan batubara yang terdapat pada

formasi ini umumnya berupa lignit. Ketebalan formasi ini tipis pada

bagian utara dan maksimum berada di sebelah selatan dengan ketebalan

750 m (Bishop, 2001).

2.4.8 Formasi Kasai

Formasi ini diendapkan pada kala pliosen sampai dengan pleistosen.

Pengendapannya merupakan hasil dari erosi dari pengangkatan Bukit

Barisan dan pegunungan Tigapuluh, serta akibat adanya pengangkatan

pelipatan yang terjadi di cekungan. Pengendapan dimulai setelah tanda-

tanda awal dari pengangkatan terakhir Pegunungan Barisan yang

17

dimulai pada miosen akhir. Kontak formasi ini dengan formasi Muara

Enim ditandai dengan kemunculan pertama dari batupasir tufaan.

Karakteristik utama dari endapan siklus regresi ketiga ini adalah adanya

kenampakan produk volkanik. Formasi Kasai tersusun oleh batupasir

kontinental dan lempung serta material piroklastik. Formasi ini

mengakhiri siklus susut laut. Pada bagian bawah terdiri atas tuffaceous

sandstone dengan beberapa selingan lapisan-lapisan tuffaceous

claystone dan batupasir yang lepas, pada bagian teratas terdapat lapisan

tuff, batu apung yang mengandung sisa tumbuhan dan kayu berstruktur

sedimen silang siur. Lignit terdapat sebagai lensa-lensa dalam batupasir

dan batulempung yang terdapat tuff.

2.5 Geologi Regional Lapangan MSM

Antiklin MSM yang memiliki dimensi panjang + 14 km, dan lebar + 4 km

adalah suatu antiklin yang berarah Barat Baratlaut – Timur Tenggara,

merupakan bagian dari deretan Antiklinorimum Pendopo – Limau. Lapangan

MSM dan Lapangan BG dibatasi oleh normal fault yang dimanifestasikan di

permukaan oleh Sungai Lematang. Struktur MSM dikontrol oleh sesar naik

Lematang yang berarah Barat – Timur, memanjang dari lapangan Ogan,

Tanjung Tiga, Talang Jimar, Prabumulih Barat, MSM, BG, hingga Benakat

Timur (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013).

18

2.6 Peta dan Posisi Pengamatan

Lapangan MSM terletak ± 10 km sebelah Baratlaut Kota Prabumulih, dan

terletak di antara lapangan-lapangan penghasil hidrokarbon BG, Prabumulih

Barat dan Talang Jimar. Lapangan-lapangan tersebut secara geologi terletak

dalam satu jalur antiklinorium, secara administratif berada dalam wilayah

Kabupaten Muaraenim, dan termasuk ke dalam wilayah kerja Area Operasi

Timur (Laporan Internal PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013).

Gambar 2.6 Peta daerah pengamatan (http://ett.co.id/theproject.php)

“MSM”

19

2.7 Litologi dan Stratigrafi Lapangan MSM

Gambar 2.7 Kolom Stratigrafi lapangan MSM (Laporan Internal

PT.PERTAMINA EP Asset 2, 2013)

Urutan formasi batuan yang telah tertembus oleh pemboran sumur-sumur di

Struktur MSM, dari bawah ke atas adalah sebagai berikut:

a. Formasi Lahat (LAF)

Formasi Lahat di Struktur MSM belum terdefenisi secara pasti dan masih

menjadi pembahasan. Lapisan batuserpih tebal di bawah Formasi Talang

Akar yang memiliki karakter yang mirip dengan Benakat Shale

dimasukkan ke dalam Formasi Lahat. Litologi terdiri dari shale abu-abu

Fora

m

Nann

o

Polen

TERE

STER

IAL

LITH

ORAL

NERI

TIC

NERI

TIC

DEEP

P22

>200

Batugamping, putih pucat, putih keabu-

abuan, chalky , lunak-keras sedang, sdkt

kristalin, porositas jelek, sdkt pyrit.

Shale , abu2 terang, strong calcareous

Olig

osen

> NP

25 Shale hitam keras, vein kalsit dengan

sisipan batugamping putih-putih susu di

bagian bawah.

550

Akhir

Awal

Air B

enak

at

Akhir

PALE

MBA

NG

N5-N

6

Laha

t

Lana

giop

ollis

sp.

1M

ayer

ipol

lis

UMUR

KELO

MPO

K

FORMASI LITOLOGI

Fasies

Pliosen MEF

TEBA

L (m

)Zonasi

NN5

N6 -

N15

Flor

schu

etzia

levip

oli

Talan

g Ak

ar

NN3-

NN4

TELI

SA

Kwarter

Awal

Mios

en

F. tr

iloba

ta

Teng

ah

< N

N2

Gum

aiBR

F

1150

Terdiri dari claystone abu-abu muda, lunak

sticky , non karbonatan, dengan sisipan

batulanau, batupasir dan batubara tebal.

Terdiri dari claystone tebal berselang-

seling dengan shale abu-abu, lunak, non

karbonat, dengan sisipan batulanau dan

batupasir abu-abu kehijauan mengandung

glaukonit.

Terdiri dari shale abu-abu muda kadang

kecoklatan, sisipan napal coklat muda dan

batugamping putih lunak.

Batugamping, putih, coklat muda, keras

menengah, sebagian chalky dan kristalin

Terdiri dari perselingan batupasir tebal

dengan shale , batupasir abu-abu muda di

bagian atas gampingan dan mengandung

glaukonit, dibagian bawah tidak gampingan,

lepas, dengan sisipan batubara.

360

770

390

35

20

hingga cokelat tua, non-karbonatan pada bagian atas dan karbonatan di

bagian bawah, dengan sisipan batupasir yang kadang-kadang tidak

terkonsolidasi baik. Karakteristik log Benakat Shale menunjukkan, bahwa

pada bagian atas memiliki nilai GR yang tinggi dan nilai PEF yang kecil

(diinterpretasikan diendapkan pada lingkungan transisi), sedangkan di

bagian bawah dengan nilai GR kecil dan PEF besar (diendapkan di laut

dangkal).

b. Formasi Talang Akar (TAF)

Formasi Talang Akar di Struktur MSM terdiri dari shale berwarna cokelat

muda, karbonan, berselang-seling dengan batupasir (clean sand), berwarna

cokelat muda hingga cokelat tua, berukuran pasir halus – sedang, kadang-

kadang mengandung pirit dan sisipan tipis batubara. Formasi ini

merupakan batuan reservoar utama di Struktur MSM, dengan ketebalan

formasi lebih dari 1000 m.

c. Formasi Baturaja (BRF)

Di struktur MSM, Formasi Baturaja diendapkan secara selaras di atas

Formasi Talang Akar. Tersusun atas shale berwarna cokelat keabuan,

gampingan, mengandung pirit, berselang-seling dengan batugamping

berwarna cokelat keabuan, berfragmen koral, dan mengandung gloukonit.

Formasi ini umumnya sangat tight dengan ketebalan rata-rata 35 m. Sifat

fisik yang tight tersebut membuat BRF bertindak sebagai super seal di

daerah MSM.

21

d. Formasi Gumai

Di Struktur MSM Formasi Gumai diendapkan secara selaras di atas

Formasi Baturaja. Formasi ini terdiri dari lapisan tebal Shale berwarna

abu-abu muda hingga cokelat muda, kadang gampingan dan mengandung

pirit, dengan sisipan tipis batupasir, batupasir gampingan.

e. Formasi Muaraenim

Tersusun atas batulempung dan batupasir, dengan lapisan batubara tebal

berwarna cokelat gelap hingga hitam, dan formasi ini tersingkap di

permukaan.

2.8 Petroleum system

Pada Lapangan MSM, sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon yang

ekonomis di Formasi Talang Akar. Tinjauan detail dari keberadaan petroleum

system di Lapangan MSM, dapat dijelaskan sebagai berikut (Laporan Internal

PT. PERTAMINA EP Asset 2, 2013) :

a. Source Rock (batuan induk)

Batuan induk Lapangan MSM, diinterpretasikan berasal dari batuan serpih

Formasi Lahat dan Formasi Talang Akar yang terdapat di Dalaman

Tanjung Miring dan sekitarnya, maupun dari Lematang Depression.

b. Reservoar

Batuan yang berfungsi sebagai reservoar utama adalah batupasir Formasi

Talang Akar (TAF). Batuan ini telah terbukti menghasilkan hidrokarbon

baik di lapisan existing maupun upside potentials, dan berkembang bagus

pada interval kedalaman 1600 – 2600 mbpl.

22

c. Cap Rock (batuan penyekat)

Beberapa sekuen batuserpih tebal yang diendapkan di antara lapisan-

lapisan batupasir Formasi Talang Akar, merupakan batuan penyekat yang

efektif. Batugamping Formasi Baturaja diperkirakan bertindak sebagai

penyekat yang sangat efektif (super seal) di Lapangan MSM, sedangkan

Formasi Gumai merupakan penyekat regional di Komplek Palembang

Selatan.

d. Trap (perangkap)

Didominasi oleh perangkap struktur, berupa antiklin yang dikontrol oleh

Sesar Naik Lematang, dan secara setempat, berkembang perangkap

stratigrafi. Bentuk antiklin tersebut berarah Barat Baratlaut – Timur

Tengggara.

e. Migration

Pada Miosen Akhir, Formasi Lahat (LAF) dan Talang Akar (TAF) yang

merupakan endapan syn-rift telah matang, dan terjadi migrasi secara insitu

(primary migration). Kemudian pada Plio-Plestosen, terjadi secondary

migration melalui pola patahan (Lematang Fault) yang mengalami

inversi pada saat itu, mengisi lapisan TAF (GRM dan TRM) yang

merupakan post-rift sediment. Proses insitu migration pada zona upside

potentials MSM dapat dijelaskan seperti pada gambar berikut ini.

23

Ga

mb

ar

2.8

P

engis

ian h

idro

kar

bon p

ada

zona

UP

ber

langsu

ng s

ecar

a in

situ

mig

rati

on (

Lap

ora

n I

nte

rnal

P

T. P

ER

TA

MIN

A E

P A

sset

2,

2013)