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

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

Geologi Pulau Kalimantan

Pulau Kalimantan berada dibagian tenggara dari lempeng Eurasia. Pada bagian utara dibatasi oleh cekungan marginal Laut China Selatan, di bagian timur oleh selat Makassar dan di bagian selatan oleh Laut Jawa.

Geologi Pulau Kalimantan dapat dibagi menjadi beberapa bagian antara lain:


a. Bagian utara

     1. Komplek akresi Crocker-Rajang-Embaluh berumur Kapur dan Eosen-Miosen.
     2. Cekungan Melawi-Ketungai.
     3. Cekungan Kutai.
     4. Zona ofiolit-melange Lupar-Lubok Antu dan Boyan.

b. Bagian selatan 

   1. Schwanner Mountain berumur Kapur Awal-Akhir berupa batolit granit dan granodiorit yang menerobos batuan metamorf regional derajat rendah.
        2.  Tinggian Meratus di bagian tenggara Kalimantan
        3.  Cekungan Barito
        4. Cekungan Asem-asem

Tinggian Meratus merupakan sekuens ofiolit dan busur volkanik Kapur Awal. Cekungan Barito dan Cekungan Kutai dibatasi oleh Adang flexure.    

Gambar tatanan tektonik pulau kalimantan (Andang Bachtiar , 2006)

Read More

Stratigrafi Cekungan Kutai

Stratigrafi di daerah ini juga terdiri dari siklus transgresi dan regresi. Di sini fasa regresi jauh lebih mendominasi. Cekungan ini dimulai Tersier Tua, mungkin Eosen, dengan suatu transgresi yang segera diikuti oleh regresi yang mengisi cekungan ini pada seluruh Tersier dan Kuarter. Data stratigrafi menunjukkan bahwa cekungan diisi dari barat ke timur secara progradasi dengan sumbu ketebalan sedimen maximum, diendapkan pada setiap jenjang Tersier yang bergeser secara progresif ke arah timur menumpang di atas sedimen laut dalam yang tipis dari Selat Makasar.

Gerard dan Oesterle (1973) maupun Schwartz dan lain-lain (1973) mengintepretasikan endapan dalam fasa regresif ini sebagai delta. Di sini fasies prodelta, delta front, delta plain terdapat dalam urutan vertikal secara berganti-ganti dan merupakan nenek moyang Delta Mahakam yang sekarang. Delta tersebut berprogradasi ke arah laut, akan tetapi beberapa kali ditransgresi sehingga memberikan siklus kecil. Salah satu progradasi yang jauh ke timur terjadi di Awal Miosen, dimana kompleks delta mencapai pinggiran paparan. Setiap fasa regresi siklus kecil ini mengendapkan lapisan pasir reservoir. Di muka delta ini terbentuk terumbu pinggiran paparan (shelf-edge-reefs) sebelum lereng kontinen outer shelf. 

Di dalam siklus regresi besar ini dapat dibedakan antara Formasi Pulubalang, Formasi Balikpapan dan Formasi Kampung Baru, yang berumur dari Miosen sampai Pliosen

 Gambar 1. Stratigrafi Cekungan Kutai

1.            Grup Pamaluan

Batupasir kuarsa dengan sisipan batulempung, serpih, batugamping, dan batulanau, berlapis sangat baik. Batupasir kuarsa merupakan batuan utama, kelabu kehitam - kehitaman – kecoklatan, batupasir halus – sedang, terpilah baik, butiran membulat – membulat tanggung, padat, karbon dan gampingan. Setempat dijumpai struktur sedimen silang siur dan perlapisan sejajar, tebal lapisan anatara 1 – 25 m. Batulempung tebal rata-rata 45 cm. Serpih kelabu kecoklatan kelabu tua, pada tebal sisipan antara 10 – 20 cm. Batugamping kelabu, pejal, berbutir sedang – kasar, setempat berlapis dan mengandung foraminifera besar. Batulanau kelabu tua-kehitaman. Formasi pamaluan merupakan batuan paling bawah yang tersingkap di lembar ini dan bagian atas formasi ini berhubungan menjari dengan Formasi Bebuluh. Tebal Formasi ini kurang lebih 2000 meter.

2.            Grup Bebuluh

Batugamping terumbu dengan sisipan batugamping pasiran dan serpih, warna kelabu, padat, mengandung forameinifera besar berbutir sedang. setempat batugamping menghablur, tak beraturan. Serpih kelabu kecoklatan berselingan dengan batupasir halus kelabu tua kehitaman. Foraminifera besar yang jumpai antara lain : Lepidocycilina Sumatroenis, Myogipsina Sp, Operculina Sp, mununjukan umur Miosen Awal – Miosen Tengah. Lingkungan pengendapan laut dangkal dengan ketebalan sekitar 300 m. Formasi Babuluh tertindih selaras oleh Formasi Pulu Balang. 

3.            Grup Pulu Balang

Perselingan antara Greywacke dan batupasir kwarsa dengan sisipan batugamping, batulempung, batubara, dan tuff dasit, Batupasir greywacke, kelabu kehijauan padat tebal lapisan antara 50-100 m. Batupasir kuarsa kelabu kemerahan setempat tuffan dan gampingan tebal lapisan antara 15-60 cm. Batugamping coklat muda kekuningan, mengandung foraminifera besar batugamping ini terdapat sebagai sisipan dalam batupasir kuarsa, dengan tebal antara 10-40 cm. Di sungai Loa Haur, mengandung Foraminifera besar antara lain Austrotrilina howhici, Brelis Sp, Lepidocycilina Sp, Myogipina Sp, menunjukan umur Miosen Tengah dengan lingkungan pengendapan laut dangkal. Batulempung kelabu kehitaman dengan tebal lapisan antara 1-2 cm, setempat berselingan dengan batubara dengan tebal ada yang mencapai 4 m. Tufa dasit, putih merupakan sisipan dalam batupasir kuarsa.

4.            Grup Balikpapan

Perselingan batupasir dan batulempung dengan sisipan batulanau, serpih, batugamping dan batubara. Batupasir kuarsa, putih kekuningan, dengan tebal 1-3 m disisipi lapisan batubara dengan tebal 5-10 cm. Batupasir gampingan, coklat, berstruktur sedimen lapisan bersusun dan silang siur tebal, lapisan 20-40 cm mengandung foraminifera kecil disisipi lapisan tipis karbon. Lempung kelabu kehitaman setempat mengandung sisa tumbuhan oksida besi yang mengisi rekahan-rekahan setempat mengandung lensa-lensa batupasir gampingan. Lanau gampingan berlapis tipis serpih kecoklatan berlapis tipis. Batugamping pasiran mengandung Fosil menunjukan umur Moisen Akhir bagian bawah – Miosen tengah bagian atas.

5.            Grup Kampung Baru

Batupasir kuarsa dengan sisipan lempung, serpih, lanau, dan lignit, pada umumnya lunak mudah hancur. Batupasir kuarsa, putih, setempat kemerahan atau kekuningan, tidak berlapis, mudah hancur, setempat mengandung lapisan tipis oksida besi atau kongresi, tuffan atau lanuan, dan sisipan batupasir konglomerat atau konglomeratan dengan komponen kuarsa, kalsedon, serpih, dan lempung, diameter 5 – 1 cm mudah lepas, lempung kelabu kehitaman mengandung sisi tumbuhan, kepingan batubara, koral, lanau kelabu tua, menyerpih laminasi, lignit dengan tebal 1-2 m di duga berumur Miosen Akhir – Plio Plestosen. Lingkungan pengendapan delta laut dangkal, tebal lebih dari 500 m. Formasi ini menindih selaras dan setempat tidak selaras terhadap Formasi Balikpapan.

Read More