.

UAS ANALISIS CEKUNGANANALISIS CEKUNGAN TARAKAN, KALIMANTAN TIMUR

6/16/2014

DWI RIZKY R270110110073Geologi - C

REGIONAL GEOLOGY

Tarakan basin merupakan suatu cekungan sedimen tersier yang memiliki batas-

batas sebagai berikut; disebelah barat dibatasi oleh cretaceous mélange Kalimantan

Tengah, disebelah utara oleh hinges on the Sempura dan Semenanjung Dent,

disebelah selatan dibatasi oleh Semenanjung Mangkalihat yang merupakan pembatas

antara TarakanBasin dengan Kutei Basin, disebelah timur kemungkinan dibatasi oleh

continental arch uplift tua.

Berdasarkan depocentresnya, N.E Kalimantan Basin dibagi menjadi empat Sub-

cekungan, yaitu:

1. Sub-cekungan Muara

2. Sub-cekungan Berau

3. Sub-cekungan Tarakan

4. Sub-cekungan Tidung

Sub-cekungan Muara yang berarah Baratlaut-Tenggara dibatasi di sebelah

Baratdaya oleh coast parallel wrench fault zone sepanjang pantai utara Mangkalihat

Peninsula pada . Di bagian Timurlaut dibatasi oleh wrench fault zone yang lain yang

menyebabkan terbentuknya Kepulauan Maratua.

Struktur-struktur minor terjadi pada Miosen Tengah sampai Recent post rift. Eocene rift

section kemungkinan mengandung batuan induk. Batuan reservoir pada sub-cekungan

Muara pada umumnya adalah batuan karbonat.

Sub Cekungan Berau dibatasi pada bagian Utara dan Selatan oleh singkapan

pratersier. Batas Selatan adalah Suikerbrood Ridge. Batas antara sub-cekungan

Tarakan dan Sub-cekungan Berau adalah berdasarkan penipisan Formasi Tarakan

yang berumur Pliosen.

Sub-cekungan Tidung terpisah dari sub-cekungan Tarakan oleh carbonate

flatform yang ditandai oleh penipisan Formasi Tarakan. Sub-basin Tidung terdiri dari

berbagai lipatan antiklin berarah Baratlaut. Sesar naik juga terjadi sepanjang pantai.

Pada bagian Utara dibatasi oleh Sempora Fault Zone yang menunjukan arah

pergerakan sinistaral transform.

TEKTONIK

Pada Eosen tengah sampai Miosen awal Cekungan Tarakan mulai terbentuk

bersama-sama pembentukan laut Sulawesi oleh pemekaran bagian Utara dan Barat

Sulawesi dari Kalimantan Timur (Hamilton,1979). Pemekaran dan penenggelaman

dimulai selama Eosen tengah sampai Eosen akhir dan berhenti pada awal Miosen

bagian akhir (Burollet and Salle,1981; Situmorang, 1982, 1983). Tahap tektonik

ekstensional ini membuka cekungan Tarakan ke sebelah Timur sebagaimana dicirikan

oleh predominance of enechelon block faulting yang mengarah ke Timur. Pembukaan

laut Sulawesi diyakini mempunyai kesebandingan episode tektonik dengan pembukaan

Laut Cina Selatan.

Gambar 1

Peta Lokasi Cekungan Tarakan

Pada Miosen tengah sampai Pliosen, cekungan Tarakan lebih stabil dari gaya-

gaya tektonik dengan sedimentasi deltaik dari arah barat sepanjang sistem darainasi.

Selama tahap ini, kombinasi subsidence dan listric fault membentuk ruang untuk

sedimentasi deltaik. Ruang tampung untuk peningkatan volume sedimen deltaic

terbentuk ketika periode Miosen Tengah sampai pliosen karena kombinasi cekungan

subsiden dan gravity induced listric faulting. Productive dip oriented arches terbentuk

selama Periode Pliosen Atas sampai Resen oleh transpression pada wrench fault yang

memotong Makasar Strait.

Pliosen-Resen merupakan tahap akhir tektonik dimana terjadi pengaktifan kembali

pergerakan transform sepanjang wrench fault yang memotong Makasar strait dimulai

dari Pliosen atas dan berlanjut sampai sekarang.

STRUCTURAL STYLES

Tiga zona dekstral wrench fault dan beberapa lainnya yang berskala kecil

ditemukan di cekungan Tarakan. Sempora fault zone adalah zona sesar naik paling

Utara. Zona ini membagi volkanik semenanjung Sempora dari sedimen Pulau Sebatik

Neogen. Selanjutnya zona ini merupakan batas antara sedimen kapur pada bagian

Utara dan sedimen Neogen pada bagian Selatan. Maratua Fault Zone hadir sebagai

complex transpersional zone. Zona ini membentuk batas antara Tarakan dan Muara

sub-basin. Major wrench fault ketiga terbentuk pada batas sub-cekungan Muara bagian

Selatan, sepanjang pantai Utara Semenanjung Mangkahilat. Sesar ini memperlihatkan

ekstension Palu-Kuro fault di Sulawesi.

Gambar 2

Peta Struktur Geologi Cekungan Tarakan

Lima Busur Utama mendominasi wilayah Barat, busur-busur tersebut dinamakan

dari Utara ke Selatan adalah busur Sebatik, Ahus, Bunyu, Tarakan dan Latih. Busur-

busur itu adalah plunging flexures Tenggara yang dibentuk oleh transpersi Timurlaut-

Baratdaya dan berarah Utara-Baratlaut-Selatan-Tenggara, berubah menjadi Baratlaut-

Tenggara. Intensitas perlipatan meningkat ke sebelah Utara dimana busur memberi

jalan untuk terlipat kuat pada daerah darat. Busur Latih dan antiklin minor terbentuk

pada bagian Selatan cekungan Tarakan. Antiklin-antiklin tersebut berarah Baratlaut-

Tenggara. Antiklin tersebut telah dibor dan memperlihatkan indikasi minyak dan gas

dari batupasir turbidit.

Gambar 3

Kolom Stratigrafi

STRATIGRAPHY

Endapan Pra-Tersier biasanya disebut sebagai Formasi Danau yang terdiri dari

batuan yang terkena tektonik sangat kuat dan termetamorfismekan. Stratigrafi berumur

Tersier dan Kuarter dari TarakanBasin dipaparkan seperti berikut ini berurutan dari tua

ke muda:

Formasi Sujau

Sedimen berumur Late Eocene dapat diwakili oleh Formasi Sujau yang

diendapkan secara tidak selaras diatas formasi lainnya yang lebih tua (Danau atau

Sembakung). Terdiri atas klastika kasar (konglomerat, batupasir dan volkanik) yang

terlipatkan secara kuat. Batubara, interkalasi batugamping tipis dan marl banyak

terdapat pada formasi ini. Pada bawah permukaan, Sujau memiliki ketebalan yang

mencapai 300 m di Bunyut-1 dan 450 m di Kapal-1 yang mengandung batupasir

dengan ketebalan lebih dari 80 m (PERTAMINA – BEICIP, 1983). Foraminifera

planktonik terdapat pada bagian atas dari sekuen yang mengindikasikan umur Late

Eocene.

Formasi Seilor dan Formasi Mangkabua

Formasi Selior secara dominan disusun oleh micritic limestone dan diendapkan

secara selaras diatas Formasi Sujau. Berbentuk sebagai carbonate platform yang

tersebar secara merata di TarakanBasin. Sacara lokal, batugamping Selior adalah

dolomit, khususnya dimana kontak dengan sedimen diatasnya adalah kontak erosional.

Kehadiran dari Nummulites, Eulepidina dan Lepidocyclina secara jelas mengindikasikan

umur Early Oligocene. Ketebalan dari batugamping bervariasi antara 100 – 500 m.

Keterdapatan dari Nummulites fichteli (Marks, 1957) di Formasi Mangkubuan

mengindikasikan umur Oligocene . sebagian besar dari Formasi Mangkubuan telah

tererosi sebagai akibat dari uplift yang terjadi pada Oligocene akhir.

Formasi Tempilan

Formasi Tempilan terdiri dari lapisan tipis batupasir, tuff, shale dan batubara

yang telah mengalami alterasi. Diendapkan secara tidak selaras diatas formasi yang

lebih tua. Terdapat secara lokal dibatas barat cekungan. Foraminifera besar yang

terdapat pada formasi ini mengindikasikan umur Late Oligocene. Ketebalan yang

dilaporkan pada saat pengeboran adalah 45 m di Fanny-1 sampai 270 m di Barat-1

(PERTAMINA – BEICIP, 1983). Persebaran dari Formasi Tempilan belum diketahui

secara pasti. Kemungkinannya adalah Formasi ini hanya terakumulasi pada depresi

lokal atau graben.

Formasi Tabalar

Formasi Tabalar terdiri dari batugamping yang merepresentasikan platforn

carbonate sequence dengan pertumbuhan reef secara lokal. Didominasi oleh

kandungan micritic limestone yang berumur Latest Oligocene – Early Miocene dan

tersebar secara merata pada wilayah onshore maupun nearshore. Diendapkan secara

selaras diatas Formasi Tempilan dan secara lokal diendapkan secara tidak selaras

diatas Formasi Seilor (sumur Segitiga-1 dan singkapan di Sungai Tabalar). Ketebalan

pada sumur Segitiga-1 adalah 800 m. Batugamping ini menipis hingga kurang dari 150

m kearah utara pada Tarakan Subbasin (PERTAMINA – BEICIP, 1983). Sekuen ini

kaya akan foraminifera yang mengindikasikan lingkungan laut terbuka.

Formasi Birang/Naintupo

Batugamping Talabar secara bergradasi berubah kearah atas menjadi shales

dan marl dan lapisan batugamping fasies laut terbuka yang kaya akan foraminifera

planktonik. Sekuen tersebut secara luas tersebar dan disebut sebagai Formasi Birang

(Wesch, 1936 dan Swemlw, 1940) pada bagian selatan cekungan. Sekuen yang sama

yang terdapat diutara disebut sebagai Formasi Naintupo (Leopold, 1928). Mesalai Marl

yang sama dengan Formasi Talabar sangat sulit dibedakan dengan formasi ini.

Kehadiran dari foraminifera planktonik di Bunyut-1 dengan jelas mengindikasikan umur

diatas zona N.9 atau bahkan N.10. ketebalan dari Formasi Birang/Naintupo bervariasi

antara 200-400 m akan tetapi di Tarakan Subbasin meningkat menjadi 600 – 800 m

(PERTAMINA – BEICIP, 1983).

Formasi Latih/Meliat

Formasi Latih diketahui dengan baik dari singkapan di Berau Subbasin. Terdiri

dari 900 – 1100 m batupasir kasar berstruktur cross bedding, carbonaceous shale, dan

batugamping tipis. Kandungan foraminifera besar pada formasi ini menunjukan umur

Middle Miocene. Formasi ini diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Birang

dan kemungkinan diendapkan pada lingkungan deltaik. Disebelah timur, secara cepat

berubah menjadi fasies marine. Litologic unit yang sama di Tidung dan Tarakan

Subbasin disebut sebagai Formasi Meliat. Ketebalannya antara 250 – 700 m. Formasi

ini terdiri dari batupasir kasar, shale dan batubara dari fasies delta.

Formasi Menumbar

Formasi Menumbar merupakan calcareous mudstone, marl dan batugamping di

Muara Subbasin. Nama ini diperkenalkan oleh Buchan dkk. Pada 1971 untuk

mengindikasikan endapan marine berumur Middle sampai Late Miocene di area

Mangkalihat dan di bagian selatan Muara Subbasin. Pada Sub-cekungan ini, sediment

diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Birang. Formasi ini sulit dibedakan satu

sama lainnya dikarenakan oleh kemiripan litologinya. Pada Berau Subbasin, formasi ini

diendapkan secara selaras diatas Formasi Latih. Banyak dari bagian Menumbar yang

hilang karena erosi yang terjadi pada tektonik Late Miocene.pada bagian timur laut dari

Tarakan Subbasin, Menumbar bagian bawah meluas sebagai lapisan tebal

batugamping yang sama dengan Formasi Tabul.

Formasi Tabul dan Santul

Nama Tabulk pertama kali digunakan oleh Leopold pada 1928 untuk sekuen

berumur Middle – Late Miocene yang ditemukan di singkapan sebelah utara Formasi

Tidung. Formasi Tabul terdiri dari batupasir, silt, dan shale interbed dan secara lokal

terdapat di Tarakan dan bagian dari Tidung Subbasin. Pada area Mandul, memiliki

ketebalan 1500 m dan bertambah kearah timur. Secara regional, Formasi Tabul

terbentuk sebagai kompleks delta yang berprogradasi kearah timur dan diendapkan

secara selaras diatas Formasi Meliat.

Formasi Santul digunakan oleh beberapa operator terutama pada Tarakan

Subbasin untuk mengidentifikasikan batupasir, shale dan batubara interbedded yang

berumur Late Miocene yang merupakan endapan delta front – delta plain.

Formasi Sajau/Tarakan

Formasi Sajau/Tarakan tersusun atas pasir, shale dan batubara interbed yang

merupakan sistem delta berumur Pliocene. Formasi ini utamanya terbentuk pada

Tidung Subbasin dan bagian barat dari Tarakan Subbasin dan diendapkan sebagai

delta front – delta plain sediment. Kearah timur secara gradual berubah menjadi fasies

shale dan batugamping dari prodelta atau lingkungan marine. Formasi ini diendapkan

secara tidak selaras diatas formasi sebelumnya. Endapan volkanik yang dikenal

dengan nama Tuff Sijin secara lokal terdapat dibawah Formasi Sajau dan berumur early

Late Miocene. Tuff ini berasal dari aktivitas volkanik yang terjadi pada saat uplift yang

terjadi pada Late Miocene.

Formasi Domaring

Pada Berau Subbasin, bagian barat dari area Mangkalihat, fasies carbonate

platform mendominasi pada Pliocene. Secara bergradasi kearah timur menjadi outer

neritic marl dan shales. Domaring diendapkan secara tidak selaras diatas formasi

sebelumnya terutama di batas barat cekungan dan di onshore. Sedangkan di offshore

kontaknya adalah selaras.

Formasi Bunyu dan Waru

Formasi Bunyu ditemukan pada Tarakan Subbasin. Terdiri atas pasir, shale dan

lignite interbed. Diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Tarakan. Formasi

Bunyu diendapkan pada trangresi Pleistocene dan memperlihatkan lingkungan delta

plain sampai fluviatil. Pada Muara dan Berau Subbasin dan area Mangkalihat unit yang

sama diendapkan pada kondisi laut dangkal yang dikenal dengan nama Formasi Waru.

Gambar 4

Penampang melintang Cekungan Tarakan

DEPOSITIONAL CYCLES

Diatas basement dari TarakanBasin, Late Eocene dan sedimen muda lain yang

diendapkan dapat dikelompokan kedalam beberapa siklus sebagai berikut:

1. Late Eocene – Late Oligocene Depositional cycle

Peneplanation yang luas dan transgresi regional mengikuti uplift yang terjadi pada

Middle Eocene di N.E. Kalimantan. Graben secara cepat terisi dan siklus pertama

dimulai dengan terbentuknya Formasi Sujau secara tidak selaras diatas Formasi

Sembakung atau basement Pra Tersier. Diatasnya diendapkan Formasi Seilor yang

merupakan carbonate platform. Sedimentasi karbonat menjadi dominan selama

Early Oligocene. Transgresi laut memutuskan siklus pertama dengan

diendapkannya Mangkabua Marl secara selaras diatas Seilor Limestone.

Tektonik event yang sangat penting terjadi pada Late Oligocene. Batas barat

cekungan (Tinggian Tengah Kalimantan) terangkat pada masa ini ditemani oleh

vulkanisme berumur 26 MYBP.

2. Latest Oligocene – Early Middle Miocene Depositional Cycle

Siklus ini dimulai dengan pengendapan Formasi Tempilan. Setelah itu,

peneplanation yang meluas dan transgresi regional terjadi dan ditemani oleh

pengendapan dari Formasi Tabalar pada platform facies. Kesebelah timur, Tabalar

Limestone secara berangsur berubah menjadi facies laut terbuka. Formasi Birang

dan Naintupo terbentuk. Siklus kedua terhenti oleh fase dimana terjadi uplift dari

batas cekungan dan terjadinya vulkanisme. Vulkanisme event ini terjadi pada 16,2 –

17,5 MYBP yang terdeteksi pada sumur Bangkudulis.

3. Middle – Late Miocene Depositional Cycle

Walaupun Late Oligocene merupakan saat dari diatrofisme yang sangat penting,

perubahan sejarah sedimentasi terdapat pada early Middle Miocene. Pada saat ini,

uplift terjadi kembali di batas cekungan barat menyediakan endapan klastik baru

dalam bentuk dalta yang berprogradasi dari barat ke timur.

Diatas Formasi Birang dan Naintupo diendapkan tidak selaras diatas Formasi Latih

dan Formasi Meliat disebelah barat dan sebelah utara cekungan. Formasi Latih

diendapkan pada lingkungan laut dangkal sampai deltaik. Lingkungan pengendapan

dari Formasi Meliat pada bagian atas Tidung Subbasin juga laut dangkal sampai

deltaik. Bergerak kearah timur, Tarakan Subbasin, berubah menjadi endapan laut

dalam sampai prodelta.

Berlanjut pada sedimentasi delta yang berprogradasi kearah timur pada early Late

Miocene berkembang pada Tarakan Subbasin. Sedimen delta front sampai deltaic

plain pada bagian teratas Formasi Tabul disebut Santul Sandstone oleh DEMINEX.

Semua proses sedimentasi pada area ini terhenti oleh uplift yang terjadi pada Late

Miocene.

4. Pliocene Depositional Cycle

Uplift yang terjadi pada batas barat cekungan pada Early Pliocene, memberikan

sumber baru untuk sedimentasi deltaik Formasi Sajau/Tarakan pada wilayah timur

TarakanBasin. Wilayah selatan relatif lebih stabil, dan shelf limestone yang disebut

sebagai Formasi Domaring diendapkan diatas Semenanjung Mangkalihat, Muara

dan Berau Subbasin. Batupasir, clay dan lapisan tipis batubara yang terdapat diatas

Domaring mengindikasikan influx dari material terrigenous kedalam wilayah selama

Pliocene akhir.

5. Quarternary Depositional Cycle

Siklus termuda ini berawal pada Pliocene/Pleistocene terus berlangsung sampai

sekarang. Sedimen dari siklus ini diendapkan setelah terjadinya marine onlap

secara umum yang tercatat pada 2,8 MYBP (Vail,1977) yang diakibatkan oleh

peningkatan muka air laut global. Transgresi ini memaksakan perubahan dari delta

Pliocene kembali lagi mendekati garis pantai yang sekarang. Formasi Bunyu

diendapkan pada bagian atas deltaic plain sampai lingkungan flivial, pada daerah

yang bebas dari pengaruh delta, limestone dan marl terakumulasikan sebagai

Formasi Waru.

Petroleum System

Reservoir

Sub-cekungan Muara terdapat pada Delta Berau terisi oleh sedimen yang secara

umum terdiri atas karbonat berumur Oligocene – Recent yang berada diatas basement

volkanik dan sediment rift yang berumur Eocene. Data kualitas reservoir pada beberapa

sumur yang terdapat di Sub-cekungan Muara dan Berau dirasa kurang mencukupi.

Properties reservoir yang buruk jarang terdapat pada Formasi Domaring. Segitiga-1 dan

Tabalar-1 yang menembuh formasi ini menemukan terumbu yang memiliki arah yang

sejajar dengan Mangkalihat Peninsula.

Formasi Tabalar juga merupakan reservoir yang terdapat pada bagian selatan

cekungan. Platform ini mengandung fasies terumbu yang memperlihatkan porositas

12% di sumur Tabalar-1 dan 22% di sumur Karang Besar-1. ketebalan dari Formasi

Tabalar berkisar antara 1200 m pada segitiga-1. pinnacle reef mungkin terdapat dengan

karakteristik reservoir yang bagus. Reservoir tambahan mungkin terdapat disepanjang

sayap dari Maratua Basement high dalam bentuk carbonate talus dan endapan

turbidite.

Pada Sub-cekungan Berau, Formasi Tabalar memiliki kekerasan yang tinggi

(tight) dan memiliki ketebalan yang terbatas pada sumur yang terdapat di daratan.

Lapisan klastika berumur Eocene – Oligocene ditemukan pada sumur Latih-1. 80 m

interval batupasir terdapat pada sumur NW Berau-1 dan Bunyut-1. interval ini memiliki

flow rate air yang baik dengan jejak gas. Pasirnya bercampur dengan volkanik dibagian

barat.

Beberapa lapisan batupasir Formasi Latih dengan properties reservoir yang baik

terdapat pada sumur Bunyut-1 dan Sajau-1. formasi ini tererosi secara total atau

sebagian kearah darat. Formasi Latih diasumsikan memiliki persentase batupasir yang

baik kearah timur dan selatan pada bagian darat untuk menyusun karakteristik reservoir

yang menarik.

Sedimen pengisi sub-cekungan pada onshore pada umumnya mengandung

endapan sedimen Eosen sampai Miosen yang mengendap pada saat kenaikan muka

air laut. Serpih homogen dan batulempung bergradasi ke atas menjadi Marl dan

karbonat. Singkapannya merupakan lipatan berarah Utara-Selatan pada sub-cekungan

Berau dan merupakan rangkaian yang terlipat kuat.

Pada sub-cekungan Tidung, objek utamanya adalah klastika Formasi Tabul yang

berumur Miosen akhir. Lapangan sembakung adalah lapangan yang memproduksi

minyak yang berasal dari reservoir formasi Tabul. Lapangan ini memiliki 6 sumur yang

berproduksi 2000-2500 BOPD.

Batupasir prodelta Formasi Tabul yang diendapkan pada saat sea level

lowstand, merupakan reservoar potensial kedua yang terletak pada Cekungan Tarakan

lepas pantai. Sumur Vanda-1 memberi data bahwa reservoir batupasir Miosen yang

berpotensi terletak jauh di bawah cekungan, hasil analisis juga menyebutkan bahwa

batuan reservoir ini memiliki porositas yang besar.

Pada bagian Utara Cekungan Tarakan, pasokan sedimen klastik terbatas

sehingga memberi peluang untuk berkembangnya karbonat dengan perkembangan

yang terisolasi.

Pada sistem pengendapan delta, kemenerusan reservoir kurang bagus pada

lingkungan delta plain dimana shale dan lapisan batubara terpotong oleh channel yang

diisi oleh batupasir ataupun shale. Kemenerusan reservoir harus lebih besar pada

distributary channel, river mouth bar dan innerfringe environtment pada sistem delta

(persentasi batupasir meningkat antara 10% - 40%). Ketebalan maksimum reservoir

batupasirkira-kira 25 – 30 meter.

Traps

Pada selatan Cekungan Terakan terdapat beberapa stratigrafi dan structural

traps yang potensial. Stratigrafic trap termasuk reefal build up formasi Domaring.

Pinnacle reef terdapat pada sepanjang punggungan struktur pada ujung paparan.

Fasies reefal yang lain, Tabalar dan Seilor karbonat terdapat pada basement high atau

discrte ridges terkurung. Fasies-fasies tersebut terperangkap oleh serpih Formasi

Birang.

Pembajian geometri stratigrafi trap ditemukan pada batupasir deltaik Formasi

Latih. Jenis perangkap ini berada pada sayap struktur atau sepanjang ketidakselarasan.

Onlap dan pinch-out trap kemungkinan terdapat pada Formasi Sujau yang berumur

Eocene.

Struktur antiklin pada bagian utara dan baran pada sumur Segitiga-1 (Berau

River Delta) pada umumnya wrenching. Kenampakan struktural sistem kompresional

pada bagian barat dan tensional pada bagian timur dan pengaruh tektonik pada

sedimen dispersalberpengaruh terhadap mekanisme pemerangkapan pada cekungan

tarakan bagian utara. Cekungan ini mempunyai kombinasi kompleks busur-busur utama

yang bersifat kompresional sehingga menyebabkan akumulasi hydrocarbon pada

lapangan Sembakung.

Roll-over berasosiasi dengan antiklin terdapat pada Formasi Bunyu dan Tarakan.

Bidang sesar mempunyai dip yang memiliki arah timur. Blok sesar yang menjadi

perangkap dibnetuk pada bagian atas sesar tersebut. Shale diapir pada bagian timur

juga menghasilkan trap bersama-sama dengan antiklin roll-over. Karbonat trap terjadi

juga sebagai trap campuran pada bagian atas sesar atau pada reefal fasies pada ujung

punggungan.

Seal

Pada Sub-cekungan bagian selatan, batu lempung laut Formasi Birang

(Oligocene) merupakan seal yang efektif bagi karbonat Tabalar. Formasi Menumbar

membentuk potensial seal untuk Miocene ref yang berlokasi kearah batas cekungan.

Karbonat Domaring ditutup oleh Formasi Waru yang berumur Pleistocene. Lateral seal

yang mungkin pada daerah ini adalah sealing fault, perubahan fasies atau perbedaan

diagenesa batugamping. Fasies batulempung delta plain Cekungan Tarakan, marine,

prodelta dan delta plain dapat membentuk seal.

Source Rock

Source rock yang teridentifikasi pada cekungan Tarakan bagian utara

mengandung batubara dan siltstone yang merupakan Formasi Meliat (Middle Miocene)

dan Formasi Lower Tabul (Late Miocene). Dari data geokimia yang didapat,

diperkirakan source rock yang menghasilkan minyak bumi di Cekungan Tarakan

memiliki lingkungan lacustrine, coastal plain, dan deltaic. Batubara umumnya batubara

ringan yang mengandung inertinite dan 45% mengandung bahan-bahan kutikula dan

vitrinite yang biasanya subordinat dan memiliki potensi untuk menghasilkan

hydrocarbon.batubara yang berasal dari lingkungan coastal plain dan deltaic adalah

source roct yang terkaya dengan kadar TOC sekitar 10 – 70%. Inertinite juga

ditemukan pada siltstone dan berasosiasi dengan batubara. Minyak bumi yang

dihasilkan memiliki gravity yang rendah (20 – 400 API) dan merupakan asphaltic crude

(Beicip. 1985).

Data Pyrolysis GC dan geokimia mengindikasikan bahwa source rock memiliki

bentangan antara tipe II/III atau IV (Juata-IV, Pamusian, Mengatal, dan Bunyu-II/III)

sampai tipe I/II (Sembakung, Bunyu Tapa, Bangkudulis dan Vanda-I). Source rock

ternyata lebih kompleks dan memiliki lingkungan pengendapan yang lebih bervariasi

dari yang diperkirakan. Berdasarkan atas kehadiran dari hydrocarbon charge source

rock yang terbukti menyebar, terhitung dari Bangkudulis di barat sampai Vanda-1 110

km ke arah timur dan antara Sembakung di utara sampai Muara Makapan-1 105 km ke

arah selatan.

Di selatan (Sub-cekungan Muara), minyak dan gas tampak pada sumur

eksplorasi yang mengindikasikan bahwa fasies sumber (source facies) yang berpotensi

terdapat pada cekungan. Source rock interval yangterdapat pada sub-basin ini

kemungkin Formasi Malio (Eocene) dan Formasi Birang (Oligo-Miocene). Formasi Malio

mengandung mudstone yang kaya akan fossil dengan sedikit kandungan karbonat.

Planktonik shale dan marl fasies marine dominan pada formasi ini.

Petroleoum Generation and Migration

Cekungan ini memiliki gradien geothermal yang bervariasi yakni antara

2,60C/100m sampai diatas 3,50C/100m pada utara-barat dan pada Pulau Bunyu. Pada

semua sumur, batubara dan shale Karbonan yang berumur Pleistocene dan Pliocene

adalah immature sampai early mature (max. Ro biasanya 0,5 kadang-kadang mencapai

0,6 lebih) kecuali pada base Mamburungan-1 (3065m), dimana puncak maturity (Ro

0,7) baru saja tercapai. Pemodelan dari profil vitrinite maturity oleh beberapa operator

mengindikasikan bahwa Ro 0,7 akan dicapai pada kedalaman sekitar 3200-3900 m

(Miocene) tergantung dari aliran panas lokal.

Untuk well section dan unit stratigrafi hipotesa dibawahnya, ekspulsi minyak

terjadi pada 2 Ma (contoh, dari sekitar Pliocene akhir ke atas). Heat flow secara umum

lebih tinggi selama Pliocene (1,7 HFU) dibandingkan Pleistocene (1,6 HFU) dan lebih

dari itu dianggap berasal dari passive margin. Nilai yang lebih rendah terukur pada

daerah timur (contoh, Vanda-1 memiliki 1,2 HFU). Semakin kearah laut, heat flow

mengalami penurunan seperti pada batas deltaic lainnya didunia. Pengecualian pada

Mamburungan-1, yang mana heat flow pada masa sekarang (1,9 HFU) lebih tinggi dari

Pliocene. Pengecualian lainnya adalah ekspulsi dari minyak tipe II/III yang terjadi lebih

awal (sekitar 2 Ma) jika dibandingkan dengan model well lainnya. Hot spot ini mungkin

terjadi dikarenakan adanya pergerakan transform dalam (deep seated transform

movement) yang bertanggung jawab untuk struktur inversion yang terdapat pada Pulau

Tarakan. Pada Middle-Late Miocene kemungkinan telah memasuki gas window yang

terjadi selama Pleistocene akhir (diperkirakan 0,2-0,7 MYBP) pada bagian terdalam dari

depocentres.

Berdasarkan penjelasan diatas, minyak yang berasal dari lacustrine berada

secara langsung dibawahnya atau juga secara lateral. Akan tetapi pada kedalaman 900

m secara vertikal dari sumur TDs, minyak telah bermigrasi ke lapangan Pulau Tarakan

dan Pulau Bunyu dan ke Venda-1 accumulation. Maturities dari minyak ini telah

mencapai Ro 0,7 – 0,8 dan pada Bunyu Tapa lebih matang lagi dengan Ro 0,9. Karena

source rock Miocene telah terbukti di Sub-cekungan Tidung, maka diusulkan bahwa

fasies yang serupa seharusnya terdapat dibawah Pulau Tarakan dan Bunyu dan area

Vanda. Hydrocarbon yang terdapat pada Vanda-1 merupakan hal yang penting sebagai

dasar untuk menyatakan bahwa source rock yang matang ada jauh didalam cekungan

dan jauh dari batubara delta plain. Dari data yang didapat pada Vanda-1, dapat diambil

kesimpulan bahwa minyak daerah ini tidak overmature. Gradien geotermal menurun

kearah laut seperti yang terdapat pada kebanyakan passive margin.

OIL PLAY CONCEPT

Busur Tarakan dan Bunyu adalah jalur hydrocarbon yang terbukti yang mana

pengisian hydrocarbon difokuskan pada reservoir batupasir Plio-Pleisto yang

diendapkan pada lingkungan proximal/delta plain. Sayangnya, play pada setting ini

telah menemukan beberapa akumulasi minyak dan gas dengan kontinuitas lateral

reservoar yang buruk, efesiensi recover yang buruk dan volume hydrocarbon yang

terlalu kecil untuk dikembangkan. Eksplorasi pada paparan dangkal dikonsentrasikan

pada daerah disepanjang strike busurnya yang mengalami penunjaman. Eksplorasi

kecil dilakukan pada sayap timurlaut dan baratdaya dari busur dimana batupasir

kemungkinan akan mengalami pinc-out yang akan menghasilkan perangkap stratigrafi.

Dua lapangan terbesar pada cekungan ini, Tarakan (215 MMBO) dan Bunyu (140

MMBO dan 350 TCF) adalah faulted antiklin. Akumulasi lainnya, keberadaannya

tergantung pada fault enclosure dan semuanya mengandung kurang dari 25 MMBO.

Dikarenakan busur berubah menjadi lebih muda kearah utara, maka kemungkinan

terdapat masalah dalam timming dari formasi perangkap.

Konsep reservoir klastika Miocene telah terbukti pada Sub-cekungan Berau

onshore dan Sub-cekungan Tidung dengan produksi pada lapangan Sembakung (25

MMBO) pada tahun 1976 oleh ARCO. Tipe ini berada pada half graben. Trap ini

ditemukan pada roll-over antiklin. Objektive metode pada daerah tektonik tertuju pada

Formasi Santul, Tabul dan Meliat dengan source rock karbonat Formasi Meliat.

Lapangan Bangkudulis yang berlokasi disebelah barat Pulau Bangkudulis mempunyai

metoda yang sama dengan Lapangan Sembakung usaha eksplorasi telah dilakukan

pada daerah offshore yang dicirikan oleh growth faulting apart pada pemboran sumur

Panda-1 oleh sceptre 1990. empat potemsial produktif teridentifikasi yaitu: 1. Shelfal

trend of growth fault pada kedalaman 20 – 100 m dipengaruhi oleh inversi busur, 2.

Sesar yang mengarah ke barat sumur panda-1 pada kedalam lebih dari seratus meter,

3. Inboard crestal collapse/graben trend of faulting berlokasi dibawah delta Bulungan, 4.

Outboard crestal collapse/graben trend berlokasi disebelah selatan blok Sebawang

pada kedalaman lebih dari 200 m.

Gambar 5

Oil Play Concept

Karbonat Oligo-Miocene reef dari Formasi Tabalar merupakan konsep yang

prospek pada Sub-cekungan Muara. Sub-cekungan ini mempunyai karakteristik

struktural yang kompleks dicirikan oleh subsidence yang seragam antara basement

ridge dan deposisi karbonat pada basement high dan daerah paparan. Tipe trapnya

termasuk pinnacle reef.

DAFTAR PUSTAKA

- Petroleum Geology of Indonesian Basins, Volume 5, Tarakan Basin North east

Kalimantan, Jakarta, 1996

- Proceedings of the Thirteen Annual Convention, Jakarta May 29-30 1984

Volume1 Indonesian Petroleum Association.

- The Twentieth IAGI Annual Convention. Jakarta, Indonesia. December 10-12-

1991.