POTENSI MINYAK BUMI DI CEKUNGAN NATUNA
POTENSI MINYAK BUMI DI CEKUNGAN NATUNA BARAT
Disusun oleh
Denny Hermawan Saputra
270110150014
Kelas A
Universitas Padjadjaran
SUMEDANG
2016
SARI
Kondisi minyak dan gas bumi di Indonesia dewasa ini semakin terpuruk dari segi
ekonomi, ekplorasi dan produksi. Hal ini dikarenakan pemakaian bahan bakar
minyak dan gas bumi di Indonesia semakin meningkat namun produksi minyak
dan gas bumi di Indonesia semakin menurun. Natuna merupakan daerah
kepulauan yang dikelilingi oleh dua cekungan besar yakni cekungan Natuna Barat
dan Timur yang memiliki potensi geologi mengenai cadangan minyak dan gas
bumi; cadangan minyak dan gas bumi cekungan natuna barat sekitar 300 juta
barel kemudian untuk cadangan minyak dan gas bumi cekungan Natuna Timur
sekitar 500 juta barel minyak, blok ini adalah salah satu blok gas dengan cadangan
terbesar di dunia saat ini, dengan total potensi gas mencapai 222 triliun kaki kubik
(tcf). Selain itu, Natuna juga memiliki letak geografis yang strategis yang dekat
dengan negara Thailand, Malaysia, Singapura dan juga pulau Jawa sehingga
sangat ekonomis.
Kata kunci: Cekungan, Natuna, Petroleum system,
ABSTRACT
Conditions of oil and gas in Indonesia today is worse off in terms of economics,
exploration and production. It is because the use of fuel oil and natural gas in
Indonesia increased but production of oil and gas in Indonesia decreased. Natuna
archipelago is an area surrounded by two large basins namely West and East
Natuna Basin which has the geological potential of the oil and gas reserves;
reserves of oil and gas basin of Natuna west about 300 million barrels and then to
reserves of oil and gas basins East Natuna approximately 500 million barrels of
oil, this block is a gas block with the largest reserves in the world today, with a
total potential gas reached 222 trillion cubic feet (tcf). In addition, the Natuna
also has a strategic geographical location that near with Thailand, Malaysia,
Singapore and also the island of Java so it is very economical.
Keys: Basin, Natuna, Petroleum system
DAFTAR ISI
SARI ........................................................................................................... i
DAFTAR ISI ................................................................................................ii
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar belakang........................................................................................ 1
1.2 Tujuan......................................................................................................1
1.3 Rumusan
Masalah.................................................................................................... 1
1.4 Letak geografis Kabupaten Natuna
Barat......................................................................................................... 1
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Geologi Regional Cekungan Natuna Barat............................................... 3
2.1.1 Tatanan Geologi Tektonik Cekungan Natuna Barat....................... 3
2.2 Struktur dan Susunan Stratigrafi.............................................................. 4
BAB III ANALISIS
3.1 Stratigrafi Cekungan Natuna Barat..........................................................6
3.2 Petroleum System Cekungan Natuna Barat...........................................6
3.2.1 Source Rock ..............................................................................7
3.2.2 Reservoar dan Seal.................................................................... 7
3.2.3 Trap dan Migration.................................................................... 7
3.2.4 Akumulasi Hidrokarbon (Play) .................................................7
3.3 Segi Ekonomi Cekungan Natuna Barat.................................................. 8
BAB IV KESIMPULAN
DAFTAR PUSTAKA...................................................................................10
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Kondisi minyak dan gas bumi di Indonesia dewasa ini semakin
terpuruk dari segi ekonomi, ekplorasi dan produksi. Hal ini dikarenakan
pemakaian bahan bakar minyak dan gas bumi di Indonesia semakin
meningkat namun produksi minyak dan gas bumi di Indonesia semakin
menurun.
Selain itu, tahap-tahap untuk meningkatkan produksi seperti
eksplorasi dan pemanfaatan sumur tua dengan metode Enchanged Oil
Recovery (EOR) belum terlaksana sebagaimana mestinya.
Untuk meningkatkan produksi minyak bumi salah satunya dengan
cara ekplorasi pada daerah yang memungkinkan terdapat reservoir. Salah
daerah yang berpotensi memiliki cadangan minyak dan gas bumi adalah di
Cekungan Natuna Barat, Kepulauan Riau.Oleh sebab itu, dengan adanya
pelaporan geologi ini diharapkan kondisi yang sedang dihadapai oleh
Indonesia dalam hal minyak dan gas bumi dapat teratasi, setidaknya
negara ini tidak impor minyak dan gas bumi dari negara lain.
1.2 Tujuan
Tujuan dari pelaporan geologi ini adalah untuk mengetahui potensi
minyak dan gas bumi di cekungan Natuna Barat dari segi geologi.
1.3 Rumusan Masalah
Bagaimana potensi minyak dan gas bumi di cekungan Natuna Barat?
1.4 Letak Geografis Kabupaten Natuna
Natuna merupakan salah satu kabupaten termuda di Indonesia yang
lahir di era reformasi dan otonomi daerah. kabupaten ini merupakan hasil
pemekaran dari Kabupaten Kepulauan Riau yang secara resmi terbentuk
dengan dasar Undang-undang Nomor 53 Tahun 1999. Secara Geografis
Kabupaten Natuna terletak di belahan Utara Indonesia tepatnya antara 2º
Lintang Utara – 5º Lintang Utara dan 104º Bujur Timur – 110º Bujur
Timur. Luas Wilayah Kabupaten Natuna ( sebelum Kab. Anambas
Terbentuk ) adalah 14.190.120 ha atau 141.901,2 Km2, terdiri dari daratan
seluas 323.520 ha (3.235,2 km2) dan perairan seluas 13.866.600 ha
(138.66 km2). Wilayah daratan terdiri dari 272 pulau besar dan kecil yang
tersebar di perairan Laut Cina Selatan.
Kabupaten Natuna saat ini memang menjadi salah satu daerah
andalan penghasil minyak dan gas Indonesia. Berdasarkan laporan studi
Kementerian dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tahun 2002, cadangan
minyak yang dimiliki Natuna mencapai 308,30 Juta Barel. Sementara
Cadangan Gas Buminya terbesar se-Indonesia, yaitu sebesar 54,78 triliyun
kaki kubik. Tidak mengherankan jika Dana Bagi Hasil Migas menjadi
sumber utama pendapatan Daerah Kabupaten Natuna.
Gambar Kabupaten Natuna
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Geologi Regional Cekungan Natuna Barat
Cekungan Natuna Barat berada pada kerak kontinen yang tersusun oleh
batuan beku dan metamorf yang berumur Kapur Awal – Kapur Akhir. Cekungan
ini dibatasi oleh Cekungan Penyu di baratdaya, Cekungan Malay di baratlaut,
Kepulauan Natuna di timur, Khorat Swell di utara serta Paparan Sunda di
selatannya (Gambar 2.1). Pengisian sedimen Cekungan Natuna Barat diperkirakan
dimulai dari Oligosen sampai dengan Resen. Minyak dan gas pada Cekungan
Natuna Barat ditemukan di Formasi Gabus, Udang, Upper Arang dan Lower
Arang. Dengan sumber organik adalah batubara yang ada pada Formasi Lower
Arang dan Gabus, serta shale lakustrin yang terdapat pada Formasi Belut, Gabus,
Barat, Lower Arang dan Upper Arang (Pollock et al., 1984;Michael dan Adrian,
1996). Batuan penudung (seal rocks) merupakan batulempung yang banyak
dijumpai pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower dan Upper Arang.
2.1.1
Tatanan Tektonik Regional
Cekungan Natuna Barat merupakan cekungan rift intrakontinental yang
berada pada Paparan Sunda (Daines, 1985 op cit. Darman dan Sidi, 2000).
Perkembangan cekungan ini pengaruhi oleh dua fase tektonik utama yaitu fase
ekstensional pada Eosen - Oligosen dan fase kompresional pada Miosen. Fase
ekstensional yang terjadi pada Eosen - Oligosen dipengaruhi oleh adanya kolisi
(collision) antara India dan Asia (Tapponier et al., 1982; op cit. Wongsosantiko
dan Wirojudo, 1984). Fase ini mengakibatkan terjadinya rifting / pull-apart yang
menghasilkan graben dan setengah graben pada Cekungan Natuna Barat.
Fase kompresional yang terjadi pada Miosen diperkirakan dipengaruhi
oleh pergerakan Blok Indochina menuju Paparan Sunda (Hamilton, 1979; op cit.
Wongsosantiko dan Wirojudo,1984). Fase ini mengakibatkan terbentuknya
struktur inversi (fase inversi), sesar naik serta sesar geser. Struktur utama (gambar
2.2) pada cekungan ini memiliki orientasi umum berarah baratdaya-timurlaut
(SW-NE)
dan
baratlaut-tenggara
(NW-SE)
(Conocophillips,
2007;
Wongsosantiko dan Wirojudo, 1984).
2.2 Struktur dan Susunan Stratigrafi
Stratigrafi cekungan Natuna Barat dimulai dari basement pra-tersier dan
seluruh pengendapan tersier. Urutan lithostratigrafi di Cekungan Natuna Barat
dari yang paling tua (basement) sampai ke yang muda menurut Conoco Block
B Team (1997) dibagi atas lima kelompok, yaitu:
I.
II.
Batuan Dasar atau Basement, berumur Pra-Tersier.
Kelompok Belut, berumur antara Eocene sampai Oligocene
Bawah.
III.
Kelompok Gabus, berumur akhir Oligocene.
IV.
Kelompok Udang, berumur antara akhir Oligocene atas sampai
awal Miocene.
V.
Kelompok Barat, berumur antara Oligocene Bawah sampai
Miocene Bawah.
VI.
Kelompok Arang, berumur antara Miocene Bawah sampai
Miocene Tengah.
VII.
Kelompok
Pleistocene.
Muda,
berumur
antara
Miocene
Atas
sampai
BAB III
ANALISIS
STRATIGRAFI DAN PETROLEUM SYSTEM CEKUNGAN NATUNA
BARAT
3.1 Struktur dan Susunan Stratigrafi Cekungan Natuna Barat
Tertiary succession untuk cekungan Natuna Barat terdiri dari
empat megasequence tectonostrati-graphic seperti syn-rift, post-rift, syninversion, dan post-invervion. Dibawah tertiary succession adalah
basement cretaceous, yang terdiri dari amphibolites, dan batuan beku
seperti quartz-diorite, granit, dan batuan metamorf yang terdiri dari
chlorite dan gneiss. Sedimen awal dari cekungan Natuna Barat lebih tua
daripada Oligocene Awal. Berdasarkan penanggalan dari intrusi diabase
pada sedimen Basal, Formasi Lama berasal dari zaman Eocene Akhir
sampai Oligocene Awal. Formasi Lama terdiri dari deposit fluvio-deltaic,
fluvial dan alluvial sand-stone. Diatas Formasi Lama adalah Formasi
Benua yang terdiri dari deposit shale lacustrine. Diatas lapisan Benua
adalah lapisan sandstone dan shale dari formasi Gabus, terdiri dari
medium grade sandstone, umumnya merupakan batuan tebal dan massif.
Formasi Keras dari zaman Oligocene Tengah dan Akhir adalah shale
dalam lacustrine. Keras shale secara bertahap tergantikan oleh
interbedded sandstone dan shale dari formasi Upper Gabus. Lapisan
sandstone dari Upper Gabus memiliki sifat fine grain, mirip seperti Lower
Gabus. Batas Oli gocene/Miocene berada dilapisan teratas formasi Gabus.
Diatas Lower Gabus terdapat lapisan Barat dari zaman Miocene Awal.
Terdapat pengaruh kondisi kelautan. Diatas formasi ini terdapat Formasi
Arang dari zaman Miocene Tengah sampai Awal, berada pada lingkungan
laut dangkal, dengan adanya fluktuasi lumpur-batubara dengan dominasi
pasir. Formasi teratas adalah Formasi Muda, terdiri dari mudstone, shale,
dan sand. Formasi ini terbentuk dari Moicene Akhir sampai saat ini.
Stratigrafi cekungan Natuna Barat dimulai dari basement pratersier dan seluruh pengendapan tersier. Urutan tektonostratigrafi di
Cekungan Natuna Barat dari yang paling tua (basement) sampai ke yang
muda menurut Conocophillips (2007) dibagi atas empat megasikuen yaitu:
Gambar tektonostratigrafi menunjukan 4 megasikuen (Conocophillips, 2007)
3.2 Petroleum System Cekungan Natuna Barat
Minyak dan gas pada Cekungan Natuna Barat ditemukan di Formasi
Gabus, Udang, Upper Arang dan Lower Arang. Dengan sumber organik
adalah batubara yang ada pada Formasi Lower Arang dan Gabus, serta shale
lakustrin yang terdapat pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower Arang dan
Upper Arang (Pollock et al., 1984; Michael dan Adrian, 1996). Batuan
penudung (seal rocks) merupakan batulempung yang banyak dijumpai pada
Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower dan Upper Arang.
3.2.1
Batuan Sumber (Source Rock)
Berdasarkan analisis pirolisis menunjukkan bahwa hidrokarbon
berada seribu feet dari formasi Barat. Serta menyatakan bahwa Formasi
Benua, Lama, Keras dan Barat memiliki potensial menjadi batuan sumber.
Minyak X terbentuk dari kerogen tipe 1 yang berasal dari formasi Lama
dan Keras. Titik akumulasi adalah pada kedalaman 9000 ft, pada 227o F.
Batuan sumber pada Lower Gabus yang memiliki nilai TOC rendahsedang, dan terjadi didalam mudstone, thin carboneceus sandstone, dan
batubara.(Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.2
Reservoar dan Seal
Batuan reservoar pada formasi Lama/Benua memliki porositas
berkisar antara 7% dengan permeabilitas 0,1-2,3 md. Formasi Lower
Gabus memiliki porositas rata-rata 22%, dan formasi Keras memiliki
porositas 16-23%. Formasi Barat dan Arang memiliki batuan shale,
sehingga efektif menjadi batuan seal/cap rock. Dorongan yang kuat pada
tahap inversi menjadikan formasi ini adalah formasi Fault Seal. (Redjoso,
Tutuka Riadji.2013)
3.2.3
Trap dan Migrasi
Karena depocenter pada cekungan Natuna Barat adalah lipatan tipe
Sunda, trap yang paling mudah terjadi adalah anticline. Lapisan sandstone
dari sedimen syn-rift dapat juga menjadi trap stratifraphic dan kombinasi
keduanya. Waktu hidrokarbon bermigrasi bertepatan pada saat inversi
awal, yaitu pada zaman Oligocene. Arah migrasi terbagi menjadi dua
kemungkinan. Pertama adalah migrasi dip/lateral, yaitu dari source rock
menuju reservoar rock, dan yang lainnya adalah migrasi vertikal, yaitu
migrasi dari source rock menuju reservoar melalui jalur patahan secara
vertikal. (Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.4
Akumulasi Hidrokarbon (Play)
Cekungan Natuna Barat terdiri dari tiga tipe akumulasi. Normal
Play fault N-S series berkembang sepanjang utara dan formasi selatan
Kakap. Beberapa hidrokarbon terperangkap dalam pay zone yang terpisah
dan independen. Trap tergantung dari jenis fault, dengan top seal diberikan
oleh regionel shale unit dan shale intra formasi. Prospek potensial cukup
kecil untuk satuan akumulasi, akan tetapi reserve komersial dapat
mencapai 2 MMBBLS. Akumulasi ini cukup mature pada saat ini.
Akumulasi syn-rift telah teridentifikasi pada bagian barat tengah dari
Formasi Selatan Kakap. Hidrokarbon ditemui pada lapisan sandstone
fluvio-deltaic dari formasi Upper Lama. Akumulasi Lipatan Sunda
ditemukan pada Formasi North Kakap. Inversi struktural pada daerah ini
mengakibatkan uplift dan erosi pada sealing regional. (Redjoso, Tutuka
Riadji.2013)
3.3 Hasil dan Perhitungan Keekonomian
Hasil perhitungan sensitivitas menjadi landasan perhitungan. Dijelaskan faktor
keekonomian, dimana akan dilihat seberapa besar tingkat pengembalian
terhadap investasi yang telah dikeluarkan, termasuk seberapa besar resiko
yang akan diterima terhadap investasi pengembangan tersebut. Hasilnya
adalah pengembangan lapangan ini cukup feasible untuk dilaksanakan. (Titis,
Tutuka Riadji, 2013)
BAB IV
KESIMPULAN
Bahwa Cekungan Natuna Barat memiliki potensi untuk dilakukan eksplorasi
minyak dan gas bumi karena pertimbangan hal tersebut. Hal tersebut sejalan
dengan kondisi geologi yang ada dan memungkinkan untuk dilakukan ekplorasi.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim. 2007. Tatanan Geologi Natuna Barat.-----: Conocophillips.
Fathiry, Aziz. Cekungan Natuna Barat.
https://www.academia.edu/25375965/Cekunagan_West_Natuna .
Firdaus, Muhammad Akbar. 2010. Praktikum Geologi Minyak dan Gas
Bumi.____.____
Medco Energi. 1998. Annual Report. ----: Medco Energi.
Redjoso, Muhammad Titis dan Tutuka Riadji. 2013. Jurnal Teknologi
Minyak dan Gas Bumi Volume 4 Nomor 2 Agustus 2013. Jakarta: IATMI.
Disusun oleh
Denny Hermawan Saputra
270110150014
Kelas A
Universitas Padjadjaran
SUMEDANG
2016
SARI
Kondisi minyak dan gas bumi di Indonesia dewasa ini semakin terpuruk dari segi
ekonomi, ekplorasi dan produksi. Hal ini dikarenakan pemakaian bahan bakar
minyak dan gas bumi di Indonesia semakin meningkat namun produksi minyak
dan gas bumi di Indonesia semakin menurun. Natuna merupakan daerah
kepulauan yang dikelilingi oleh dua cekungan besar yakni cekungan Natuna Barat
dan Timur yang memiliki potensi geologi mengenai cadangan minyak dan gas
bumi; cadangan minyak dan gas bumi cekungan natuna barat sekitar 300 juta
barel kemudian untuk cadangan minyak dan gas bumi cekungan Natuna Timur
sekitar 500 juta barel minyak, blok ini adalah salah satu blok gas dengan cadangan
terbesar di dunia saat ini, dengan total potensi gas mencapai 222 triliun kaki kubik
(tcf). Selain itu, Natuna juga memiliki letak geografis yang strategis yang dekat
dengan negara Thailand, Malaysia, Singapura dan juga pulau Jawa sehingga
sangat ekonomis.
Kata kunci: Cekungan, Natuna, Petroleum system,
ABSTRACT
Conditions of oil and gas in Indonesia today is worse off in terms of economics,
exploration and production. It is because the use of fuel oil and natural gas in
Indonesia increased but production of oil and gas in Indonesia decreased. Natuna
archipelago is an area surrounded by two large basins namely West and East
Natuna Basin which has the geological potential of the oil and gas reserves;
reserves of oil and gas basin of Natuna west about 300 million barrels and then to
reserves of oil and gas basins East Natuna approximately 500 million barrels of
oil, this block is a gas block with the largest reserves in the world today, with a
total potential gas reached 222 trillion cubic feet (tcf). In addition, the Natuna
also has a strategic geographical location that near with Thailand, Malaysia,
Singapore and also the island of Java so it is very economical.
Keys: Basin, Natuna, Petroleum system
DAFTAR ISI
SARI ........................................................................................................... i
DAFTAR ISI ................................................................................................ii
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar belakang........................................................................................ 1
1.2 Tujuan......................................................................................................1
1.3 Rumusan
Masalah.................................................................................................... 1
1.4 Letak geografis Kabupaten Natuna
Barat......................................................................................................... 1
BAB II TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Geologi Regional Cekungan Natuna Barat............................................... 3
2.1.1 Tatanan Geologi Tektonik Cekungan Natuna Barat....................... 3
2.2 Struktur dan Susunan Stratigrafi.............................................................. 4
BAB III ANALISIS
3.1 Stratigrafi Cekungan Natuna Barat..........................................................6
3.2 Petroleum System Cekungan Natuna Barat...........................................6
3.2.1 Source Rock ..............................................................................7
3.2.2 Reservoar dan Seal.................................................................... 7
3.2.3 Trap dan Migration.................................................................... 7
3.2.4 Akumulasi Hidrokarbon (Play) .................................................7
3.3 Segi Ekonomi Cekungan Natuna Barat.................................................. 8
BAB IV KESIMPULAN
DAFTAR PUSTAKA...................................................................................10
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Kondisi minyak dan gas bumi di Indonesia dewasa ini semakin
terpuruk dari segi ekonomi, ekplorasi dan produksi. Hal ini dikarenakan
pemakaian bahan bakar minyak dan gas bumi di Indonesia semakin
meningkat namun produksi minyak dan gas bumi di Indonesia semakin
menurun.
Selain itu, tahap-tahap untuk meningkatkan produksi seperti
eksplorasi dan pemanfaatan sumur tua dengan metode Enchanged Oil
Recovery (EOR) belum terlaksana sebagaimana mestinya.
Untuk meningkatkan produksi minyak bumi salah satunya dengan
cara ekplorasi pada daerah yang memungkinkan terdapat reservoir. Salah
daerah yang berpotensi memiliki cadangan minyak dan gas bumi adalah di
Cekungan Natuna Barat, Kepulauan Riau.Oleh sebab itu, dengan adanya
pelaporan geologi ini diharapkan kondisi yang sedang dihadapai oleh
Indonesia dalam hal minyak dan gas bumi dapat teratasi, setidaknya
negara ini tidak impor minyak dan gas bumi dari negara lain.
1.2 Tujuan
Tujuan dari pelaporan geologi ini adalah untuk mengetahui potensi
minyak dan gas bumi di cekungan Natuna Barat dari segi geologi.
1.3 Rumusan Masalah
Bagaimana potensi minyak dan gas bumi di cekungan Natuna Barat?
1.4 Letak Geografis Kabupaten Natuna
Natuna merupakan salah satu kabupaten termuda di Indonesia yang
lahir di era reformasi dan otonomi daerah. kabupaten ini merupakan hasil
pemekaran dari Kabupaten Kepulauan Riau yang secara resmi terbentuk
dengan dasar Undang-undang Nomor 53 Tahun 1999. Secara Geografis
Kabupaten Natuna terletak di belahan Utara Indonesia tepatnya antara 2º
Lintang Utara – 5º Lintang Utara dan 104º Bujur Timur – 110º Bujur
Timur. Luas Wilayah Kabupaten Natuna ( sebelum Kab. Anambas
Terbentuk ) adalah 14.190.120 ha atau 141.901,2 Km2, terdiri dari daratan
seluas 323.520 ha (3.235,2 km2) dan perairan seluas 13.866.600 ha
(138.66 km2). Wilayah daratan terdiri dari 272 pulau besar dan kecil yang
tersebar di perairan Laut Cina Selatan.
Kabupaten Natuna saat ini memang menjadi salah satu daerah
andalan penghasil minyak dan gas Indonesia. Berdasarkan laporan studi
Kementerian dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tahun 2002, cadangan
minyak yang dimiliki Natuna mencapai 308,30 Juta Barel. Sementara
Cadangan Gas Buminya terbesar se-Indonesia, yaitu sebesar 54,78 triliyun
kaki kubik. Tidak mengherankan jika Dana Bagi Hasil Migas menjadi
sumber utama pendapatan Daerah Kabupaten Natuna.
Gambar Kabupaten Natuna
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Geologi Regional Cekungan Natuna Barat
Cekungan Natuna Barat berada pada kerak kontinen yang tersusun oleh
batuan beku dan metamorf yang berumur Kapur Awal – Kapur Akhir. Cekungan
ini dibatasi oleh Cekungan Penyu di baratdaya, Cekungan Malay di baratlaut,
Kepulauan Natuna di timur, Khorat Swell di utara serta Paparan Sunda di
selatannya (Gambar 2.1). Pengisian sedimen Cekungan Natuna Barat diperkirakan
dimulai dari Oligosen sampai dengan Resen. Minyak dan gas pada Cekungan
Natuna Barat ditemukan di Formasi Gabus, Udang, Upper Arang dan Lower
Arang. Dengan sumber organik adalah batubara yang ada pada Formasi Lower
Arang dan Gabus, serta shale lakustrin yang terdapat pada Formasi Belut, Gabus,
Barat, Lower Arang dan Upper Arang (Pollock et al., 1984;Michael dan Adrian,
1996). Batuan penudung (seal rocks) merupakan batulempung yang banyak
dijumpai pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower dan Upper Arang.
2.1.1
Tatanan Tektonik Regional
Cekungan Natuna Barat merupakan cekungan rift intrakontinental yang
berada pada Paparan Sunda (Daines, 1985 op cit. Darman dan Sidi, 2000).
Perkembangan cekungan ini pengaruhi oleh dua fase tektonik utama yaitu fase
ekstensional pada Eosen - Oligosen dan fase kompresional pada Miosen. Fase
ekstensional yang terjadi pada Eosen - Oligosen dipengaruhi oleh adanya kolisi
(collision) antara India dan Asia (Tapponier et al., 1982; op cit. Wongsosantiko
dan Wirojudo, 1984). Fase ini mengakibatkan terjadinya rifting / pull-apart yang
menghasilkan graben dan setengah graben pada Cekungan Natuna Barat.
Fase kompresional yang terjadi pada Miosen diperkirakan dipengaruhi
oleh pergerakan Blok Indochina menuju Paparan Sunda (Hamilton, 1979; op cit.
Wongsosantiko dan Wirojudo,1984). Fase ini mengakibatkan terbentuknya
struktur inversi (fase inversi), sesar naik serta sesar geser. Struktur utama (gambar
2.2) pada cekungan ini memiliki orientasi umum berarah baratdaya-timurlaut
(SW-NE)
dan
baratlaut-tenggara
(NW-SE)
(Conocophillips,
2007;
Wongsosantiko dan Wirojudo, 1984).
2.2 Struktur dan Susunan Stratigrafi
Stratigrafi cekungan Natuna Barat dimulai dari basement pra-tersier dan
seluruh pengendapan tersier. Urutan lithostratigrafi di Cekungan Natuna Barat
dari yang paling tua (basement) sampai ke yang muda menurut Conoco Block
B Team (1997) dibagi atas lima kelompok, yaitu:
I.
II.
Batuan Dasar atau Basement, berumur Pra-Tersier.
Kelompok Belut, berumur antara Eocene sampai Oligocene
Bawah.
III.
Kelompok Gabus, berumur akhir Oligocene.
IV.
Kelompok Udang, berumur antara akhir Oligocene atas sampai
awal Miocene.
V.
Kelompok Barat, berumur antara Oligocene Bawah sampai
Miocene Bawah.
VI.
Kelompok Arang, berumur antara Miocene Bawah sampai
Miocene Tengah.
VII.
Kelompok
Pleistocene.
Muda,
berumur
antara
Miocene
Atas
sampai
BAB III
ANALISIS
STRATIGRAFI DAN PETROLEUM SYSTEM CEKUNGAN NATUNA
BARAT
3.1 Struktur dan Susunan Stratigrafi Cekungan Natuna Barat
Tertiary succession untuk cekungan Natuna Barat terdiri dari
empat megasequence tectonostrati-graphic seperti syn-rift, post-rift, syninversion, dan post-invervion. Dibawah tertiary succession adalah
basement cretaceous, yang terdiri dari amphibolites, dan batuan beku
seperti quartz-diorite, granit, dan batuan metamorf yang terdiri dari
chlorite dan gneiss. Sedimen awal dari cekungan Natuna Barat lebih tua
daripada Oligocene Awal. Berdasarkan penanggalan dari intrusi diabase
pada sedimen Basal, Formasi Lama berasal dari zaman Eocene Akhir
sampai Oligocene Awal. Formasi Lama terdiri dari deposit fluvio-deltaic,
fluvial dan alluvial sand-stone. Diatas Formasi Lama adalah Formasi
Benua yang terdiri dari deposit shale lacustrine. Diatas lapisan Benua
adalah lapisan sandstone dan shale dari formasi Gabus, terdiri dari
medium grade sandstone, umumnya merupakan batuan tebal dan massif.
Formasi Keras dari zaman Oligocene Tengah dan Akhir adalah shale
dalam lacustrine. Keras shale secara bertahap tergantikan oleh
interbedded sandstone dan shale dari formasi Upper Gabus. Lapisan
sandstone dari Upper Gabus memiliki sifat fine grain, mirip seperti Lower
Gabus. Batas Oli gocene/Miocene berada dilapisan teratas formasi Gabus.
Diatas Lower Gabus terdapat lapisan Barat dari zaman Miocene Awal.
Terdapat pengaruh kondisi kelautan. Diatas formasi ini terdapat Formasi
Arang dari zaman Miocene Tengah sampai Awal, berada pada lingkungan
laut dangkal, dengan adanya fluktuasi lumpur-batubara dengan dominasi
pasir. Formasi teratas adalah Formasi Muda, terdiri dari mudstone, shale,
dan sand. Formasi ini terbentuk dari Moicene Akhir sampai saat ini.
Stratigrafi cekungan Natuna Barat dimulai dari basement pratersier dan seluruh pengendapan tersier. Urutan tektonostratigrafi di
Cekungan Natuna Barat dari yang paling tua (basement) sampai ke yang
muda menurut Conocophillips (2007) dibagi atas empat megasikuen yaitu:
Gambar tektonostratigrafi menunjukan 4 megasikuen (Conocophillips, 2007)
3.2 Petroleum System Cekungan Natuna Barat
Minyak dan gas pada Cekungan Natuna Barat ditemukan di Formasi
Gabus, Udang, Upper Arang dan Lower Arang. Dengan sumber organik
adalah batubara yang ada pada Formasi Lower Arang dan Gabus, serta shale
lakustrin yang terdapat pada Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower Arang dan
Upper Arang (Pollock et al., 1984; Michael dan Adrian, 1996). Batuan
penudung (seal rocks) merupakan batulempung yang banyak dijumpai pada
Formasi Belut, Gabus, Barat, Lower dan Upper Arang.
3.2.1
Batuan Sumber (Source Rock)
Berdasarkan analisis pirolisis menunjukkan bahwa hidrokarbon
berada seribu feet dari formasi Barat. Serta menyatakan bahwa Formasi
Benua, Lama, Keras dan Barat memiliki potensial menjadi batuan sumber.
Minyak X terbentuk dari kerogen tipe 1 yang berasal dari formasi Lama
dan Keras. Titik akumulasi adalah pada kedalaman 9000 ft, pada 227o F.
Batuan sumber pada Lower Gabus yang memiliki nilai TOC rendahsedang, dan terjadi didalam mudstone, thin carboneceus sandstone, dan
batubara.(Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.2
Reservoar dan Seal
Batuan reservoar pada formasi Lama/Benua memliki porositas
berkisar antara 7% dengan permeabilitas 0,1-2,3 md. Formasi Lower
Gabus memiliki porositas rata-rata 22%, dan formasi Keras memiliki
porositas 16-23%. Formasi Barat dan Arang memiliki batuan shale,
sehingga efektif menjadi batuan seal/cap rock. Dorongan yang kuat pada
tahap inversi menjadikan formasi ini adalah formasi Fault Seal. (Redjoso,
Tutuka Riadji.2013)
3.2.3
Trap dan Migrasi
Karena depocenter pada cekungan Natuna Barat adalah lipatan tipe
Sunda, trap yang paling mudah terjadi adalah anticline. Lapisan sandstone
dari sedimen syn-rift dapat juga menjadi trap stratifraphic dan kombinasi
keduanya. Waktu hidrokarbon bermigrasi bertepatan pada saat inversi
awal, yaitu pada zaman Oligocene. Arah migrasi terbagi menjadi dua
kemungkinan. Pertama adalah migrasi dip/lateral, yaitu dari source rock
menuju reservoar rock, dan yang lainnya adalah migrasi vertikal, yaitu
migrasi dari source rock menuju reservoar melalui jalur patahan secara
vertikal. (Redjoso, Tutuka Riadji.2013)
3.2.4
Akumulasi Hidrokarbon (Play)
Cekungan Natuna Barat terdiri dari tiga tipe akumulasi. Normal
Play fault N-S series berkembang sepanjang utara dan formasi selatan
Kakap. Beberapa hidrokarbon terperangkap dalam pay zone yang terpisah
dan independen. Trap tergantung dari jenis fault, dengan top seal diberikan
oleh regionel shale unit dan shale intra formasi. Prospek potensial cukup
kecil untuk satuan akumulasi, akan tetapi reserve komersial dapat
mencapai 2 MMBBLS. Akumulasi ini cukup mature pada saat ini.
Akumulasi syn-rift telah teridentifikasi pada bagian barat tengah dari
Formasi Selatan Kakap. Hidrokarbon ditemui pada lapisan sandstone
fluvio-deltaic dari formasi Upper Lama. Akumulasi Lipatan Sunda
ditemukan pada Formasi North Kakap. Inversi struktural pada daerah ini
mengakibatkan uplift dan erosi pada sealing regional. (Redjoso, Tutuka
Riadji.2013)
3.3 Hasil dan Perhitungan Keekonomian
Hasil perhitungan sensitivitas menjadi landasan perhitungan. Dijelaskan faktor
keekonomian, dimana akan dilihat seberapa besar tingkat pengembalian
terhadap investasi yang telah dikeluarkan, termasuk seberapa besar resiko
yang akan diterima terhadap investasi pengembangan tersebut. Hasilnya
adalah pengembangan lapangan ini cukup feasible untuk dilaksanakan. (Titis,
Tutuka Riadji, 2013)
BAB IV
KESIMPULAN
Bahwa Cekungan Natuna Barat memiliki potensi untuk dilakukan eksplorasi
minyak dan gas bumi karena pertimbangan hal tersebut. Hal tersebut sejalan
dengan kondisi geologi yang ada dan memungkinkan untuk dilakukan ekplorasi.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim. 2007. Tatanan Geologi Natuna Barat.-----: Conocophillips.
Fathiry, Aziz. Cekungan Natuna Barat.
https://www.academia.edu/25375965/Cekunagan_West_Natuna .
Firdaus, Muhammad Akbar. 2010. Praktikum Geologi Minyak dan Gas
Bumi.____.____
Medco Energi. 1998. Annual Report. ----: Medco Energi.
Redjoso, Muhammad Titis dan Tutuka Riadji. 2013. Jurnal Teknologi
Minyak dan Gas Bumi Volume 4 Nomor 2 Agustus 2013. Jakarta: IATMI.