Sigit dan rekan2 netter, 1. Menurut hemat saya, greater Tarakan Basin bukan aborted rift, bukan juga intra-arc basin (apa benar intra-arc basin menurut usulan klasifikasi 2008 itu, legenda warna tipe basin ada yang tidak sama dengan pewarnaan beberapa basin-nya sendiri, termasuk Tarakan). Bukan aborted rift karena di depan Tarakan ada Sulawesi Sea yang spreading, bukan failed rifting seperti Selat Makassar. Saya menganggap greater Tarakan Basin sebagai proper passive margin, sama dengan bagian Cekungan Sumatra Utara yang menghadap Andaman Sea yang aktif spreading. Bahkan, dalam sistem ini passive margin di Tarakan terbentuk lebih dahulu dibandingkan Kutei. Bukan sebagai intra-arc basin karena tak ada volcanic arc definitif di wilayah Kalimantan timurlaut ini. Tentu, tak bisa disamakan dengan Ombilin atau Banyumas Basins yang memang berposisi intra-arc di sejarahnya dengan volcanic arc yang definitif. Memang makin ke barat di greater Tarakan ada banyak intrusi2 Paleogen dan sebagian sedimen Paleogennya volkanik-klastik, tetapi untuk memenuhi syarat sebagai intra-arc basin ia harus berada di volcanic arc yang definitif. Greater Tarakan Basin adalah cekungan embayment sejati, jadi jangan mengharapkan ada batas yang tegas antara sub-basin-nya. Meskipun demikian, beberapa sub-basinnya memang dibatasi oleh beberapa tinggian struktur seperti Tidung dan Berau dipisahkan dari Tarakan dan Muara oleh tinggian regional Dasin High. Dua sub-basin onshore dan dua sub-basin offshore ini juga berbeda dalam structural styles-nya di mana yang offshore lebih didominasi growth faulting akibat progradasi delta, terutama Tarakan. Sedangkan pemisah antara Muara dan Tarakan, serta Berau dan Tidung hanyalah strike-slip NW-SE yang interpreted. Pembagian empat fase dari Doust dan Noble sebenarya lebih cocok untuk cekungan2 yang tak punya sifat embayment di Indonesia Barat (mulai dari Sumatra Tengah-Jawa Timur lalu ke Barito. Mulai Kutei ia tidak terlalu jelas lagi, dan masuk ke Tarakan makin tidak kelihatan. Fase early dan syn-rift-nya untuk Tarakan masih interpreted. 2. Proven source rocks Tarakan tak berbeda dari Kutei, yaitu shale dan coal deltaik Miosen, dalam hal ini terutama Meliat dan Tabul. Yang lain mungkin bisa (Naintupo), tetapi belum ada buktinya. Minyak2 lapangan sub-ekonomik (temuan Belanda)di onshore Tarakan seperti "Galiadap" sebenarnya akan memegang kunci ke proven source rocks Paleogen di Tarakan, tetapi belum banyak pekerjaan geokimia di wilayah ini, sehingga belum ada bukti yang definitif tentang SR Paleogen. 3. Ada dua penyebab mengapa di Tarakan sub-basin telah banyak penemuan hidrokarbon, yaitu alasan geologi dan alasan eksplorasi. Alasan geologi : Tarakan-subbasin adalah space of accommodation utama untuk Sesayap Delta, ini adalah delta utama di greater Tarakan (seperti Mahakam di Kutei). Kemudian karena ada tinggian di selatan dan utaranya, maka relatif delta lobes Sesayap dari berbagai umur hanya berkembang di Tarakan sub-basin. Latih Delta ada, tetapi minimal saja, ini seperti model Bebulu di pojok selatan Kutei. Alasan kedua adalah : eksplorasi di Berau dan Muara masih minimal, dari dulu sampai sekarang; sehingga sejatinya kita tak tahu banyak akan kedua sub-basin ini. 4. Petrocorp Maratua pernah membor beberapa sumur di Muara dan mengejar gamping Tabalar, tetapi belum berhasil. Gamping ada, tetapi tak ada source yang charging ke reservoirnya. Sistem charging di Tarakan-subbasin tak membagi charging ke sub-basin yang lain sebab mature source-nya di wilayah down block growth fault, dan tak banyak growth faulting sampai ke Muara sebab deltanya pun minimal. 5. Pak Elan Biantoro, Pak Indra Kusuma, dan Bu Lindy Rotinsulu (bukan Linda) -Pertamina saat itu, pada pertengahan tahun 1990-an ditugaskan mempelajari Tarakan sub-basin termasuk bagian timur Tidung di area Sembakung. Kesimpulannya adalah tipe2 perangkap tadi. Saya tak melihat tipe2 perangkap yang sama akan berkembang di Muara (betul, di sini didominasi reefal build up), dan minimal saja berkembang di Berau (Continental-CNPC dua tahun lalu mengebor empat sumur baru di sini, dan hasilnya tak menggembirakan, satu menemukan minyak, tetapi sangat minimal, trapnya kebanyakan against fault dan unconformity truncated against fault). 6. Potensi deepwater play Tarakan sub-basin telah dibuktikan bagus oleh Eni Bukat dalam empat tahun belakangan ini, dan Eni akan menunjukkan beberapa lagi dalam beberapa tahun ke depan, prospektif memang walaupun tak sekaya Kutei deepwater play. Ke timur Muara saya tak yakin berkembang sebab deepwater system dalam passive margin basin tetap harus ada upstream deltanya dulu, kalau tak ada, jangan berharap di deepwaternya ada juga (semua sistem delta dan deepwater di sekeliling Kalimantan seperti itu), juga di GOM dan Niger. Harus diingat pula bahwa ke arah Muara dari Tarakan semakin mendangkal sebab menuju Mangkalihat High, maka jangan mengharapkan lobe delta dari Tarakan sub-basin akan menyebar ke wilayah Muara. Di seluruh Kalimantan berlaku adagium ini : eksplorasi di wilayah onshore Kalimantan adalah lebih susah dan menantang daripada eksplorasi di wilayah offshore. Kondisi ini makin diperparah dengan minimalnya eksplorasi di wilayah onshore Kalimantan. Salam, awang
--- On Tue, 1/27/09, sigit prabowo <[email protected]> wrote: From: sigit prabowo <[email protected]> Subject: [iagi-net-l] Potensi Hydrocarbon di Greater Tarakan Basin To: [email protected], "awang satyana" <[email protected]> Date: Tuesday, January 27, 2009, 6:57 PM Pak Awang dan Para IAGI Netters YTH., Mengevaluasi potensi Hydrocarbon di NE Kalimantan, dalam hal ini di Greater Tarakan Basin, saya ingin menanyakan beberapa hal : 1. Greater Tarakan Basin (batas selatan di Maratua sinistral strike slip fault zone extend to Palu Koro fault zone, batas Utara di Semporna Fault zone) terdiri dari Tarakan sub-basin, Tidung sub-basin, Berau sub-basin, Muara sub-basin; dalam Indonesian Basin type (Pertamina 1982, and Beicip 1985), kalo tidak salah...., Tarakan, Tidung, dan Berau sub-basin diklasifikasikan sebagai aborted rift basin, sedangkan Muara sub-basin diklasifikasikan sebagai back-arc basin, ...kemudian dalam peta usulan basin tahun 2008, semua sub-basin2 tersebut diklasifikasikan sebagai intra-arc basin; sebenarnya apa yang mendasari pengklasifikasian ini, mengingat bahwa antar sub-basin2 tersebut tidak terlalu ada batas yang significant..., ataukah karena ada perbedaan dalam mekanisme tektonik nya, yang mana diketahui ada 4 phase yaitu Early syn-rift (Middle Eocene)-Late syn-rift (Late Eocene)-Early Post-rift (Oligocene-Early Miocene)-Post rift (Middle Miocene-Quarternary) --> (dalam Petroleum System of Indonesia, Ron Noble and Harry Doust)..., atau karena juga ada perbedaan dalam facies saat sub-basin2 tersebut terbentuk...? 2. Secara Petroleum system, untuk Muara sub-basin, source rock adalah probably dari Eocene Malio (Sujau) terrestrial-transisi shale FM, namun untuk Tarakan sub-basin apakah dari source yang sama, atau dari layer yang lebih muda, probably dari Early Miocene Naintupo shale, atau Middle Miocene Meliat (prodelta to marine environment) FM...? 3. Untuk Reservoir sendiri, di Tarakan sub-basin oil and gas banyak ditemukan di deltaic Middle Miocene Tabul FM, Late Miocene Santul FM, Pliocene Tarakan FM, dan Bunyu Pleistocene FM,...namun rupa nya menuju ke selatan ke Muara sub-basin ataupun di Berau sub-basin, reservoir2 ini kurang berkembang ya pak, dan objective reservoir nya lebih pada Early-Middle Miocene Tabalar limestone..., padahal kalo melihat peta Middle Miocene NE Kalimantan, di sekitar Berau sub-basin menuju ke Muara sub-basin, di umur tersebut juga ada Latih Delta namun sepertinya belum ada HC discovery juga... 4. Beberapa sumur yang dibor di Muara sub-basin kurang mendapatkan hasil yang menggembirakan, kira2 penyebab nya apakah memang source rock problem, reservoir problem, atau apa ya pak...? 5. Tipe2 trap nya sendiri juga agak berlainan antara Tarakan sub-basin (Four way dip associated dengan roll-over anticline, roll-over against fault, against fault, locally block against fault, unconformity truncated against fault; dalam IPA paper 1996, Elan Biantoro, M. Indra Kusuma, Linda R.) dengan yang di Berau dan Muara sub-basin, sepertinya ke arah sub-basin2 ini lebih ke arah reef build-up...., apakah ada potensi2 trap seperti di Tarakan sub-basin untuk bisa ditemukan di Berau dan Muara sub-basin... 6. Untuk potensi2 deepwater play, di sebelah timur Tarakan sub-basin sudah ada Vanda-1, dan Aster -1 kalo gak salah, apakah potensi yang sama bisa ditemukan di sebelah Timur dari Muara sub-basin...? Mohon pencerahan nya pak... Terimakasih Best Regards Sigit Ari Prabowo
