Ancaman Penurunan Produksi Minyak Indonesia

Menarik membaca hasil riset KATADATA Mei 2014 mengenai kebijakan energi Indonesia terutama bahan bakar minyak (BBM). setelah hampir empat dekade terkenal dengan salah satu penghasil minyak mentah terbesar di dunia dan bergabung dengan negara pengekspor minyak (OPEC) mulai tahun 1962 hingga 1998. bahkan produksi minyak mentah indonesi pernah mencapai puncak 1,65 juta barel /hari pada 1977 dan masuk peringkat 11 produsen minyak terbesar di dunia.


Sayangnya selama satu dekade terkhir produksi minyak indonesia tidak mencukupi kebutuhan bbm dan keluar sebagai anggota OPEC. Saat ini indonesia menjadi negara pengimpor BBM. Sayangnya walaupun negara pengimpor bbm indonesia masih tergolong murah bila dibandingkan negara pengimpor lainnya. Bahkan anggaran subsidi BBM indonesia termasuk tinggi sebesar 14% dari anggaran APBN. Hanya ada tiga negara yang mensubsidi BBM sebesar Indonesia yaitu Arab saudi (14%), Venezuela(15,8%), dan Iran (16,9%). ketiga negara tersebut termasuk dalam negara yang kaya akan minyak. hal ini berkebalikan dengan Indonesia yang merupakan negara pengimpor BBM tetapi mensubsid BBM sebesar negara kaya minyak.

Berikut analisa mengenai masalah produksi minyak Indonesia.

 Cadangan Minyak Turun Paling Besar Di Asia

Selama 5 dekade tercatat lebih dari 22 milyar barel minyak telah diproduksi di Indonesia. Pada 1960-an diperkirakan cadangan minyak Indonesia mencapai 26 milyar barel, sebagian besar berada di Pulau Sumatera, Jawa, dan Kalimantan. Namun pada tahun 2012 cadangan minyak Indonesia tersisa 14% dari 26 milyar atau tinggal 3,7 milyar. Bahkan sepanjang 30 tahun penurunan cadangan indonesia mengalami penurunan sebesar 68%. Ini sangat berbeda dengan negara asia lainnya yang justru mengalami kenaikan. Negara Cina cadangan minyaknya naik 29% dari 13,4 milyar barel menjadi 1980. sedangkan India naik 103% dari 2,8 milyar menjadi 5,7 milyar barel minyak. Kebijakan meproduksi minyak besar - besaran tanpa diimbangi dengan kegiatan eksplorasi baru untuk menambah cadangan minyak dianggap sebagai penyebab menurunnya cadangan minyak.

Cadangan Minyak Negara Asia

Produktivitas Blok Minyak Besar Menurun Drastis

Penurunan produksi minyak bumi ini terjadi di lapangan, sekitar 9-10 lapangan minyak yang dikelola perusaaan multinasional mengalami penurunan yang tajam. Produksi ini merupakan 70 % dari total produksi minyak nasional. berikut ini beberapa lapangan besar indonesia

1. Blok Rokan , Riau - Chevron Pacific Indonesia (CPI)

Blok Rokan ini merupakan penyumbang terbesar produksi minyak indonesia dengan menyumbang 40% dari produksi nasional. Dari puluhan lapangan , dua lapangan menjadi andalan yaitu lapangan Duri dan Minas. Bahkan produksi Lapangan Minas ini dikenal dengan minyak berkualitas tinggi. Lapangan Minas mulai berproduksi pada awal 1970-an sukses mengantarkan Indonesia sebagai produsen minyak terkemuka dengan menembus 1,6 juta barel/hari pada tahun 1976. sejak lapangan Minas menurun pada 1980-an , Indonesia belum pernah menembus angka 1 juta barel perhari.

Produksi Minyak Blok Rokan

2. Blok Southeast Sumatera , laut jawa - CNOOC SES Ltd
 
Blok Southeast sumatera merupakan ladang minyak yang berada di offshore yang terletak di Laut jawa. Blok ini dikelola oleh CNOOC perusaan minyak dan gas dari Cina. Pada tahun 2000 blok ini menyumbang 10% dari produksi minyak nasional namun pada 2012 kontribusinya hanya mencapai 3 %. Dengan tingkat kandunga air yang tinggi produksi dari blok ini terus menurun palaing tajam sebesar 77%.

Produksi Minyak Blok Southeast Sumatera

3. Blok Mahakam , Kalimantan Timur - Total E&P Indonesia

Blok Mahakam merupakan wilayah kerja migas Kalimantan Timur yang dikenal sebagai penghasil Gas terbesar dengan produksi mencapai 430 juta MMSCFD. Produksi dari blok ini merupakan peringkat ke - tiga dengan produksi menjapai 24,5 juta barel pertahun setara dengan 7% produksi nasional. Sejak 2000 hingga 2012 , blok mahakam mengalami penurunan produksi sebesar 22%. Lapangan Bekapai di Blok mahakam yang beroperasi selama 50 tahun merupakan langan terbesar yang mengalami penurunan produksi minyak.

Produksi Minyak Blok Mahakam.

4. Offshore North West Java, Laut jawa - PHE ONWJ

 Blok Offshore north west Java (ONWJ) terletak di lepas pantai utara jawa yang memanjang dari propinsi DKI hingga kabupaten Indramayu, Jawa barat. Blok ini dioperasikan oleh Pertamina Hulu Energi setelah diakusisi dari BP Indonesia pada tahun 2009. Setelah akuisisi , ONWJ menyumbang kontribusi besar terhadap pertamina. Setelah menurun pada periode 2000 - 2005 , produksi minyak blok ONWJ bisa kembali naik , bahkan ONWJ menjadi sedikit dari blok yang masih bisa ditingkatkan.

Produksi Minyak Blok Offshore North West Java

5. Blok Rimau , Sumatera Selatan - Medco Energi

Blok Rimau merupakan blok migas yang terletak di Kabupaten Musi Banyuasin , Sumatera Selatan. Blok ini oleh medco energi diakusisi dari PT. Stanvac Indonesia pada December 1995 dan mendapatkan perpanjangan hingga 2023. Sejak 2000 - 2012 produksi ini turun hingga 72%.

Produksi Minyak Blok Rimau

6. Blok B Natuna , Riau - Conoco Philips

Blok ini terletak di pantai kepulauan Riau, Blok B Natuna merupakan blok terbesar yang dioperasikan Conoco Philips di Indonesia. Pada 2008, Blok B Natuna mencapai puncak produksi sebesar 28,1 juta barel atau sekitar 76,8 ribu barel / hari, namun setelah itu produksinya terus menurun.

Produksi Minyak Blok Natuna

  
7. Blok Sanga - Sanga - Vico Indonesia

Terletak di Kalimantan Timur, Blok Sanga - Sanga dikelola oleh Vico Indonesia.Blok ini pernah menjadi penghasil minyak besar di Indonesia. Namun dalam perkembanganya , produksinya terus merosaot hingga 67% dari 17,3 juta barel pada tahun 2000 menjadi 6,3 juta barel pada tahun 2012

Produksi Minyak Blok Sanga - Sanga

8. Blok Cepu - Mobil Cepu Ltd

Mungkin hanya  Blok Cepu ini yang dapat diandalkan untuk mempertahankan produksi minyak. Blok ini terletak di Bojonegoro , Jawa Timur. Lapangan banyu Urip merupakan lapangan yang dapat menghasilkan minyak. blok cepu mulai menghasilkan minyak pada tahun 2009 dan diperkirakan akan terus meningkat dari hanya 3 ribu barel per hari menjadi 22 ribu / hari. Diharapkan produksinya akan mencapai puncaknya pada 2015 dengan 165ribu barel per hari.

Produksi Minyak Blok Cepu

Read More

Potensi Geotermal Songoriti Batu - Malang Segera Dilelang

Pemerintah melalui kementrian esdm siap melakukan lelang 9 Wilayah Kerja Panas Bumi yang dilakukan gubernur, bupati dan kepala daerah.  Wilayah kerja tersebut salah satunya adalah WKP Songgoriti Batu (Sumber).

Lokasi Potensi Panas Bumi Songgoriti - Batu yang dipenuhi Bangunan Hotel dan Wisata

Songgoriti sendiri sudah terkenal sebagai tempat wisata air panas. Banyak berdiri penginapan dan hotel sebagai tempat wisata. wisata ini memanfaatkan air panas sebagai sumber utama pariwisata. Dengan daerah yang sejuk dan dilewati jalur malang - jombang kediri menjadikan wilayah songgoriti ramai dikunjungi. Dengan berada di kaki bukit Gunung Panderman dan Gunung Arjuna Welirang menjadikan Songgoriti sebagai salah satu tempat wisata favorit di Kota Batu. Selai itu akses yang mudah menjadikan Songgoriti lebih ramai bila dibandingkan wisata air panas lainnya di Malang.

Potensi Panas Bumi di Jawa Timur ( ESDM Jatim)

Menurut dinas ESDM Jawa Timur potensi panas bumi Songgoriti diperkirakan sebesar 25 MW. potensi ini merupakan hasil penelitian yang dilakukan oleh dinas ESDM jawa timur. Berdasarkan penelitian dinas ESDM diperkirakan potensi ini berada seluas 5 km2. Dengan suhu permukaan berkisar antara 32 - 46 derajat celcius. Dari suhu permukaan itu diperkirakan temperatur reservoar / geotermal sebesar 140 derajat celcius. Secara umum potensi panas bumi songgoriti ini berasosiasi dengan kegiatan magmatisme/ volkanisme yang berumur kuarter dan berada di kedalaman kurang dari 1,5 km. Sistem panas bumi ini dikenal dengan sistem hidrotermal.

Menurut Hochstein and Browne (2000) pengertian dari sistem hidrotermal adalah salah satu tipe dari geotermal sistem dimana panas dari sumber dipindahkan melalui cara konveksi salah satunya dengan air meteorik. aliran air inilah yang membawa panas sampai di permukaan.
Sistem hidrotermal ini membutuhkan setidaknya beberapa unsur penting yaitu : sumber panas (heat sources), reservoir, daerah recharge (pengisian) dan daerah discharge (pengeluaran) dapat berupa manisfestasi geotermal.

Sistem hidrotermal sederhana  pada batuan gunung api

Geologi Daerah Songgoriti Batu - Malang

Secara umum geologi daerah Songgoriti terletak pada endapan vulkanik kuarter. endapan ini berasal dari letusan gunung api kuarter. Berdasarkan Peta Geologi Lembar Kediri (Santosa dan Atmawinata, 1992) daerah Songgoriti berada di 3 kaki gunung yaitu Gunung Butak - Kawi, Gunung Arjuna Welirang dan Gunung Anjasmara Tua. 

Geologi Songgoriti yang berada di 3 kaki gunung 

Hasil aktivitas ke tiga gunung-api inilah yang mempengaruhi kondisi geologi daerah Songgoriti. Berdasarkan peta tersebut dapat diuraikan kejadian geologi yang terjadi di daerah songgoriti. Awal kegiatan didahului oleh aktivitas Gunung Anjasmara Tua (Qpat) yang diperkirakan berumur Plistosen Awal - Tengah. hasil aktivitas ini menghasilkan breksi gunung - api, breksi tuf, tuf dan lava.

Kemudian pada Akhir Plistosen terjadi aktivitas vulkanisme di 2 gunung yaitu Gunung Kawi - Butak (Qpvp) dan Gunung Arjuna Welirang (Qvaw). Hasil letusan Gunung Kawi - Butak berada di selatan songgoriti sedangkan hasil aktivitas Gunung Arjuna - Welirang berada di sisi timur dan utara songgoriti. Hasil letusan Gunung api Gunung Kawi - Butak (Qpvp) berupa lava andesit, tuf, dan breksi vulkanik. Sedangkan Gunung Arjuna - welirang (Qvaw) berupa breksi gunung api, lava, breksi tufan dan tuf.

Pada umur Holosen kemudian diperkirakan terbentuk Gunung Panderman yang berada di selatan Songgoriti. Hasil endapan aktifias Gunung Panderman (Qvp) ini berupa breksi gunungapi, tuf breksi, lava dan tuf.

Ketiga gunung api inilah yang akan mempengaruhi potensi panas bumi di songgoriti - batu.

Struktur geologi yang mempengaruhi daerah ini berupa sesar - sesar mendatar di bagian selatan dan sebagian berupa sesar turun akibat dari letusan gunung api. sesar - sesar inilah yang membawa manisfestasi dari dalam keluar permukaan.

Peta Geologi daerah Songgoriti Batu dalam Lembar Geologi Kediri.

Diperkirakan reservoir ini berasal dari aktifitas gunung Butak Kawi yang berada di selatan dan Gunung Panderman. Diperlukan penelitian lebih lanjut unutk mengetahui sumber panas bumi, daerah sicharge, daerah Recharge , dan cebakan panas bumi yang berada di Songgoriti.

Referensi :

Peta Potensi Panas Bumi Jawa Timur, ESDM Jawa Timur

Peta Geologi lembar Kediri, (Santosa dan Atmawinata, 1992) Pusat Penelitian dan pengembangan Geologi

Read More

Potensi Mineral Emas Di Kabupaten Malang

Pendahuluan 

Secara geologi Pulau jawa bagian selatan merupakan daerah yang terbentuk akibat adanya Gunung api purba. Selain menyuburkan tanah di bagian Selatan, Gunung Api Purba ini juga menghasilkan Endapan Mineral logam berupa Emas , Perak, dan Tembaga. Sepanjang Jalur selatan ini ditemukan berbagai tambang emas yang ekonomis antara lain : Cibaliung (Banten) , Cikotok (Sukabumi) , Pongkor (bogor) , Ciemas (Sukabumi) dan Tumpang Pitu (Banyuwangi).

Lokasi Tambang Emas Di Indonesia

Menurut Van Bemmelen daerah selatan Pulau Jawa ini disebut dengan Old Andesite Formation.Sebutan OAF ini karena sebagian besar selatan jawa terbentuk akbat endapan vulkanik purba yang menghasilkan batuan dengan komposisi andesitik Endapan andesit ini lah yang menyusun sebagian besar pegunungan selatan jawa. Kemenerusan pola ini juga melewati daerah selatan Malang. Sehingga potensi logam emas sangat mungkin juga terdapat di selatan malang.

Pola Kemenerusan Mineralisasi di Pulau Jawa (Elysium Resources)

 

 Geologi Malang Selatan

Secara geologi Pegunungan Malang Selatan tersusun atas endapan gunung api, batuan terobosan dan batuan sedimen. Dari Tua ke muda batuan penyusunnya antara lain: 

Formasi Mandalika 

Formasi Mandalika ini terdiri dari endapan lava andesit, basal, trakit, dasit, dan breksi andesit

Formasi Wuni 

Formasi Wuni ini terdiri dari breksi dan  lava berkomposisi andesit dan basal, breksi tuf, lahar, dan tuf pasiran.Formasi ini menindih tak selaras dengan formasi mandalika. 

Formasi Nampol 

Formasi Nampol ini terdiri dari endapan sedimen dan tak selaras dengan Formasi Mandalika Formasi ini terdiri dari endapan batupasir tufaan, batulempung, napal pasiran, batupasir gampingan, dan batulempung hitam.Formasi ini menjemari dengan Formasi Wonosari

Formasi Wonosari

Formasi Wonosari ini trdiri dari terumbu gamping,gamping kristalin, napal pasiran,batulempung kebiruan, dan batugamping pasiran.

Batuan Terobosan (Intrusi)

Batuan terobosan yang ditemui di Malang selatan antara lain :

Diorit Kuarsa, Batuan ini menerobos Formasi Mandalika dan ditemukan dalam keadaan terekahkan atau terdapat kekar yang tak teratur di Kampung wediawu dan kampung Purwodadi.

Granodiorit , Batuan ini menerobos Formasi Mandalika sehingga terkersikan dan terpropilitkan dan terdapat di Kali Sat, Kali Tundo, Anak kali Purwo dan tebing - tebing bagian selatan Kampung Pujiharjo, dan Kampung Purwodadi. Batuan Granodiorit ini dijumpai mineral pirit dan mineral bijih.

Dasit , Batuan ini diperkirakan menerobos Formasi Mandalika. terdapat di sebelah Utara Kampung Purwodadi dan umumnya telah lapuk.

Stratigrafi Malang Selatan (Lembar Turen)

 

Hasil Penelitian

Beberapa penelitian dilakukan di daerah malang untuk mencari potensi logam emas yang dilakukan Pusat Sumber Daya Geologi. Beberapa lokasi telah diteliti dan disurvei antara lain: 
Kalipare , Sumbermanjing wetan , Tirtoyudo dan Ampel Gading. Hasil contoh telah dianalisa dengan beberapa kandungan logam. Berikut ini merupakan hasil penelitian yang dilakukan Pusat Sumber Daya Geologi Bandung (W. Widodo, 2002)
.
Di Kecamatan Kalipare , Kabupaten Malang ditemukan indikasi mineralisasi berupa batuan ubahan argilik. Hasil analisis kimia batuan yang di ambil di daerah ini menunjukkan kandungan 637 – 736 ppb Au, 544 – 844 ppb Hg dan 341 – 1.040 ppm As.

Di daerah Purwodadi dan Pujiharjo , Kecamatan Tirtoyudo, Kabupaten Malang ditemukan bongkah urat kuarsa di Kali Sat , Dusun Legoksono, Desa Purwodadi dengan kandungan Kalkopirit (CuFeS2), Pirit (FeS2) , dan kalkosit (Cu2S). Di daerah Kali Wedi Awu (Kampung Wediawu) juga ditemukan butiran emas hasil dari pendulangan. Sedangkan di hulu Kali Wader (Desa Purwodadi) ditemukan adanya singkapan urat - urat kecil (veinlet) dengan kandungan mineral kalkopirit (CuFeS2) dan Sphalerite (Zn,FeS) dengan ubahan batuan berupa silisifikasi, argilik, dan propilitik dengan batuan ubahan berupa andesit Formasi Mandalika. Hasil uji kandungan kimia sample batuan dari daerah ini menunjukkan kandungan 2.681 – 15.200 ppm Zn, 500 – 1.466 ppb Hg, 1.390 ppm As, 2.028 – 7.253 ppm Cu dan 897 – 980 ppb Au.

Selain itu dari ditemuakn juga endapan mineral galena (PbS2) di sekitar  Kali Sumberjambe , Kali Penguluran serta endapan mangan di sekitar Gunung Lincing dan Gunung Keri. 
 

Potensi penemuan endapan tipe porfiri 

Pada tahun 2013 perusahaan eksplorasi emas dari australia meneliti potensi endapan tipe porfiri di Malang Selatan tepatnya Kecamatan Sumbermanjing wetan. Setelah ditemukan adanya potensi mineral emas di Tumpang Pitu (Banyuwangi), Elang ( Sumbawa) , Selodong (Sumbawa) , dan Brambang (Sumbawa). Potensi endapan porfiri ini juga kemungkinan mengikuti pola kemenerusan old andesite formation di Pulau Jawa.

Potensi Deposit dengan tipe Porfiri di Selatan Jawa

Dari ke empat endapan emas tipe porfiri ini berhubungan dengan penunjaman lempeng Australian di selatan Pulau Jawa. Diperkirakan di Malang memiliki kemiripan sistem geologi / cebakan mineral yang telah ditemukan di Banyuwangi dan Pulau sumbawa. Pada tambang Batu hijau (Sumbawa) dilaporkan memiliki kandungan sebesar 13.1 Juta ounce Au dan 12,7 Milyar lb Cu, Elang (Sumbawa)  dilaporkan tereka dan terindikasi sebesar 25.3 Juta ounce Au dan ~16.3 Milyar lb Cu, Tujuh Bukit (Banyuwangi) dilaporkan tereka sebesar ~28.1 Juta ounce Au dan ~19.0 milyar lb  Cu.

Kandungan deposit porfiri di jalur mineralisasi selatan Jawa dan Sumbawa
(Elysium Resources)

Saat ini diperkirakan ada 4 propect utama yang ditemukan yaitu Tambak Rejo , Tampak Bedil, Binglis dan Purwoharjo. Hasil sampel unsur Geokimia menunjukkan adanya mineral emas , tembaga, arsen, dan antimony. unsur unsur ini menunjukkan path finder dengan tipe High sulfida sistem. sedangkan di permukaan ditemukan litocap alterasi yang luas dan mengambarkan adanya unsur emas, perak, dan tembaga. Kemungkinan sistem deposit porfiri Cu-Au ini berada di bawah dengan sistem High sulfida. 

Peta lokasi Iup, Prospek dan Peta Geologi (Lembar Turen)

Sebelumnya beberapa perusahan telah mengambil sample batuan. Indochina Goldfield Limited di tahun 1990 dan Asian Gold (Ivanhoe) di tahun 2006 menunjukan hasil yang signifikan. Hasil ini termasuk unsur dengan kadar 8.11 ppm Au, 0.1% Cu, 490 ppm As dan 36 ppm Sb. Low oxide gold berkadar 0.3 - 0.7 ppm ditemukan di daerah Binglis pada eksplorasi sebelumnya. Hasil ini berada di atas prospek area dan berkaitan dengan silika. urat - urat kuarsa ini bertekstur vuggy quartz dan pervasive quartz.

Mineralisasi dengan tekstur vuggy quartz dengan kandungan mineral sulfida 2 - 5 % (Elysium Resources)

Besi Oksida dengan mineral dominan Hematite, kandungan emas berkisar antara 0.3 - 0.7 ppm (Elysium Resources)

Survei Lapangan

Survei lapangan ini terutama berada di area luar IUP (Gunung Pondok Segoro). Hasil pengamatan akses menuju ke daerah Tirtoyudo terutama kampung legoksono sangat sulit dengan jalan berliku dan sempit. selain itu di daerah tersebut jarang dijumpai kawasan penduduk. Sebagian besar tempat berupa hutan yang sulit di akses sehingga hanya dilakukan pengamatan di tepian jalan raya. Beberapa singkapan terlihat adanya alterasi batuan propilitik.

Foto perbukitan di selatan Malang (foto pribadi)

Referensi

Sujanto dkk., 1992. Peta Geologi lembar Turen. Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi : Bandung

W. Widodo dan S. Simanjutak , 2002 SUB DIT. MINERAL LOGAM  (HASIL KEGIATAN EKSPLORASI MINERAL LOGAM KERJASAMA TEKNIK ASING DAERAH PEGUNUNGAN SELATAN JAWA TIMUR (JICA MMAJ - Jepang) dan CIANJUR (KIGAM – Korea))

Breakaway Research, Elysium Resources Limited

Read More

Peluang dan Tantangan Pengembangan Shale Gas di Indonesia

Indonesia negara yang pada tahun dekade 70 - 80 dikenal sebagai salah satu pengekspor minyak dunia (OPEC). Puncak dari produksi minyak telah terlewati, saat ini sebagian besar telah terjadi penurunan produksi yang cukup signifikan. Sayangnya saat ini indonesia berubah menjadi negara pengimpor bahan bakar minyak. Ketergantungan terhadap minyak ini mengakibatkan neraca perdagangan indonesia defisit. Diperkirakan hampir 500 milyar rupiah dikeluarkan setiap hari untuk mensubsidi BBM ini. Kebutuhan energi yang meningkat ini sayangnya tidak diimbangi dengan hasil produksi minyak.
Saat ini produksi minyak indonesia berkisar antara 800-850 ribu per hari yang tidak mencukupi kebutuhan negara indonesia yang mencapai 1,2-1,3 juta barel minyak per hari. Kurangnya kegiatan pencarian baru menjadi salah satu penyebab merosotnya hasil produksi indonesia. Salah satu potensi penambahan energi minya dan gas ini dapat berasal dari shale oil / gas. Sayangnya baru negara Amerika yang berhasil dalam mengembangkan energi ini. Selain masalah teknologi, dampak lingkungan, peraturan shale gas,  ini masih belum dibuat karena masih baru berkembang . Oleh karena itu potensi dari shale gas ini sangat dapat dimanfaatkan untuk memambah pasokan minyak indonesia. Berikut ulasan tentang peluang dan tantangan dalam pengembangan shale gas.

1. Potensi Shale Gas Indonesia sebesar 574.07 Tcf

Potensi shale gas di berbagai cekungan indonesia (Badan Geologi, 2011).

potensi shale gas ini sebagian besar di wilayah barat terutama cekungan di pulau sumatra , jawa , dan Kalimantan. Pada cekungan di pulau sumatra diperkiran sebesar 233.05 Tcf, pulau Jawa sebesar 47,64 Tcf, dan pulau Kalimantan sebesar 193,93 Tcf. Sebagian besar potensi berada di cekungan yang telah terbukti menghasilkan minyak dan gas konvensional seperti cekungan sumatra utara, cekungan sumatera tengah, cekungan sumatra selata, cekungan north west java, cekungan north east java, cekungan Kutai, cekungan Barito. cekungan Tarakan , dan Cekungan Bintuni.

2. Beberapa Potensi Cekungan Telah Dipetakan

Berbeda bila kita mengekplorasi cekungan baru untuk mencari oil dan gas secara konvensional potensi Shlae gas dapat ditemukan melalui beberapa cekungan yang telah di ekplorasi dan diekploitasi antara lain Cekungan Sumatra Tengah, Cekungan Sumatra Selatan, Cekungan West Java, East Java , Cekungan Kutai, Barito dan Tarakan. Badan Geolgi telah mengindentifikasi beberapa formasi/ batuan yanga dapata dijadikan sebagai sumber shale gas antara lain. 

Formasi Bampo, Pematang, Baong, Telisa dan Gumai di Pulau Sumatra. 

Kesebandingan Stratigrafi Cekungan Pulau Sumatra
 (Barber et al 2005 op.cit. Badan Geologi 2010)

Sedangkan di Cekungan Jawa Barat potensi terbesar di formasi Cibulakan Atas sedangkan di Cekungan Jawa Timur berupa Formasi Ngimbang, tuban dan Wonocolo.

Kesebandingan Stratigrafi Cekungan Pulau Jawa
 (Indonessian Basins Summaries 2006 op. cit Badan Geologi 2010)

Untuk cekungan yang berada di Pulau Kalimanta antara lain Cekungan Kutai dengan Pulau Balan dan Pamaluan, Cekungan Barito dengan Formasi Tanjung Atas dan Warukin bawah. Cekungan Tarakan dengan Formasi Sembakung dan Mangkubua. 

Kesebandingan Stratigrafi Cekungan Pulau Sumatra
 ( Badan Geologi 1993 op cit Indonessian Basins Summaries 2006 op cit Badan Geologi 2010)

Sedangkan Potensi Shale di Wilayah Timur antara lain di Cekungan Bintuni dengan Klasafet , Cekungan Salawati, Buton, Seram dan Misol.

3. Kebutuhan Energi Indonesia yang Meningkat

Dengan pertumbuhan ekonomi yang mecapai 5-6 % kebutuhan akan energi juga bertambah. Selain itu Bonus demografi dan meningkatnya daya beli masyarakat indonesia terutama kelas menengah harus ada diimbangi kecukupan persediaan energi. Sayangnya sebagian besar hasil ekploitasi energi kita masih ekspor prioritas sehingga dikuatirkan akan ada kelangkaan persediaan energi oleh karena itu dibutuhkan adanya investasi di bidang energi terutama Shale Gas. Komposisi konsumsi energi primer di Indonesia masih 54,4 persen dari minyak bumi (PEN 2005-2025), menyusul gas bumi, batu bara (14,1 persen), PLTA (3,4 persen), panas bumi (1,4 persen), dan energi terbarukan lainnya (0,2 persen)

Proyeksi sumber gas Indonesia (Wood Mackenzie)

Berdasarkan data dari Wood Mackenzie peranan dari konvensional energi akan berkurang digantikan oleh sumber energi dari unconventinal terutama shale gas, Tight gas, dan CBM. Oleh karena itu untuk mencapai itu dibutuhkan eksplorasi dan penelitian yang secara intensif dalam bidang shale gas ini.

Prediksi Kebutuhan Gas Indonesia (Hok So Wah, 2012)

Sebagian besar kebutuhan gas indonesia dibutuhkan untuk  pembangkit listrik, Pabrik pupuk, transportasi, dan perusahaan kimia. diharapkan shale gas dapat menjadi salah satu diversifikasi energi di inonesia selain minyak bumi. dengan kebutuhan yang tinggi dan menurunya produksi gas konvensional, diharapkan shale gas dapat menutupinya

4. Teknologi Pengembangan Shale Gas

Pengekstrasian potensi shale gas berbeda dengan mmintak dan gas konvensiaonal . di dalam pengembangan shlae gas dibutuhkan pengeboran horizontal mengikuti lapisan shale. Sedangkan gas konvensional berupa horizontal drilling. Karena itu dibutuhkan teknologi pengeboran yang dapat mengebor menyamping. 

Cebakan shale Gas (wikipedia)

Selain pengeboran di dalam pengembangan shale gas diperlukan proses fracking (pemecahan batuan) untuk melepaskan material gas yang terperangkap di batuan shale. Teknologi ini sayangnya masih belum dikuasai indonesia, sehingga diperlukan alih teknologi. 

Teknologi Fracking di Shale Gas (National Geografic , Maret 2013)

Teknologi fracking ini menggunakan tekanan air sehingga dapat memecah batuan shale. Setelah dibuka fracking gas akan mulai mengalir ke pipa dan keluar ke atas. 

5. Faktor Lingkungan

 Di negara amerika serikat pengembangan shale gaas mengakibatkan beberapa masal lingkung di air tanah, pencemaran udara, dan adanya pergerakan tanah. Salah satu paling penting yaitu masalah lingkungan air karena pada saat proses fracking/ pemecahan dibutuhkan berjuta galon air untuk di injeksikan ke dalam batuan. Selain itu kandungan bahan kimia diduga juga mencemari zona air bawah tanah sehingga tidak dapa dikonsumsi. Majalah National Geographic bulan Maret 2013 mengangkat isu faktor lingkungan ini sebagai topik utama.

Isu Shale Gas di National geographic maret , 2013

Selain Pencemaran air, gas hasil pemecahan batuan shale ditenggarai bocor ke permukaan sehingga mengakibatkan lepasnya gas metana ke atmosfer, dan mengakibatkan adanya pencemaran udara.
selain itu kegiatan fracking dan crack ditenggarai juga memicu adanya penurunan tanah dan gempa bumi. hal ini terjadi di amerika sebagai pionir pengembangan shale gas. Diperkirakan fracking pada batuan ini yang memicu adanya pergerakan tanah/ gempa. Beberapa daerah di amerika melaporkan adanya hubungan fracking dengan gempa yang terjadi antara lain Ohio , Amerika Serikat.

Gempa Bumi yang terjadi di Ohio , USA. Diperkirakan akibat kegiatan eksploitasi shale gas.

6. Hukum dan Perundangan yang Berlaku di Indonesia

Saat ini indonesia belum memiliki undang - undang yang mengatur secara spesifik tentang eksplorasi, eksploitasi dan bagi hasil pengembangan shlae gas. Oleh karena itu dibutuhkan undang-undang/peraturan tentang shale gas. Sehingga investor tertarik untuk menanamkan modal dalam penegembangan shale gas di Indonesia. saat ini pembagian dalam undang - undang migas konvesional mensyaratkan bagi hasil sebesar 30 untuk investor dan 70 untuk negara. Untuk itu perlu diberikan semancam intensif bagi investor yang menanamkan investasi di Indonesia. Berbagai macam intensif dapat diberikan antara lain berupa pemotongan pajak atau menaikkan bagi hasil menjadi 40 - 50 % bagi investor di Indonesia. Diharapkan legislasi / peraturan shale Gas dapat segera dibuat agar ada kepastian hukum bagi penegmbang Shale gas.

Konsep Hukum pengembangan shale gas Indonesia (Kemen ESDM)

Diharapkan pada tahun 2020 - 2025 shale gas ini dapat berperan sebagai salah satu sumber energi bagi negara Indonesia. Sehingga anacaman defisit energi di Tahun 2025 dapat dicegah. itulah berbagai peluang dan tantangan pengembangan shale gas di Indonesia.

7. Infrastruktur Pengembangan Gas

Untuk saat ini infrastruktur pipa gas sebagian besar berada di bagian barat indonesia. Sedangkan di bagian timur Indonesia belum terlalu berkembang sehingga di butuhkan investasi yang besar di bagian timur indonesia. Gambar dibawah merupakan peta jaringan pipa gas yang ada maupun rencana pengembangannya. Sebagian besar berada di bagian barat mulai dari Pulau Sumatra hingga Jawa.

Peta Jaringan gas Indonesia (Kemen ESDM)

Saat ini Jaringan Gas sebagian besar untuk mensuplay pembangkit listrik , pupuk, dan petrokimia yang ada di pulau di Jawa dan jaringan gas untuk ekspor terutama ke singapura. Nantinya diharapkann Jaringan gas dapat berkembang  terutama menghubunkan Pulau Kalimatan yang memiliki potensi besar dengan permintaan di pulau jawa.

Referensi

mass potential = shale gas, The oil and gas year indonesia 2012

Hok So Wah, Indonesia's opportunity in the development of Unconvetional gas resources , world gas Conference , Kuala Lumpur 2012.

R Sukyar dan R . Fakhruddin 2013, Unconventional Oil and Gas Potential in Indonesia with Special Attention to Shale Gas andCoal-bed Methane ; Badan Geologi

National Geographic, Maret 2013

A. Edy Harmantoro,Opportunities, Challenges and Strategies in Monetizing Indonesia's Shale Gas : Kementrian ESDM

Rovicky Dwi Putrohari , Shale Gas for Indonesia : IAGI

Read More

Tektonik Cekungan Kutai

 Tektonik

Cekungan Kutai di sebelah utara berbatasan dengan Bengalon dan Zona Sesar Sangkulirang, di selatan berbatasan dengan Zona Sesar Adang, di barat dengan sedimen-sedimen Paleogen dan metasedimen Kapur yang terdeformasi kuat dan terangkat dan membentuk daerah Kalimantan Tengah, sedangkan di bagian timur terbuka dan terhubung denganlaut dalam dari Cekungan Makassar bagian Utara.

Elemen Struktur bagian timur Cekungan Kutai. (Beicip, 1992, op.cit. Allen dan Chambers, 1998. )

Cekungan Kutai dapat dibagi menjadi fase pengendapan transgresif Paleogen  dan pengendapan regresif  Neogen. Fase Paleogen dimulai dengan ekstensi pada tektonik dan pengisian cekungan selama Eosen dan memuncak pada fase longsoran tarikan post-rift dengan diendapkannya serpih laut dangkal dan karbonat selama Oligosen akhir. Fase Neogen dimulai sejak Miosen Bawah sampai sekarang, menghasilkan progradasi delta dari Cekungan Kutai sampai lapisan Paleogen. Pada Miosen Tengah dan lapisan yang lebih muda di bagian pantai dan sekitarnya berupa sedimen klastik regresif yang mengalami progradasi ke bagian timur dari Delta Mahakam secara progresif lebih muda menjauhi timur. Sedimen-sedimen yang mengisi Cekungan Kutai banyak terdeformasi oleh lipatan-lipatan yang subparalel dengan pantai.  Intensitas perlipatan semakin berkurang ke arah timur, sedangkan lipatan di daerah dataran pantai dan lepas pantai terjal, antiklin yang sempit dipisahkan oleh sinklin yang datar. Kemiringan cenderung meningkat sesuai umur lapisan pada antiklin. Lipatan-lipatan terbentuk bersamaan dengan sedimentasi berumur Neogen. Banyak lipatan-lipatan yang asimetris terpotong oleh sesar-sesar naik yang kecil, secara umum berarah timur, tetapi secara lokal berarah barat.

Cekungan Kutai dari Oligosen akhir – sekarang. (Beicip, 1992, op.cit. Allen dan Chambers, 1998.)

Pada Kala Oligosen (Tersier awal) Cekungan Kutai mulai turun dan  terakumulasi sediment-sediment laut dangkal khususnya mudstone, batupasir sedang dari Formasi serpih Bogan dan Formasi Pamaluan. Pada awal Miosen, pengangkatan benua ( Dataran Tinggi Kucing) ke arah barat dari tunjaman menghasilkan banyak sedimen yang mengisi Cekungan Kutai pada formasi delta-delta sungai, salah satunya di kawasan Sangatta. Ciri khas sedimen-sedimen delta terakumulasi pada Formasi Pulau Balang, khususnya sedimen dataran delta bagian bawah dan sedimen batas laut, diikuti lapisan-lapisan dari Formasi Balikpapan yang terdiri atas mudstone, bataulanau, dan batupasir dari lingkungan pengendapan sungai yang banyak didominasi substansi gambut delta plain  bagian atas yang kemudian membentuk lapisan-lapisan batubara pada endapan di bagian barat kawasan Pinang. Subsidenceyang berlangsung terus pada waktu itu kemungkinan tidak seragam dan meyebabkan terbentuknya sesar-sesar pada sedimen-sedimen. Pengendapan pada Formasi Balikpapan dilanjutkan dengan akumulasi lapisan-lapisan Kampung Baru pada kala Pliosen. Selama Kala Pliosen, serpih dari serpih Bogan dan Formasi Pamaluan yang sekarang terendapkan sampai kedalaman 2000 meter, menjadi  kelebihan tekanan dan tidak stabil, menghasilkan pergerakan diapir dari serpih ini melewati sedimen-sedimen diatasnya menghasilkan struktur antiklin-antiklin rapat yang dipisahkan oleh sinklin lebih datar melewati Cekugan Kutai dan pada kawasan Pinang terbentuk struktur Kerucut Pinang dan Sinklin Lembak.

Referensi :

Allen, G.P., dan Chambers,J.L.C.,1998, Sedimentation in the Modern and Miocen Mahakam Delta. IPA, hal. 156-165

Read More

Geologi Cekungan Barito

Tektonik Cekungan Barito

Secara tektonik Cekungan Barito terletak pada batas bagian tenggara dari Schwanner Shield, Kalimantan Selatan. Cekungan ini dibatasi oleh Tinggian Meratus pada bagian Timur dan pada bagian Utara terpisah dengan Cekungan Kutai oleh pelenturan berupa Sesar Adang, ke Selatan masih membuka ke Laut Jawa, dan ke Barat dibatasi oleh Paparan Sunda.

Cekungan Barito merupakan cekungan asimetrik, memiliki cekungan depan (foredeep) pada bagian paling Timur dan berupa platform pada bagian Barat. Cekungan Barito mulai terbentuk pada Kapur Akhir, setelah tumbukan (collision) antara microcontinent Paternoster dan Baratdaya Kalimantan (Metcalfe, 1996; Satyana, 1996).

Pada Tersier Awal terjadi deformasi ekstensional sebagai dampak dari tektonik konvergen, dan menghasilkan pola rifting Baratlaut – Tenggara. Rifting ini kemudian menjadi tempat pengendapan sedimen lacustrine dan kipas aluvial (alluvial fan) dari Formasi Tanjung bagian bawah yang berasal dari wilayah horst dan mengisi bagian graben, kemudian diikuti oleh pengendapan Formasi Tanjung bagian atas dalam hubungan transgresi.

Pada Awal Oligosen terjadi proses pengangkatan yang diikuti oleh pengendapan Formasi Berai bagian Bawah yang menutupi Formasi Tanjung bagian atas secara selaras dalam hubungan regresi. Pada Miosen Awal dikuti oleh pengendapan satuan batugamping masif Formasi Berai.

Selama Miosen tengah terjadi proses pengangkatan kompleks Meratus yang mengakibatkan terjadinya siklus regresi bersamaan dengan diendapkannya Formasi Warukin bagian bawah, dan pada beberapa tempat menunjukkan adanya gejala ketidakselarasan lokal (hiatus) antara Formasi Warukin bagian atas dan Formasi Warukin bagian bawah.

Pengangkatan ini berlanjut hingga Akhir Miosen Tengah yang pada akhirnya mengakibatkan terjadinya ketidakselarasan regional antara Formasi Warukin atas dengan Formasi Dahor yang berumur Miosen Atas – pliosen.

Tektonik terakhir terjadi pada kala Plio-Pliestosen, seluruh wilayah terangkat, terlipat, dan terpatahkan. Sumbu struktur sejajar dengan Tinggian Meratus. Sesar-sesar naik terbentuk dengan kemiringan ke arah Timur, mematahkan batuan-batuan tersier, terutama daerah-daerah Tinggian Meratus.

Statigrafi Cekungan Barito

Stratigrafi Cekungan Barito, Cekungan Kutai, dan Cekungan Tarakan.

 (Courtney, et al., 1991, op cit., Bachtiar, 2006).

Urutan stratigrafi Cekungan Barito dari tua ke muda adalah :

Formasi Tanjung (Eosen – Oligosen Awal)

Formasi ini disusun oleh batupasir, konglomerat, batulempung, batubara, dan basalt. Formasi ini diendapkan pada lingkungan litoral neritik.

Formasi Berai (Oligosen Akhir – Miosen Awal)     

Formasi Berai disusun oleh batugamping berselingan dengan batulempung / serpih di bagian bawah, di bagian tengah terdiri dari batugamping masif dan pada bagian atas kembali berulang menjadi perselingan batugamping, serpih, dan batupasir. Formasi ini diendapkan dalam lingkungan lagoon-neritik tengah dan menutupi secara selaras Formasi Tanjung yang terletak di bagian bawahnya. Kedua Formasi Berai, dan Tanjung memiliki ketebalan 1100 m pada dekat Tanjung.

Formasi Warukin (Miosen Bawah – Miosen Tengah)

Formasi Warukin diendapkan di atas Formasi Berai dan ditutupi secara tidak selaras oleh Formasi Dahor. Sebagian besar sudah tersingkap, terutama sepanjang bagian barat Tinggian Meratus, malahan di daerah Tanjung dan Kambitin telah tererosi. Hanya di sebelah selatan Tanjung yang masih dibawah permukaan.

Formasi ini terbagi atas dua anggota, yaitu Warukin bagian bawah (anggota klastik), dan Warukin bagian atas (anggota batubara). Kedua anggota tersebut dibedakan berdasarkan susunan litologinya.

Warukin bagian bawah (anggota klastik) berupa perselingan antara napal atau lempung gampingan dengan sisipan tipis batupasir, dan batugamping tipis di bagian bawah, sedangkan dibagian atas merupakan selang-seling batupasir, lempung, dan batubara. Batubaranya mempunyai ketebalan tidak lebih dari 5 m., sedangkan batupasir bias mencapai ketebalan lebih dari 30 m.

Warukin bagian atas (anggota batubara) dengan ketebalan maksimum ± 500 meter, berupa perselingan batupasir, dan batulempung dengan sisipan batubara. Tebal lapisan batubara mencapai lebih dari 40 m, sedangkan batupasir tidak begitu tebal, biasanya mengandung air tawar. Formasi Warukin diendapkan pada lingkungan neritik dalam (innerneritik) – deltaik dan menunjukkan fasa regresi.

Formasi Dahor (Miosen Atas – Pliosen)

         Formasi ini terdiri atas perselingan antara batupasir, batubara, konglomerat, dan serpih yang diendapkan dalam lingkungan litoral – supra litoral.

Referensi :

Satyana, A.H., 2000, Kalimantan, An Outline of The Geology of Indonesia, Indonesian Association of Geologists, p.69-89.

Bachtiar, A., 2006, Slide Kuliah Geologi Indonesia, Prodi Teknik Geologi, FITB-ITB

Read More

Sejarah Tektonik Pulau Kalimantan

Basement pre-Eosen

Bagian baratdaya Kalimantan tersusun atas kerak yang stabil (Kapur Awal) sebagai bagian dari Lempeng Asia Tenggara meliputi baratdaya Kalimantan, Laut Jawa bagian barat, Sumatra, dan semenanjung Malaysia. Wilayah ini dikenal sebagai Sundaland. Ofiolit dan sediment dari busur kepulauan dan fasies laut dalam ditemukan di Pegunungan Meratus, yang diperkirakan berasal dari subduksi Mesozoikum.
Di wilayah antara Sarawak dan Kalimantan terdapat sediment laut dalam berumur Kapur-Oligosen (Kelompok Rajang), ofiolit di (Lupar line, Gambar 3; Tatau-Mersing line, Gambar 4 dan 5; Boyan mélange antara Cekungan Ketungai dan Melawi), dan unit lainnya yang menunjukkan adanya kompleks subduksi. Peter dan Supriatna (1989) menyatakan bahwa terdapat intrusive besar bersifat granitik berumur Trias diantara Cekungan Mandai dan Cekungan Kutai atas, memiliki kontak tektonik dengan formasi berumur Jura-Kapur.

Gambar 1: NW – SE Cross section Schematic reconstruction (A) Late Cretaceous, and

 (B) Eocene (Pertamina BPPKA, 1997, op cit., Bachtiar, 2006).

Permulaan Cekungan Eosen

Banyak penulis memperkirakan bahwa keberadaan zona subduksi ke arah tenggara di bawah baratlaut Kalimantan (Gambar 1 dan 2) pada periode Kapur dan Tersier awal dapat menjelaskan kehadiran ofiolit, mélanges, broken formations, dan struktur tektonik Kelompok Rajang di Serawak (Gambar 3), Formasi Crocker di bagian barat Sabah, dan Kelompok Embaluh. Batas sebelah timur Sundaland selama Eosen yaitu wilayah Sulawesi, yang merupakan batas konvergensi pada Tersier dan kebanyakan sistem akresi terbentuk sejak Eosen.  

Gambar 2: Paleocene – Middle Eocene SE Asia tectonic reconstruction. SCS = South China Sea, LS = Lupar Subduction, MS = Meratus Subduction, WSUL = West Sulawesi, I-AU = India Australia Plate, PA = Pacific plate  (Pertamina BPKKA, 1997, op cit., Bachtiar, 2006)

Gambar 3: Cross section reconstruction of North Kalimantan that show Lupar subduction in Eocene

 (Hutchison, 1989, op cit., Bachtiar 2006))

Mulainya collision antara India dan Asia pada Eosen tengah (50 Ma) dan mempengaruhi perkembangan dan penyesuaian lempeng Asia. Adanya subsidence pada Eosen dan sedimentasi di Kalimantan dan wilayah sekitarnya merupakan fenomena regional dan kemungkinan dihasilkan dari penyesuaian lempeng, sebagai akibat pembukaan bagian back-arc Laut Celebes.

Tektonisme Oligosen

Tektonisme pada pertengahan Oligosen di sebagian Asia tenggara, termasuk Kalimantan dan bagian utara lempeng benua Australia, diperkirakan sebagai readjusementdari lempeng pada Oligosen. Di pulau New Guinea, pertengahan Oligosen ditandai oleh ketidakselarasan (Piagram et al., 1990 op cit., Van de Weerd dan Armin, 1992) yang dihubungkan dengan collision bagian utara lempeng Australia (New Guinea) dengan sejumlah komplek busur. New Guinea di ubah dari batas konvergen pasif menjadi oblique. Sistem sesar strike-slip berarah barat-timur yang menyebabkan perpindahan fragmen benua Australia (Banggai Sula) ke bagian timur Indonesia berpegaruh pada kondisi lempeng pada pertengahan Oligosen.

Gambar 4: Late Oligocene – Early Miocene SE Asia tectonic reconstruction. SCS = South China Sea, LS = Lupar Subduction, MS = Mersing Subduction, WSUL = West Sulawesi, E SUL = East Sulawesi I-AU = India Australia plate, PA = Pacific plate, INC = Indocina, RRF = Red River Fault, IND = India; AU = Australia, NG = New Guinea, NP = North Palawan, RB = Reed Bank, H = Hainan, SU = Sumba (Pertamina BPKKA, 1997, op cit., Bachtiar 2006)

 Ketidakselarasan pada pertengahan Oligosen hadir di Laut China selatan (SCS) dan wilayah sekitarnya (Adams dan Haak, 1961; Holloway, 1982; Hinz dan Schluter, 1985; Ru dan Pigott, 1986; Letouzey dan Sage, 1988; op cit.,  Van de Weerd dan Armin, 1992). Ketidak selarasan ini dihubungkan dengan pemekaran lantai samudera di SCS. Subduksi pada baratlaut Kalimantan terhenti secara progresif dari baratdaya sampai timurlaut. Di bagian baratdaya, berhenti pada pertengahan Oligosen; di bagian timurlaut, berhenti pada akhir Miosen awal (Holloway, 1982, op cit., Van de Weerd dan Armin, 1992). 

Gambar 5: NW – SE cross section schematic reconstruction (A) Oligocene – Middle Miocene, and  (B) Middle Miocene - Recent (Pertamina BPPKA, 1997, op cit., Bachtiar, 2006).

Gambar 6: Middle Miocene – Recent SE Asia tectonic reconstruction

(Pertamina BPKKA, 1997, op cit., Bachtiar, 2006)

Tektonisme Miosen

Di wilayah sekitar SCS pada Miosen awal-tengah terjadi perubahan yang Sangat penting. Pemekaran lantai samudera di SCS berhenti, sebagai subduksi di Sabah dan Palawan; mulai terjadinya pembukaan Laut Sulu (silver et al., 1989; Nichols, 1990; op cit., Van de Weerd dan Armin, 1992); dan obduksi ofiolit di Sabah (Clennell, 1990, op cit., Van de Weerd dan Armin, 1992). Membukanya cekungan marginal Laut Andaman terjadi pada sebagian awal Miosen tengah (Harland et al., 1989. op cit., Van de Weerd dan Armin, 1992).

Gambar 7: Elemen Tektonik Pulau Kalimantan pada Miosen tengah. Nuay, 1985, op cit., Oh, 1987.)

DAFTAR PUSTAKA

Allen, G.P., dan Chambers,J.L.C.,1998, Sedimentation in the Modern and Miocen Mahakam Delta. IPA, hal. 156-165.

Bachtiar, A., 2006, Slide Kuliah Geologi Indonesia, Prodi Teknik Geologi, FIKTM-ITB.

Oh,H.L., The Kutai Basin a Unique Structural History. Proceeding IPA 20th October 1987Vol I p. 311-316.

Satyana, A.H., 2000, Kalimantan, An Outline of The Geology of Indonesia, Indonesian Association of Geologists, p.69-89.

Van de Weerd, A.A., dan Armin, Richard A., 1992, Origin and Evolution of the Tertiary Hydrocarbon-Bearing Basins in Kalimantan (Borneo), Indonesia, The American Association of Petroleum Geologists Bulletin v. 76, No. 11, p. 1778-1803.

Read More