Geologi Cekungan Buli Bay (Halmahera - Maluku Utara)

Geologi Regional

Nama Cekungan : Paleogene Oceanic Fracture - Neogene Back Arc Basin.

Klasifikasi Cekungan : Cekungan sedimen dengan status belum ada penemuan.

Cekungan Buli Bay merupakan salah satu cekungan dikawasan timur Indonesia, terletak di sekitar Pulau Halmahera, pada koordinat 128.5°-130.4° BT dan 0°-1° LU 

Peta lokasi Cekungan Buli Bay.

Geometri Cekungan Buli Bay memanjang dengan arah barat - timur. Sebelah utara dan timur cekungannya dibatasi oleh Samudera Pasifik, sebelah barat dibatasi oleh tinggian Pulau Halmahera dan yang menjadi batas sebelah selatan dari cekungan ini adalah Laut Halmahera. Peta anomaly gaya berat menunjukan kontras densitas yang dapat dijadikan batas cekungan.

Peta anomaly gaya berat Cekungan Buli Bay.

Luas total Cekungan Buli Bay kurang-lebih 15.360 km², keseluruhan cekungan ini menempati sebagian wilayah perairan di sebelah timur Pulau Halmahera. Batuan dasar cekungan ini berumur Tersier. Memiliki ketebalan sedimen antara 1 – 2 km dengan kedalaman cekungan antara 0 – 2000 m.

Tektonik dan Struktur Geologi

Halmahera terletak pada komplek tektonik dimana terdapat tiga lempeng utama yang saling berinteraksi. Lempeng-lempeng tersebut terdiri dari Lempeng Laut Filipina, Lempeng Australia, dan Lempeng Eurasia. Dibagian timurlaut, Lempeng Laut Filipina bergerak kearah barat. Kemungkinan pusat pemekaran berada di daerah Palung Ayu yang disubdusikan dibawah Halmahera bagian utara, sepanjang jalur pemekaran Palung Phillippine di bagian tenggara.

Lempeng Australia yang berada di sebelah selatan bergerak kearah timurlaut. Pergerakan ini mengarah ke Sesar Sorong yang merupakan batas sebelah selatan wilayah Halmahera. Sesar Sorong sendiri merupakan sesar geser mengarah mengiri.

Selama terjadinya proses tumbukan antara Lempeng Australia bagian utara dengan Lempeng Laut Filipina, fragmen-fragmen dari lempeng benua terbagi-bagi dan bergerak sepanjang Sesar Sorong di bagian barat. Batugamping autochtonous Miosen dari Lempeng Australia, kemungkinan diendapkan di lingkungan pemekaran cekungan, yang terbawa dan terbentuk pada pembentukan Cekungan Weda dan Cekungan Tomuri di bagian barat. Posisi tektonik dari cekungan selama proses tersebut adalah pada busur belakang dengan lokasi busur magmatik berada pada lengan bagian barat.

Lebih lanjut deformasi sesar mendatar berhubungan dengan zona active Sesar Sorong dan ini berhubungan dengan splay yang merupakan suatu sesar berpasangan. Kondisi tersebut mungkin menyebabkan pembukaan dari busur belakang seperti sebuah pull apart basin. Sejarah stratigrafi Halmahera merupakan hasil dari patahan dan pengangkatan sedimen-sedimen hasil fluktuasi genang laut. Sedimen-sedimen tersebut berpotensi sebagai batuan induk, reservoir, dan batuan penutup, yang penting dalam pembentukan dan penjebakan hidrokarbon.

Tektonik Halmahera (dimodifikasi dari Hamilton, 1979).

Stratigrafi Regional

Stratigrafi Cekungan Halmahera Timur diawali dengan pengendapan batuan dasar yang berupa batuan ophiolit, yang lebih dikenal dengan East Halmahera Ophiolite Batuan dasar ini diendapkan pada umur Jurasik Tengah. Pada umur Kapur Atas sampai Paleosen di cekungan ini diendapkan batugamping Formasi Gao. Formasi ini didominasi endapan batugamping. Batuan lain yang dijumpai pada endapan formasi ini adalah batupasir. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah lingkungan batial.

Breksi Formasi Dodoga diendapkan pada umur Paleosen. Formasi ini didominasi oleh endapan breksi. Diperkirakan endapan ini diendapakan pada lingkunagan bathyal sampai deep marine (laut dalam). Diatas breksi Formasi Dodoga diendapkan endapan batugamping Formasi Gelendongan. Formasi ini diendapakan pada umur Eosen. Batuannya didominasi oleh endapan batugamping, dengan lingkungan pengendapan nya adalah deep marin (laut dalam).

Formasi Paniti diendapkan pada umur Eosen diatas endapan batugamping Formasi Gelendongan secara tidak selaras. Formasi Paniti memiliki litologi yang terdiri dari batupasir, batulempung, dan sedikit batugamping. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal.

Kemudian pada umur Oligosene diendapkan secara tidak selaras Formasi Jawali dengan endapannya berupa konglomerat. Konglomerat Formasi Jawali diendapkan pada lingkungan transitional. Formasi Subaim diendapkan diatas Formasi Jawali pada umur Miosen. Formasi ini terdiri dari endapan batugamping massive dan perlapisan batugamping koral. Lingkungan paparan laut dangkal menjadi tempat penngendapan formasi ini. Pada umur Pliosen pada sedimentasi cekungan ini terjadi perubahan fasies dari Formasi Subaim menjadi endapan Formasi Soolat. Formasi ini terdiri dari endapan batulempung gampingan, serpih dan sedikit batugamping. Pada umur Kuarter di cekungan ini diendapkan endapan Quarternary Reff. Formasi ini terdiri dari endapan batugamping dengan lingkungan pengendapan nya adalah laut dangkal.

Stratigrafi Cekungan Halmahera Timur (dimodifikasi dari Pertamina-BEICIP, 1992).

Sistem Petroleum

Sejarah tektonik dan sedimentasi cekungan sangat penting diketahui untuk menentukan hidrokarbon potensial di suatu cekungan. Evolusi cekungan merefleksikan pergerakan dan interaksi dari lempeng. Analisis cekungan merupakan suatu proses dengan tujuan mengetahui karakteristik dari suatu cekungan sebagai tempat endapan sedimen yang mungkin terdapat unsur-unsur penting untuk terakumulasinya hidrokarbon. Unsur-unsur penting tersebut seperti keberadaan batuan induk, reservoir, batuan penutup, pola struktur untuk migrasi hidrokarbonnya, dan jebakan.

Batuan Induk

Batuan induk yang potensial di daerah Kepala Burung diharapkan terbentuk di cekungan Halmahera Selatan. Dua interval batuan induk yang menghasilkan minyak di daerah Kepala Burung Papua berupa serpih pada Formasi Ainim yang memiliki kecenderungan untuk menghasilkan gas dan sedikit minyak. Batuan berumur Jura Awal-Tengah dari Formasi Yefbie yang ekivalen dengan Formasi Kopai dari Kelompok Lower Kembelangan yang mengindikasikan kecenderungan yang lebih banyak menghasilkan minyak dibanding dengan batuan induk Permian; serpihnya memiliki TOC 6,2 % berasal dari material sapropel yang dapat menghasilkan minyak dan gas. Batuan induk Tersier yang ada pada cekungan-cekungan di daerah Kepala Burung melibatkan Grup Upper Kembelangan (Paleosen-Eosen) yang mengandung TOC sekitar 0,6-1,2% yang berasal dari material sapropel dan cenderung menghasilkan minyak.

Reservoir

Karbonat berumur Miosen (Formasi Subaim) yang ada pada Teluk Weda memiliki ketebalan hingga 700 kaki berdasarkan refleksi dari karakter seismik. Batuan karbonat ini diharapkan diendapkan pada lingkungan dangkalan dengan energi tinggi dan dapat berupa gundukan rendah karena batuan dengan tipikal sama yang ditemukan di Cekungan Salawati memiliki properti reservoir yang baik. Potensi reservoir yang lain dimiliki oleh batupasir yang berada di bagian paling atas Grup Weda (Formasi Soolat) yang pada umumnya tipis dan mengandung fragmen litik.

 

Perangkap 

Jebakan hidrokarbon di Cekungan Halmahera Selatan adalah jebakan stratigrafi, struktur dan kombinasi keduanya yang terbentuk pada fase syn-rift dan tereaktivasi pada fase tektonik tumbukan.

Batuan Penyekat / Seal 

Serpih tebal intraformasional yang ada di cekungan Bintuni diharapkan hadir juga di Cekungan Halmahera untuk menutupi reservoir Pra-Tersier. Penyekat yang diharapkan hadir untuk batuan karbonat terumbu berumur Miosen adalah serpih karbonatan dan batulempung karbonat laut dalam. Bagian Top dari batuan penyekat untuk batuan karbonat yang ada pada paparan akan disediakan oleh unit yang sama untuk unit batugamping terumbu yang lebih tua sementara untuk batugamping yang lebih muda ditutupi oleh sedimen klastik berukuran halus pada Grup Weda. Unit-unit ini ekivalen dengan Formasi Klasaman dan Klasafet yang menutupi reservoir Formasi Kais di Cekungan Salawati. Batuan penutup lain yang ada pada cekungan ini adalah batugamping terumbu yang memiliki kisaran umur Pliosen. Berdasarkan identifikasi seismik batuan penutup dari batugamping terumbu memiliki resiko kebocoran karena hanya ditutupi oleh sedimentasi tipis Plistosen.   

Pembentukan Minyak, Migrasi, dan Akumulasi

Properti batuan tiap horizon di Cekungan Buli Bay diambil dari Cekungan Salawati karena kurangnya data. Untuk model sistem petroleumproperti batuannya diambil dari sumur TBF 1-X di Cekungan Salawati. Minyak di berada dalam kondisi mlai matang (ekivalen dengan RO 0,5 - 0,7%) pada 23,34 jtl (Awal Miosen) dan mencapai top Formasi Roabiba pada 21,02 jtl.. Waktu pembentukan menengah (RO 0,7-1,0%) tercapai pada 19,54 jtl (Awal Miosen) belum mencapai Formasi Roabiba hingga saat ini.

DAFTAR PUSTAKA 

Darman, Herman dan Sidi, Hasan, F., 2000, An Outline of The Geology of Indonesia, Ikatan Ahli Geology Indonesia, Jakarta, hal 131-140

Hall, Robert, 1999, History of Collision in the Halmahera Region, Indonesia,  Proceeding Indonesia Petroleum Association, 27^th Annual Convention Proceedings

Hamilton, W., 1979. Tectonics of the Indonesian Region: United States Geological Survey Professional Paper 1078.

Kartaadipura, Witoelar L., Ahmad, Zainal., dan Reymond, Andre., 1982, Deep-Sea Basin in Indonesia, Proceeding Indonesia Petroleum Association, 11^th Annual Convention Proceedings, hal 53 - 81

LEMIGAS, 2006, Kuantifikasi Sumberdaya Hidrokarbon, Volume II, Bab II Geologi Regional Indonesia Timur, LEMIGAS, Jakarta, hal 19-20

Letouzey, Jean, Guignard, Jean, Clarens de Philippe, 1983, Structure of The North Banda-Molucca Area From Multichannel Seismic Reflection Data, Proceeding Indonesia Petroleum Association, 12^th Annual Convention Proceedings, hal. 143 - 156

PERTAMINA dan BEICIP FRANLAB, 1992, Global Geodynamics, Basin Classification and Exploration Play-types in Indonesia, Volume II, Halmahera Basin, PERTAMINA, Jakarta, hal 229 – 230