PEMETAAN SUMBER DAYA KAWASAN TIMUR INDONESIA. Tri Muji Susantoro dan Suliantara

Transkripsi

1 PEMETAAN SUMBER DAYA KAWASAN TIMUR INDONESIA Tri Muji Susantoro dan Suliantara Pusat Penelitan dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi "Lemigas" S A R I Pemetaan sumber daya di Kawasan Timur Indonesia (KTI) dilakukan dalam rangka memperkirakan besarnya sumber daya spekulatif yang ada di kawasan tersebut. Sumber daya spekulatif merupakan sumber daya yang belum dieksplorasi tetapi mempunyai potensi adanya akumulasi migas. Pemetaan ini dilakukan dengan analisis sistem petroleum untuk mengkaji aspek - aspek dan proses sistem petroleum yang sudah memenuhi kelayakan geologi sehingga memungkinkan keberadaan hidrokarbon. Analisis dilakukan mengenai polyhistory cekungan, status cekungan, fisiografi cekungan, kondisi tektonik dan sistem petroleumnya yang meliputi batuan induk (Sources Rock/ source rock), batuan reservoir yang memungkinkan menjadi play dari setiap cekungan, batuan tudung (seal) serta perangkap dan migrasinya. Perhitungan luasan area dari masing-masing play dapat dilakukan dari peta geologi permukaan, dari penampang seismik untuk mengetahui penyebarannya, korelasi antar sumur maupun dari prospect & lead yang ada maupun lapangan. Deliniasi dilakukan untuk memperkirakan luas area dari masing-masing play yang ada. Perhitungan sumber daya spekulatif menerapkan teori probabilitas dalam suatu model geologi. Pembuatan model geologi suatu play dilakukan sebagai dasar perhitungan sumber daya dengan mempergunakan software GeoX. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa sumber daya spekulatif di KTI secara umum mempunyai potensi yang baik. Dominasi gas terlihat pada beberapa cekungan. Kata kunci : deliniasi, KTI, prospek dan lead, sistem petroleum, sumber daya spekulatif 1. PENDAHULUAN Kawasan Indonesia Timur berdasarkan peta cekungan sedimen (BPMIGAS-LAPI ITB 2008) terdapat 46 cekungan dari 86 cekungan sedimen. Pada kawasan tersebut hanya terdapat 5 cekungan produksi minyak dan gas bumi, yaitu Cekungan Salawati, Bintuni, Seram, Banggai dan Bone. Selain itu terdapat 2 cekungan dengan status ada penemuan migas, yaitu Cekungan Makassar Selatan dan Laut Timor. Hal ini berarti masih terdapat 39 cekungan yang belum ada penemuan migas di Kawasan Timur Indonesia. Padahal pada beberapa cekungan yang belum ada penemuan terdapat indikasi adanya migas melalui rembesan minyak dan gas di beberapa tempat dan hasil pemetaan Airborne Laser Fluorosensor (ALF) juga menunjukkan adanya oil film (lapisan tipis migas yang mengambang) di beberapa tempat di wilayah laut Kawasan Timur Indonesia. Hal ini berbeda jauh dengan kawasan Barat Indonesia yang telah mempunyai 12 cekungan dengan status produksi migas serta 6 cekungan dengan status penemuan hidrokarbon dari total 40 cekungan yang ada di kawasan tersebut. Perbandingan jumlah kelas cekungan antara Kawasan Timur Indonesia dengan Kawasan Barat Indonesia berdasarkan BPMIGAS-LAPI ITB (2008) secara detail dapat dilihat pada Tabel 1. Pemetaan Sumber Daya Kawasan Timur Indonesia ; Tri Muji Susantoro, Suliantara 51

2 Tabel 1. Perbandingan Jumlah Kelas Cekungan Kawasan Barat Indonesia dan Kawasan Timur Indonesia (BPMIGAS-LAPI ITB 2008) Kawasan Barat Indonesia 12 cekungan dengan status produksi 8 cekungan dengan status indikasi 6 cekungan dengan status penemuan 12 cekungan belum ada penemuan, dan 2 cekungan belum dieksplorasi; Kawasan Timur Indonesia 5 cekungan dengan status produksi 17 cekungan dengan status indikasi 2 cekungan dengan status penemuan 20 cekungan belum ada penemuan, dan 2 cekungan belum dieksplorasi; 1 cekungan Passive Continental Margin KTI menarik untuk dikaji dan dilakukan eksplorasi migas mengingat penemuan migas di wilayah Australia dan Papua Nugini yang secara sejarah geologi memiliki kemiripan dengan KTI. Langkah awal yang dilakukan oleh eksplorasionis dalam melaksanakan eksplorasi migas adalah dengan memetakan sumber daya di kawasan tersebut. Sumber daya (resources) menurut IAGI (1980) didefinisikan sebagai "undiscovered reserves" yang diharapkan dapat diperoleh pada suatu cekungan atau sub cekungan dengan menggunakan analogi data geologi, faktor-faktor teknik reservoir, terutama batuan induk, batuan waduk dan perangkap dari suatu cekungan/ subcekungan terdekat yang telah terbukti ditemukan hidrokarbon. Kelompok Kerja Reservoir Behaviour Eksplorasi Migas Pertamina EP (1980) mendefinisikan sumber daya (resources) sebagai perkiraan banyaknya hidrokarbon yang diperhitungan berdasarkan data geologi dan geofisika dan belum dibuktikan dengan pemboran. Pada kajian ini pemetaan sumber daya khususnya dilakukan untuk memetakan sumber daya spekulatif di beberapa cekungan di KTI (Gambar 1). 2. SUMBER DAYA CCOP (1998) dalam Caluyong (2012) menyatakan bahwa sumber daya merupakan undiscovered recoverable resources dari total recoverable resources yang dibedakan menjadi hypothetical resources (sumber daya hipotetik) dan speculative resources (sumber daya spekulatif) ( Gambar 2). Sumber daya hipotetik menurut Pertamina (2000) merupakan sumber daya yang dihitung dari prospek dan lead yang berada pada suatu daerah atau cekungan tetapi belum pernah dibuktikan dengan pemboran. Sedangkan sumber daya spekulatif merupakan sumber daya yang terdapat di dalam "unknown basin" atau bagian dari "unknown basin/districts" atau dalam "uncompletely explored areas" tetapi berkemungkinan mempunyai potensi akumulasi hidrokarbon. Sumber daya spekulatif (unmapped) dalam Caluyong (2012) didefinisikan sebagai sumber daya yang belum ditemukan yang terkandung pada play yang sudah terkonfirmasi (confirmed plays) atau belum terkonfirmasi (unconfirmed plays) di mana secara geologi memungkinkan terjadinya akumulasi minyak dan gas bumi. 52 M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013

3 Gambar 1. Cekungan sedimen tersier Kawasan Timur Indonesia (BPMIGAS-LAPI ITB, 2008) Gambar 3 menjelaskan mengenai perbedaan dan posisi dari Lapangan migas, prospek (sumber daya Hipotetik), sumberd aya spekulatif yang didefinisikan sebagai Play 1(unconfirmed) dan play 2 (confirmed) serta proses sistem petroleum bekerja pada suatu cekungan. Pada Gambar 3 terlihat bahwa adanya batuan induk yang matang dan aktif menghasilkan migas yang bermigrasi baik secara lateral maupun vertikal dan terjebak pada play yang bertindak sebagai reservoir dan terperangkap. Play tersebut melalui berbagai kajian kemudian ada yang dapat diidentifikasi menjadi lead/ prospect dan ada yang sudah dibor dan diproduksi menjadi lapangan atau baru dalam proses penemuan (discovery). Di samping itu ada kemungkinan play yang belum dapat dipastikan karena belum ada kajian yang mendalam (play unconfirmed). Pada cekungan yang belum dieksplorasi, maka seluruh sumber daya migas yang ada merupakan sumber daya spekulatif. Kemudian apabila cekungan tersebut dilakukan kegiatan pada kajian eksplorasi (Geologi dan Geofisika) sehingga dapat dipetakan prospect dan lead Pemetaan Sumber Daya Kawasan Timur Indonesia ; Tri Muji Susantoro, Suliantara 53

4 Gambar 2. Sistem klasifikasi sumber daya migas (CCOP 1998 dalam Caluyong, 2012) Gambar 3. Sistem petroleum dan gambaran sumber dayanya (PhilPra, 2001) 54 M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013

5 (sumberdaya hipotetik) maka sumber daya spekulatif menjadi berkurang. Adapun kronologis perkembangan sumber daya menjadi cadangan pada suatu cekungan secara rinci dapat dilihat pada Gambar METODOLOGI PERHITUNGAN SUMBER DAYA Pada Kajian ini dilakukan tahapan-tahapan kegiatan baik yang dilakukan secara paralel 1. Sumber daya Spekulatif (SR) = A 1. Sumber daya Hipotetik (Hr) = B 2. Sumber daya Spekulatif (SR) = A1= A-B 1. Cadangan (R) = C - Proven = C1 - Probable = C2 - Possible = C3 2. Sumber daya Hipotetik (Hr) = B1 = B-C 3. Sumber daya Spekulatif (SR) = A2 = A-(B-C) 1. Produksi Kumulatif (CP) = D 2. Remaining Reserve (RR) = - Proven = C1 -D - Probable = C2 - Possible = C3 3. Sumber daya Hipotetik (Hr) = B2 = B-C-D 4. Sumber daya Spekulatif (SR) = A3 = A- (B-C-D)-(C1-D+C2+C3)-D Gambar 4. Kronologis sumber daya - cadangan (Pertamina, 2000) Pemetaan Sumber Daya Kawasan Timur Indonesia ; Tri Muji Susantoro, Suliantara 55

6 maupun bertahap. Tahapan kegiatan tersebut terdiri atas persiapan, pengumpulan data, evaluasi dan analisis data, analisis sistem petroleum, analisis hidrokarbon play, dan perhitungan sumber daya spekulatif. Pada tahap persiapan meliputi kajian pustaka mengenai cekungan Indonesia Timur. Hal ini sangat diperlukan untuk memberikan pemahaman yang baik mengenai konsep cekungan, di mana cekungan Indonesia Timur yang dimulai dari Selat Makassar sampai Papua mempunyai setting/tatanan tektonik yang berbeda dengan Indonesia Barat. Kajian referensi mengenai sistem petroleum dan geologi regional menjadi target utama. Hal ini berguna untuk analisis hidrokrabon play pada suatu cekungan. Selain Itu dilakukan pengumpulan data baik berupa data permukaan ataupun data bawah permukaan mengenai KTI seperti: Peta Geologi, Peta topografi, Peta Bathimetri, Peta Wilayah Kerja Migas, Peta Prospect & Lead, Peta anomaly/anomali gaya berat (gravity), Peta ketebalan sedimen, Peta heat flow regional, Peta cekungan sedimen, Peta struktur batuan dasar, Peta indeks lintasan seismik dan penampang seismik, Data kolom stratigrafi, Peta Lapangan Migas, Peta Sumur Migas dan data lainnya serta laporan kajian terdahulu. Analisis sistem petroleum dilakukan untuk mengetahui apakah aspek - aspek dan proses sistem petroleum tersebut sudah memenuhi kelayakan geologi sehingga memungkinkan keberadaan hidrokarbon. Pada tahap ini dilakukan analisis dari referensi yang ada mengenai polyhistory cekungan, status cekungan, fisiografi cekungan, kondisi tektonik dan sistem petroleumnya yang meliputi batuan induk (source rock), batuan reservoir yang memungkinkan menjadi play dari setiap cekungan, batuan tudung (seal) serta perangkap dan migrasinya. Pada play analisis diperlukan atribut geologi (sistem petroleum) untuk dapat mendefinisikan play tersebut. Adapun atribut tersebut meliputi batuan reservoir, batuan induk yang matang, migrasi dan batuan tudung (seal) dari trap yang ada. Atribut tersebut harus dapat diketahui untuk dapat dilakukan analisis lanjutan (Gambar 5). Analisis hidrokarbon play dapat dilakukan dengan mengkaji stratigrafi regional suatu cekungan, kemudian mengidentifikasi formasi yang diduga sebagai reservoirnya sehingga dapat diketahui play yang ada pada suatu cekungan. Perhitungan luasan area dari masing-masing play dapat dilakukan dari peta geologi permukaan, dari penampang seismik untuk mengetahui penyebarannya, korelasi antar sumur maupun dari prospect & lead yang ada atau di lapangan, dan deliniasi untuk memperkirakan luas area dari masing-masing play yang ada. Perhitungan sumber daya spekulatif menerapkan teori probabilitas dalam suatu model geologi. Pembuatan model geologi suatu play dilakukan sebagai dasar perhitungan sumber daya dengan mempergunakan program komputer. Perhitungan sumber daya spekulatif dilakukan dengan menggunakan software GeoX. Pada software tersebut ada tiga parameter utama yang menjadi dasar perhitungan sumber daya spekulatif, yaitu: 1) Parameter Volume Parameter volume yang digunakan untuk perhitungan play, yaitu area closure, ketebalan (Netpay), faktor geometri, Gross Rock Volume (GRV), Net/Gross Ratio, porositas, trap fill, saturasi hidrokarbon, kedalaman reservoir, recovery rate oil, recovery rate gas dan kemungkinan gas yang terbentuk (hydrocarbon probability gas). Parameter-parameter tersebut harus diketahui untuk dapat menghitung sumber daya spekulatif. Untuk play yang sudah proven dan menghasilkan hidrokarbon, parameter di atas dapat mengacu dari hasil analisis sumur dan seismik, sedangkan untuk play yang belum proven maka data-data geologi regional, hasil survei lapangan, gravity, penampang regional, seismik dapat digunakan sebagai referensinya (Gambar 5). 56 M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013

7 Gambar 5. Parameter volume pada software GeoX 2) Parameter Reservoir Parameter reservoir meliputi Presure, Temperature, Gas Oil Ratio, Oil Formation Factor, Z-factor, Condensate Yield dan Depth Floor. Para-meter ini untuk play yang sudah proven dapat diperoleh dari data analisis sumuran, sedangkan untuk play yang belum proven diperoleh dari modeling dan analisis seismik dan hasil penelitian-penelitian sebelumnya yang telah dilakukan (Gambar 6). 3) Faktor Resiko (Risk Factor) Faktor resiko sangat berpengaruh pada perhitungan sumber daya spekulatif. Faktor ini meliputi batuan induk (hydrocarbon source), waktu pembentukan hidrokarbon (timing), Migration, Potential reservoir facies, trap occurrence, effective porosity, Hydrocarbon accumulation, marginal play probability, conditional prospect probability, unconditional probability dan dry hole risk. Data-data ini diperoleh dari berbagai sumber, seperti laporan dari kajian terdahulu, data rembesan minyak dan gas, adanya lapangan migas, data seismik, data stratigrafi, data penampang hasil analisis seismik dan laporan survei lapangan terdahulu, data geologi permukaan, gravity dan lainnya (Gambar 7). 4. PERHITUNGAN SUMBER DAYA SPEKULATIF Perhitungan sumber daya spekulatif KTI dilakukan pada 26 cekungan dari 46 cekungan. Cekungan tersebut meliputi Cekungan Banggai, Bone, Seram, Salawati, Bintuni, Berau, Laut Timor, Makassar Selatan, Spermonde, Lariang, Biak, Memberamo, Buton, Sahul, Arafura, Teer, Meervlakte, Akimeugah, Palung Aru, Tanimbar, Timor, Sula, Cendrawasih, Sengkang Barat, Manui dan Iwur. Perhitungan tersebut dilakukan pada 5 cekungan produksi, 2 cekungan dengan penemuan hidrokarbon, 16 cekungan dengan Pemetaan Sumber Daya Kawasan Timur Indonesia ; Tri Muji Susantoro, Suliantara 57

8 Gambar 6. Parameter reservoir pada software GeoX Gambar 7. Parameter faktor resiko pada software GeoX 58 M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013

9 indikasi hidrokarbon dan 3 cekungan dengan status belum ada penemuan hidrokarbon. Adapun data detail perhitungan sumber daya spekulatif setiap cekungan dapat dilihat pada Tabel 1. Angka-angka probabilitas yang diperoleh merupakan hasil dari kuantifikasi data geologi, geofisika dan geokimia serta karakteristik reservoir yang merupakan data masukan dalam perhitungan. Hasil perhitungan merupakan estimasi besarnya sumber daya yang belum ditemukan untuk setiap play yang diberikan dalam bentuk distribusi probabilitas akumulasi hidrokarbon. Angka-angka sumber daya spekulatif tersebut merupakan perkiraan sumber daya minimum dan maksimum serta jumlah sumber daya yang diharapkan ada pada cekungan tersebut. Berdasarkan perhitungan terlihat bahwa wilayah KTI mempunyai perkiraan sumberdaya gas yang besar. Penemuan- Tabel 1. Detil play dan perhitungannya NO CEKUNGAN PLAY OIL (MMBO) GAS (BCF) Mean F90 F50 F10 Mean F90 F50 F10 1 Banggai Tomori Minahaki Mentawa Bone Tacipi , , , Seram Manusela , , FUFA Salawati Kais , Sirga Bintuni Kais , , Kembelangan Tipuma Berau Kais Laut Timor Plover , , Makassar Toraja (Eosen , , , Selatan Clastic) Tonasa (Oligocene 1, , , , , Carbonate) 9 Spermonde Toraja 1, , , , , Malawa Lariang Kalumpang , , Biak Memberamo Memberamo Memberamo 1, , , , Buton Tondo Sahul Digul , , Kembelangan , Arafura Digul , Kembelangan , Teer Memberamo , Meervlakte Memberamo , , , Akimeugah Woniwogi Palung Aru Wotar Eq Plover , Tanimbar Mesozoik , Timor Setara Plover Sula Bobong , (Mesozoikum) 23 Cendrawasih Memberamo , Sengkang Miosen Akhir (Setara , Barat Tacipi) 25 Manui Tondo Iwur Kembelangan , Pemetaan Sumber Daya Kawasan Timur Indonesia ; Tri Muji Susantoro, Suliantara 59

10 penemuan di lapangan Abadi, Ruby dan tanggung membuktikan bahwa potensi gas cukup besar di KTI. 5. KESIMPULAN Perhitungan sumber daya spekulatif KTI dilakukan pada 26 cekungan meliputi Cekungan Banggai, Bone, Seram, Salawati, Bintuni, Berau, Laut Timor, Makassar Selatan, Spermonde, Lariang, Biak, Memberamo, Buton, Sahul, Arafura, Teer, Meervlakte, Akimeugah, Palung Aru, Tanimbar, Timor, Sula, Cendrawasih, Sengkang Barat, Manui dan Iwur. Hasil perhitungan sumber daya spekulatif menunjukkan bahwa KTI mempunyai sumber daya gas yang besar. DAFTAR PUSTAKA, 2009, Doing Yet-To-Find Resources, A GeoX Play Assessment Primer, GeoKnowledge, Oslo, Norway. BPMIGAS - LAPI ITB, 2008, Peta Cekungan Sedimen Tersier Indonesia Tahun Caluyong, S.P., 2012, GeoX Exercise, Coordinating Committee for Geoscience Programmes in East and Southeast Asia (CCOP), Malaysia. Hardi, 1997, Total Sediment Thickness Map of The Indonesian Region. Skala 1: , Pertamina- Unocal Indonesia Company. LEMIGAS, 2005, Kuantifikasi Sumberdaya Hidrokarbon, Volume II, Kawasan Timur Indonesia, Jakarta, Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, LEMIGAS. LEMIGAS, 2007, Kuantifikasi Sumberdaya Hidrokarbon Indonesia, Ed.1, Cet.1, PPPTMGB "LEMIGAS", Jakarta. LEMIGAS, 2008, Evaluasi Lahan dan Potensi Hidrokarbon Cekungan Frontier Daerah Arafura, Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi "LEMIGAS". PERTAMINA dan BEICIP FRANLAB, 1996, Global Geodynamics, Basin Classification and Exploration Play-types in Indonesia, Volume II, PERTAMINA, Jakarta. PERTAMINA dan BEICIP FRANLAB, 1992, Global Geodynamics, Basin Classification and Exploration Play-types in Indonesia, Cekungan Bintuni, Volume II, PERTAMINA, Jakarta, hal PERTAMINA dan BEICIP FRANLAB, 1992, Global Geodynamics, Basin Classification and Exploration Play-types in Indonesia, Cekungan Salawati, Volume II, PERTAMINA, Jakarta, hal PERTAMINA dan BEICIP FRANLAB, 1992, Global Geodynamics, Basin Classification and Exploration Play-types in Indonesia, Cekungan Salawati, Volume III, PERTAMINA, Jakarta, hal 264A. Pertamina, 1999, Sumberdaya dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi Pertamina Own, JOB dan TAC, Jakarta. Pertamina, 2000, Sumberdaya Minyak dan Gas Bumi Indonesia, Jakarta. PT Patra Nusa Data, 2006, Indonesia Basin Summaries. Rukmana, Dadang, 2009, Pedoman Penemuan dan Kategori Perhitungan Cadangan Migas, Dinas Jian EPT, BPMIGAS. Jakarta. Tim Evaluasi Lahan., 2007, Evaluasi Lahan Cekungan Sahul, Tidak dipublikasikan. PPPTMGB Lemigas. 60 M&E, Vol. 11, No. 4, Desember 2013