POTENSI HIDROKARBON TERKAIT DENGAN STRUKTUR GEOLOGI DAN STRATIGRAFI DI CEKUNGAN SERAM HALMAHERA, INDONESIA TIMUR

Fajar Ramadhan Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, SemarangJl.Prof.Sudharto,S.H Tembalang, Semarang – 50275

Phone: 085718206266e-mail : fajar_ramadhan@outlook.com

ABSTRAK

Indonesia dikenal memiliki sumber daya alam yang begitu kaya dan beraneka ragam tetapi mengalami penurunan cadangan minyak dan gas sekitar 2,4% per tahun (Panuju, 2010). Sejak awal abad ke-19 didominasi oleh produksi cekungan Zaman Tersier. Hal tersebut membuat para peneliti untuk mencari potensi hidrokarbon pada Indonesia Timur ini. Cekungan Seram Halmahera Indonesia Timur terletak antara tektonik passive margin berarah barat-utara Australia dan margin tektonik aktif Nugini. Sistem Cekungan Basin yang berperan adalah Jurassic. Cekungan seram merupakan evolusi miosen dari Banda Arc yang telah terbentuk sejak permian. Adanya gaya ektensional dari orogenisis triassic di Papua Nugini mengakibatkan terjadinya suplei dari sedimen triassic (Kanikeh) hingga mencapai Banda. Pada akhir triassic suplai sedimen berkurang dengan terbentuknya pengangkatan batuan karbonat (Manusela Reservoir) yang dikelilingi oleh source rock berupa calcareous shale carbonate berumur triassic-jurassic. Reservoir rock yang berkembang berupa batuan karbonat berumur akhir – tengah jurassic dengan adanya seal berupa shale berumur akhir jurassic.Potensi hidrokarbon Cekungan Seram yang diproduksi tahun 1988 dari Jurrasic Manusela Carbonate sebesar 1300 bbls minyak dan 1.23 MMSCFD. Pada tahun 1990-1998 lapangan Oseil-1 diuji sebesar 3800BOPD minyak dari Manusela Carbonate Cekungan Seram dan lapangan gas Abadi-1 tahun 2000 yang ditemukan lebih dari 4BBOE cadangan dengan rasio keberhasilan 66% di cekungan ini (Anditya, Ibrahim dkk, 2000). Dengan adanya hasil tersebut dimungkinkan untuk adanya ekploitasi lanjut demi kebutuhan energi di Indonesia terpenuhi dengan baik mengingat struktur, susunan stratigrafi, hingga petroleum system yang berkembang dalam Cekungan Seram ini sangat berpotensi demi terpenuhinya kebutuhan energi di Indonesia.

Kata kunci: Struktur Geologi, Stratigrafi, Hidrokarbon, Cekungan Seram, Indonesia Timur

LATAR BELAKANG

Permintaan energi di Indonesia semakin meningkat tetapi tidak disertai dengan produksi sumber daya minyak dan gas yang mengalami penurunan sekitar 2, 4% per tahun (Panuju, 2010). Banyak daerah di Indonesia yang memiliki potensi sumber daya alam seperti minyak dan gas, namun belum dieksploitasi secara maksimal. Tentu ini sebuah masalah dan pasti ada yang salah dalam mengelola sumber

daya alam tersebut. Salah satunya adalah dalam mengelola kekayaan alam, ternyata mas ih sering dilakukan dengan cara yang kurang tepat. Semua dilakukan terfokus untuk menguras sebesar-besarnya potensi kekayaan alam, tanpa memperhatikan efek sampingnya. Hal ini sangat disayangkan mengingat potensi sumber daya alam tersebut dapat memberikan pendapatan bagi negara dan dapat meningkatkan kesejahteraan rakyat.

Penemuan yang paling signifikan dari dua dekade terakhir di Indonesia Timur adalah Sistem Jurassic-Permian di Indonesia Timur (Tangguh, Oseil dan Abadi). Penemuan ini ditemukan dominan di Tersier memproduksi cekungan yang telah dieksplorasi sejak awal abad ke-19, satu-satunya yang ditemukan di non memproduksi basin. Sistem Jurassic ditemukan yang memproduksi Hidrokarbon berupa senyawa kimia organik karbon dan hidrogen, dan mungkin dalam gas, fasa cair atau padat. Karbon selalu membentuk empat ikatan kimia, sementara bentuk hidrogen tapi satu. Hidrokarbon yang paling sederhana adalah metana, dengan atom tunggal karbon terikat dengan empat atom hidrogen. Etana memiliki dua atom karbon, masing-masing terikat satu sama lain atom hidrogen dan tiga masing-masing. Hidrokarbon bisa mendapatkan lebih besar dan lebih kompleks karena jumlah atom karbon meningkat. Atom karbon mungkin dua atau bahkan tiga kali lipat-ikatan satu sama lain, dan satu atom karbon dapat berikatan dengan tiga atau empat atom karbon lainnya, menghasilkan rantai bercabang. Hidrokarbon ini digunakan dalam berbagai aplikasi industri di samping penggunaannya dalam bahan bakar. Hidrokarbon yang berasal dari minyak mentah merupakan dasar dari susunan besar yang mudah dibentuk dan penting untuk hampir semua aspek kehidupan modern.

GEOLOGI REGIONAL

Struktur bawah permukaan dari Pulau Seram memperlihatkan semua elemen khas dari sesar naik dan adanya perlipatan (Gambar 2). Pada umumnya, sesar naik dan sumbu antiklin yang berarah baratlaut – tenggara mengindikasikan bahwa deformasi pada daerah ini dipengaruhi oleh kompresi yang berarah timurlaut – baratdaya. Kenampakan singkapan yang memperlihatkan sesar naik ini didominasi di bagian tengah dan bagian timur dari Pulau Seram. Sesarutama dan pengangkatan di Pulau Seram diawali pada Miosen Akhir – Pliosen Awal. Kemudian sejak terjadinya proses tersebut, Pulau Seram secara tektonik selalu aktif. Ini diindikasikan dengan adanya pengangkatan dan erosi dari sedimen Plio-Pleistosen dari bagian tengah pulau serta adanya proses sesar mendatar mengiri yang sangat kuat.

Bukti di lapangan dari keberadaan sesar mendatar ini adalah adanya perubahan arah aliran sungai yang dikendalikan oleh sesar mendatar dan adanya offset dari batuan yang ada.Trias tersebut ditutupi oleh sedikitnya bagian batugamping Awal-Tengah Jurassic (Wanner & Knipscheer 1951) atau mungkin akan hilang sepenuhnya, dan Akhir Jurassic Kola Shale dapat mewakili perpisahan benua dan awal terjadinya spreading. Sekuen formasi Nief Batugamping pelagis akhir Jurassic (calpionellids), Kapur (Globotruncana) dan Paleo-Eosen merupakan pergerakan samudera atau tahap passive margin lempeng kecil Buru-Seram yang sangat terpencil.Meluasnya lipatan dan sesar naik Eosen dan batuan tua, dengan pembentukan 'Salas Blok Clay’ olistostome atau melange, menunjukkan peristiwa tumbukan besar, tetapi secara pasti umur ini masih belum pasti. Hal ini mungkin terkait dengan ofiolit obduction di S / SW sisi Seram, yang memiliki permulaan Miosen Akhir dari keingintahuan umur (sekitar 8 Ma,. Linthout et al 1996). (Gambar 3).Lipatan dan sesar naik singkapan di Seram bersambung ke selatan Seram hingga 100 km lepas pantai (Teas et al. 2009), di mana terlihat seperti kelanjutan ekresi kompleks dari Banda Arc. Foldbelt ini umumnya dijelaskan hanya sebagai zona muda dalam 'Birds Head' bagian dari tepi benua Australia antara Misool dan Kepulauan Seram (Granath et al. 2011), namun lebar sabuk ini membutuhkan 100km perpendekan.Pulau Seram merupakan bagian dari Banda Arc Outer membentuk busur nonvulkanik, sabuk metamorf, dan terranes acretionary (Gambar 4). Daerah ini, kelanjutan dari Timor, yang sebelumnya terletak di zona tumbukan antara Benua Australia dan zona subduksi Banda, di mana barat-utara margin dari Australia bergerak menuju zona subduksi Banda. Barat-utara margin Australia sendiri dihasilkan karena pecahnya dari Gondwana lahan selama Jurassic (Powel, 1976; Veevers, 1982). Banda zona subduksi yang dihasilkan dari kerak samudera subduksi di bawah Volcanic Arc Banda yang terletak di sebelah utara Australia, selama waktu Eosen (Hartono, 1990). Untuk menyesuaikan bagian stratigrafi Seram (Gambar 5) ke dalam konteks daerah itu dibandingkan dengan Browse Basin di sepanjang Australia NW Shelf.

METODOLOGI

Paper ini didasarkan pada studi literatur dengan perusahaan minyak di Indonesia Timur serta dari beberapa sumber media internet. Studi literatur lebih mengacu kepada hasil penelitian sbelumnya terutama terkait dengan tektono-stratigrafi dari wilayah Indonesia Timur.

ANALISIS DAN HASIL

Dari hasil berupa data struktur geologi dan stratigrafi yang berperan dalam Cekungan Seram untuk mendapat potensi hidrokarbon dibuat suatu Petroleum System yaitu sebagai berikut:Source RockPotensi untuk hidrokarbon terutama dikendalikan oleh adanya batuan induk (source rock). Tanpa pengisian sistem dari batuan induk ke reservoir dalam perangkap, sistem petroleum tidak akan bekerja dengan baik, kecuali ada sistem pengisian lainnya dari cekungan lain di dekatnya. Batuan induk pra-Tersier tersebar luas di Timur Indonesia namun akumulasi batuan sumber signifikan terutama terbatas pada tiga periode, yaitu, Permian, Trias Akhir dan periode Jurassic Awal-Tengah. Terbukti batuan induk Tersier diidentifikasi di daerah terlarang di Indonesia Timur, namun telah terbukti menjadi produsen hidrokarbon produktif. Batuan sumber Paleozoic-Mesozoikum sebagian besar berasal dari infra-keretakan, sedangkan batuan Tersier sumber terkait dengan sedimen syn-orogeny. Reservoir rockBatuan Reservoir berumur Mesozoikum dan Tersier. Mesozoikum Reservoir tersusun atas batu pasir dan batuan karbonat, sedangkan batu Tersier terdiri dari batugamping dan batupasir Miosen serta batupasir Pliosen. Geometri batugamping terutama adalah berupa platform dan pengangkatan. Porositas adalah tipe sekunder karena adanya dissolution dan cracking .Trap dan SealPerangkap di Seram Basin dikontrol terutama oleh struktural yang meliputi sesar naik dan normal, sedangkan adanya minoritas perangkap stratigrafi berupa pengangkatan karbonat. Untuk seal rock, sistem petroleum di Indonesia Timur sebagian besar dipengaruhi oleh margin shale pasif dan syn-orogensis. Jenis batu ini biasanya disimpan

dalam lingkungan pengendapan yang luas dan karena itu dapat bertindak sebagai seal rock.Dari penjelasan diatas mengenai Cekungan Seram dapat dijadikan juga korelasi karakteristik litologi sumur-sumur lapangan yang berada di Indonesia Timur.

DISKUSI

Dari model sederhana tektonik dan penampang melintang yang telah disajikan menunjukkan bahwa margin Seram telah mengalami pemendekan lebih dari 100 km dengan pemendekan keseluruhan 50% (gambar 2). Sebagai bagian kira-kira tegak lurus terhadap margin dan kompresi tersebut disimpulkan telah sangat miring (transpression sinistral) pemendekan sebenarnya mungkin jauh lebih besar. Banyak pemendekan itu disimpulkan telah diambil oleh overthrusting dari prisma akresi, tapi juga ada pemendekan besar dari sedimen tepi benua, seperti yang ditunjukkan oleh stack antiformal di Manusela Beds dan terjadi sesar naik dari Nief Beds ke Atas timur laut Seram.Di daerah Oseil dan East Nief, porositas Manusela reservoir karbonat dominan terjadinya rekahan. Model struktural-tektonik menunjukkan dua arah yang berbeda dari dorongan, yang akan memiliki bantalan pada orientasi patah tulang dalam karbonat Manusela. Awal Pliosen terdorong menuju 070 ° + / -10 ° dan terjai rekahan terbuka pada saat itu cenderung telah sejajar dengan arah ini. Pada Pliosen Akhir terdorong hingga menuju 040 ° dalam karbonat Manusela, dan rekahan terbuka kemungkinan akan paralel dalam orientasi yang sama. Namun, evaluasi dari medan tegangan melalui waktu yang dibutuhkan untuk memprediksi jarak, intensitas dan lebar rekahan.Ladang minyak Oseil dan Bula, dan merembes hingga sepanjang Nief Gorge, dengan trend 040 °, menunjukkan akhir Triassic ke sistem sumber Jurassic awal. Model struktural menunjukkan burial Pleistosen cepat dan pemanasan dengan overthrusting, sehingga sistem aktif saat ini. Dalam hal hidrokarbon, bisa dimungkinan lebih dari adanya sistem Manusela Carbonate sendiri tetapi ada juga dari Upper Nief duplexes dan perangkap struktural stratigrafi berada di batupasir reservoir Jurassic Tengah.

Membandingkan Seram dengan Timor, sementara ada kesamaan tektonik luas karena posisi mereka di sekitar Arc Banda, ada perbedaan struktural dan stratigrafi. Seram terhampar sepanjang margin utara Laut proto-Banda, ada kemungkinan bahwa keduanya menerima lebih sedimen Trias dari margin Timor karena awal sampai pertengahan Triassic terjadi pengangkatan dan erosi di Papua Nugini. Dalam model yang disajikan disini, ini akan menyebabkan terjadinya prisma akresi besar untuk Overthrust Seram, tapi sedikit untuk Timor. Selain itu, terjadi kolisi di Seram dengan highly oblique, sementara itu di Timor lebih orthogonal. Ini mungkin telah menyebabkan lebih banyaknya rekahan di Seram, namun potensi karbonat di Timor mungkin telah kurang akibat tertimbun.Masalah jelas dengan semua model dan hipotesis yang disajikan di atas adalah kurangnya data umum di wilayah Banda Arc dengan untuk menguji ide-ide diatas. Diharapkan, eksplorasi selanjutanya dapat melengakapi data-data yang belom terlingkapi untuk mencapai kebutuhan energi Indonesia yang baik.

KESIMPULAN

1. Cekungan Seram dikontrol oleh kehadiran adanya evolusi dari NW Shelf Australia sejak Paleozoic hingga Tersier. Hal tersebut adalah hasil kompresi akibat dari subduksi- kolisi dari lempeng Australia dengan sejumlah besar mikrokontinen yang dianggap sebagai afinitas Australia.

2. Stratigrafi yang berperan dalam Cekungan Seram ini didominasi oleh pengendepan

sedimen laut dangkal berupa batuan karbonat dengan batuan sedimen silisiklastik.

3. Dengan adanya karakteristik litologi batuan karbonat (limestone) pada source rocknya berupa rekahan-rekahan berpotensi untuk bermigrasinya dengan baik hidrokarbon menuju ke reservoir dengan litologi berupa batugamping.

4. Potensi Hidrokarbon di Cekungan Seram berasal dari sedimen silisiklastik paleozoikum atau akhir tesier berupa batuan laut dalam dengan kandungan potensi sebesar 3800BOPD minyak dan 4BBOE cadangan gas.

DAFTAR PUSTAKA

S.Surjono, Sugeng ; Wijayanti D.K, Herning. Tectono-Stratigraphic Framework of Eastern Indonesia and Its Implication to Petroleum System. Teknik Geologi UGM. September 2011.[online] http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=petroleum%20system%20indonesia%20seram%20basin&source=web&cd=1&cad=rja&ved=0CDIQFjAA&url=http%3A%2F%2Fwww.pesa.com.au%2Faapg%2Faapgconference%2Fpdfs%2Fabstracts%2Fwed%2FPetroleumSystemsIndonesia1.pdf&ei=eNf7UeqjGM_OrQfjioBI&usg=AFQjCNEsD-7u38_ln7IFSl0JK_w5H77Odg&bvm=bv.50165853,d.bmk[online]http://www.iagi.or.id/fosi/berita-sedimentologi-no-23-halmahera-seram-banda-northern-papua.html

Tabel 1. Karakteristik petroleum system sebagian cekungan di Indonesia Timur (Surjono S. Sugeng dkk, 2011)

AREAFIELD RESERVOIR SOURCE ROCK SEAL

TRAPAGE FM. LITH. AGE FM LITH. AGE FM. LITH.

BINTUNI

WiriagarM

id.JurassicK

embelangan

Group

SandstonePermian

Jurassic

Ainim

Yefbie

Carbonaceousshale & coal shale & coal

Late Jurassic

UpperK

embelangan

Claystone and shale

anticlineVorwata pinchoutOfaweri Pop-up Roabiba anticline

SALAWATIKlamono Miocene

MioceneKais

KlasefetLimestoneLimestone Early

PlioceneKlasaman Shale

MioceneMiocene

KaisKlasefet

Intraformati

onalShale

Thrust anticline

WalioKasim

SERAM OseilEarly-Mid.

Jurassic Manusela LimestoneTriassicJurassic

KanikehManusela

Calc.shaleCarbonate

Late Jurassic

Kola ShaleThrust

anticline

BANGGAI Tiaka JurassicEarly

MioceneLate

Miocene

BobongTomori

Mtindok

SandstoneLimestoneSandstone

JurassicEarly.

Miocene

BuyaSalodik

Marine shaleShale &

carbonateLate

MioceneMatindok Marine

shaleThrust

TIMORAbadi Mid. Plover Sandstone Early. Plover eq. Marine shale Early Echuca shale Normal FaultBayu-Undan

Mid.Jurassic

ElangPlover

SandstoneSandstone

Mid.Jurassi

c

ElangPlover

SandstoneSandstone Early

CretaceousEchuca Shoals

shale

Gambar 1. Peta Geologi Pulau Seram (Rutten 1929; from Rutten and Hotz, 1920)

Gambar 2. Kenampakan peta bawah pemukaan Pulau Seram

Gambar 3. N-S cross-sections through NW Seram, showing N-directed folding and thrusting of metamorphics-granite complex over folded Mesozoic sediments (mainly Triassic) (Rutten and Hotz,1920)

Figure 4. penampang eksagrasi vertikal Cekungan Seram, x ~2.5.

Gambar 5. Penampang simpel stratigarfi Seram (courtesy of Kufpec Indonesia) Limited.

Potensi Hidrokarbon Cekungan Seram