Sigit, 1. Bukti yang kuat bahwa cekungan2 forearc di sebelah barat Sumatra pernah bersatu dengan back-arc basin-nya hanya untuk Cekungan Bengkulu. Untuk Mentawai-Nias--Sibolga-Meulaboh-Simeulue (atau nama2 lainnya) saya meragukannya. Lihat saja bahwa stratigrafi Paleogen Cekungan Mentawai berbeda dengan Cekungan Sumatera Tengah (lihat Yulihanto, 2000, IPA untuk Mentawai), dan bahkan di Meulaboh Basin stratigrafi Paleogennya tidak didefisikan (pre-Neogene undifferentaited sediments) (lihat Rose, 1983-IPA; Moore et al., 1980-AaPG Bull, Matson and Moore, 1992; Barber et al., 2005 dalam Satyana, 2008 -HAGI-IAGI). Sementara untuk Cekungan Bengkulu di onshore, siapa pun yang pernah bekerja di South Sumatra Basin pasti akan tahu bahwa itu stratigrafi Sumatra Selatan. Teori pertumbuhan benua melalui akresi akan mengharuskan bahwa subduction zone semakin muda akan semakin jauh dari core benua. Subduction zone sekeliling Sundaland punya bukti yang kuat tentang hal ini, dan sudah diketahui sejak zaman Pak Katili dan Warren Hamilton menganalisis tektonik Indonesia (Barat) dari awal tahun 1980-an (Katili, 1973, Hamilto, 1973, Hamilton 1979-USGS professional paper 1078 yang terkenal itu, Katili 1980 -kumpulan paper Katili dari 1960an sanpai 1980). Dalam teori terrane tectonics (Howell, 1982), tak ada massa lempeng benua yang merupakan massa kerak tunggal, ia ternyata disusun oleh berbagai mikro-kontinen yang saling berbeda dengan mikro-kontinen di sebelahnya (itulah terrane) dengan sambungannya berupa suture. Berdasarkan banyak sintesis, Sumatra memang disusun oleh berbagai terrane, dan itu sudah diketahui sejak awal 1980-an melalui penelitian Pak Pulunggono dan Cameron (dipublikasi di IPA 1984). Hanya memang Ian Metcalfe yang banyak meneliti dan merekonstruksi terranes di SE Asia ini (Metcalfe, 1996 -Geological Soc of London; dalam Hall dan Blundell, 1996). Amalgamasi terrane ini mempengaruhi fabric tektonik pada saat cekungan2 Tersier terbuka, pola dan rifting mereka mengikuti pola akresi terrane ini. Akan halnya petroleum potentialnya, setiap terrane akan berpengaruh kepada pola fracturing mereka saat terkena tektonik, yang prone to be fractured tentu lebih bagus untuk pengembangan porositas retakan daripada yang ductile. Teman2 COPI di Suban tahu dengan baik masalah ini. Forearc basin pada umur Mesozoik dan Paleozoik belum didefisikan, arc-nya sendiri di mana kita belum tahu. Disertasi Pak Katili di Lassi granite Sumatera Tengah bisa menjadi pembuka pertama andaikata diperlukan; tetapi saya tak yakin ada gunanya mencari forearc basin di Paleo-Mesozoikum. 2. Ada korelasi yang kuat antara Paleogen Bengkulu dan Sumatera Selatan, tetapi tidak dengan Cekungan Sibolga. Bagaimana pun, terdapat perbedaan. Perlu diingat bahwa graben-graben Paleogen Bengkulu (Kedurang, Pagarjati, Ipuh) pada saat dibentuk berposisi lebih ke arah marin dibandingkan graben2 di Sumatera Selatan yang lebih terestrial. Hal ini akan berpengaruh kepada source facies batuan induk Paleogen. Hal ini bisa dibuktikan dengan mengkarakterisasi geokimia rembesan2 minyak di sekitar Bengkulu dan membandingkannya dengan minyak2 di lapangan2 Formasi Talang Akar di Sumatera Selatan. Masalah kematangan pun akan lain, meskipun dulu graben2 ini berdampingan; heatflow dan konduktivitas termal kedua cekungan akan sedikit berlainan sebab stratigrafi Neogen Bengkulu berbeda dengan Sumatera Selatan, maka konduktivitas termalnya akan lain. Dan heatflow forearc basin akan berlainan dengan backarc basin, yang satu dipengaruhi oleh mantle plume downwelling, yang lain oleh mantle plume upwelling. Kuantitas volumetrik pun akan lain. Perhatikan bahwa geometri graben Bengkulu rata-rata berukuran 1/3 graben2 Sumatera Selatan (Yulihanto dan Sosrowidjoyo, 1996 -IPA) 3. Tentu saja peristiwa tektonik akan berpengaruh kepada stratigrafi yang akhirnya berpengaruh kepada kualitas reservoir. Di lapangan2 di Sumatera Selatan, kita masih menemukan lapangan minyak di Formasi Air Benakat (ABF)dan Muara Enim (MEF); tetapi di karbonat2 Miosen Atas eq. Parigi di Bengkulu semuanya water-wet dan di sebagian struktur di Nias berisi gas biogenik. Sedimen silisiklastik umur ekivalen ABF dan MEF tak terdeposisi secara bagus di Bengkulu dan ekivalennya ke Mentawai sampai Simeulue. Cekungan forearc di sini pada umur tersebut terbuka terlalu luas, sedimen silisiklastik hanya sebagai molassic deposit di tepi timur forearc, ke sebelah baratnya sedimen habis dan basin starvation terjadi, hanya ada condensed strata saja terjadi, selebihnya reef yang masif yang terbentuk. Sayang, tidak ada konduit definitif dari source Paleogen kepada reefs Miosen Atas ini, sehingga thermogenic HC yang saya yakin telah tergenerasi di Bengkulu tak pernah memasuki reefs ini. Ia tetap tersimpan di sistem Paleogen yang tetap undrilled sampai sekarang. 4. High bagus untuk konsentrasi migrasi, tetapi ia negatif untuk keberadaan reservoir dan biodegradasi. Kedua sumur itu dibor di onshore, dan setelah itu tak ada lagi sumur dibor di onshore Bengkulu, sumur2 selanjutnya dibor di offshore mencoba mengejar sembulan karbonat yang pada tahun2 itu kesuksesannya telah dibuktikan oleh banyak penemuan penting lapangan2 minyak di Salawati Basin (Kasim, Walio, Salawati A-F, dll.). Operasi di onshore pun yang merupakan kaki Barisan tak semudah do onshore. Memang highs regional seperti Masbambang High bagus untuk konsentrasi migrasi dari graben Kedurang dan Pagarjati, atau Sebayur High yang diapit Graben Pagarjati dan Ipuh. Tetapi kedua high ini ada di lereng Barisan dan dekat Sumatra Fault - tak gampang mewujudkan operasi eksplorasi di situ. 5. Data geokimia tentang ini masih kurang, sumur Arwana-1 yang terdalam di forearc Sumatra tak menembus SR Paleogen yang diketahui di Sumatra Selatan (eq Lemat atau lahat atau paling muda TAF bagian bawah). Dari oil show tak ada karakterisasi geokimia, dari cutting atau SWC tak dilakukan extract analysis -sehingga tak ada korelasi bisa dilakukan. Dari Mentawai, tak ada bukti signifikan penemuan minyak di sana. Yang terbaik dilakukan tentang hal ini adalah melakukan karakterisasi oil geochemistry pada rembesan yang ada, dan source Paleogen yang tersingkap (meskipun jelas tak akan mencerminkan karakter source sesungguhnya karena oxidized). 6. Soal propektivitas termogenic gas dan oil generation di Cekungan Sibolga-Meulaboh-Simeulue pernah jadi diskusi saya cukup lama di milis IAGI-net, silakan dicek lagi di arsip. Secara ringkas, berdasarkan semua data dan analisis yang ada sampai saat ini : saya meragukannya. Bahan presentasi saya tentang Simeulue pada acara HAGI-IAGI luncheon talk pernah saya buka di website HAGI, di situ lengkap alasan2nya. Sampai sejauh ini di situ memang hanya ada biogenic gas dalam volume yang tak besar sebab kegagalan sealing dan volumetrik (Dobson et al., 1998). Saya baru dapat berita dari kawan Migas (mereka melakukan studi bersama Lemigas untuk Simeulue) minggu lalu bahwa tak ada rembesan minyak definitif di tepi Mentawai dan Meulaboh. Kalau ada, itu berita menggembirakan -yang ada hanya bubble gas biogenik. Sedimen Paleogen yang berkualitas source dan kematangan yang cukup adalah dua problem serius untuk Meulaboh dan Mentawai. Sampai ada bukti baru dan data baru yang definitif, baru kita bisa buka kembali prospektivitas wilayah ini. Tahun lalu sebuah calon investor melakukan seismik regional, batimeri, dan multibeam di kedua wilayah ini seizin Migas; dan mereka tak melanjutkan men-direct offer wilayah ini - tak prospek alasannya. salam, awang
--- On Thu, 3/19/09, sigit prabowo <[email protected]> wrote: From: sigit prabowo <[email protected]> Subject: Re: [iagi-net-l] Tanya Cekungan Bengkulu To: [email protected] Date: Thursday, March 19, 2009, 1:05 PM Pak Awang YTH., Menyimak apa yang pak Awang kemukakan tentang Bengkulu Basin ini, saya ingin mengajukan beberapa pertanyaan pak : 1. Bahwa Cekungan Bengkulu, Sibolga-Meulaboh, sekarang ini adalah fore-arc basin, dan dulu pernah ada kemungkinan tidak di lokasi tersebut dikarenakan pada Paleogene pernah menjadi bagian dari cekungan2 yang sekarang berada di posisi back-arc basin (South Sumatra Basin, dan North Sumatra Basin). Kalo melihat subduction zone dan volcanic arc di Sumatera, rupa nya telah terjadi beberapa pergeseran, baik dari Late Carboniferous-Early Permian, Permian-Early Triassic, Cretaceous-Early Tertiary, Tertiary, Present (dalam Katili dan Hartono, 1983; Hylde dan Uyeda, 1983). Kemudian kalo dikorelasikan dengan distribusi dari continental blocks dan terranes di SE Asia, rupa nya Sumatera juga terdiri dari Raub-Bentong terranes (from Gondwanaland, Devonian), Woyla terranes (from Gondwanaland, Late Early Permian), Sikuleh and Natal (from Gondwanaland, Late Triassic-Late Jurassic) (dalam Metcalfe 1998). Bagaimanakah potensi HC pada umur2 Paleozoicum dan Mesozoicum tersebut ...?, mungkinkah juga ditemukan beberapa tipe basin yang mempunyai petroleum system yang berbeda dengan fore-arc basin....? 2. Kalau melihat korelasi tectonic-stratigraphy diantara cekungan2 Bengkulu, Sibolga, nampak nya terdapat beberapa kesamaan, misal untuk Bengkulu Basin dari source rock nya, yang diinterpretasikan dari Oligo-Miocene Calcareous Shales Seblat FM (TOC 0.5-2%, HI 150-380, T max 433-457) dan Middle Miocene Carbonaceous shales-subbitumineous coal-lignite Lemau FM (TOC 0.85-75%, HI 300-400), berdasarkan sumur Arwana-1 estimasi oil window berada di 3645 m (dalam Yulihanto et al, 1995) , ...kalau dikorelasikan dengan Paleogene source rock di South Sumatra Basin di Early Synrift Eocene-Oligocene continental Lahat dan Lematang FM; dan juga Late synrift Late Oligocene-Early Miocene retro-regressive coal-coaly coals of Talang Akar FM (Noble et al), bagaimanakah korelasi paleogeography pada umur2 tersebut, dari source sediment yang samakah sediment2 source rock tersebut berasal, apakah ada perbedaan dari segi kuantitas, kualitas, dan maturity nya...? 3. Untuk reservoir pada umur Neogen, disebabkan ada nya penenggelaman di Bengkulu basin, dan juga di Mentawai-Sibolga basin (?), sebaliknya di South Sumatera basin sedang mengalami pengangkatan dan inversi, apakah berimplikasi pada tipe dan kualitas reservoir nya, baik carbonate maupun clastic nya...? 4. Kalau melihat peta pola struktur (Yulihanto & Sosrowidjoyo, 1996) dan Neogene paleogeography di South Sumatera Basin (Didit F., Aziz Rifai, Sinto Y., Asril kamal, RMI. Argakoesoemah, 2007), pola migrasi HC relative sudah bisa diinterpretasikan dengan jelas, dimana HC dari beberapa graben naik ke high2 yang ada, misal HC dari Tabuan graben naik ke Iliran high, HC dari Jamakur graben naik ke palembang high, dsb.; .....bagaimanakah dengan pola2 pengisian HC di Bengkulu basin, mungkinkah misal HC dari Pagarjati graben juga mengisi ke Masmambang high, HC dari Kedurang-Manna graben mengisi ke Tanjung sakti high, dsb,...; kalau melihat peta konfigurasi strukktur, rupa nya pemboran sumur2 yang ada misal Bengkulu X-1 dan X-2 (dibor tahun 1973) berada di daerah yang relatif tidak terlalu high (?), apakah ada dasar tertentu sehingga mengebor nya di tempat2 tersebut...? 5. Melihat hasil pemboran sumur Arwana-1X dan A-1X, dimana didapatkan oil show, dari hasil analisa apakah tipe source rock nya bisa dikorelasikan dengan misal dari Mentawai sub-basin ataukah berasal dari graben2 di Bengkulu basin...? 6. Untuk Sibolga-Nias Basin, hasil pemboran sumur Palambak-1 (Union Oil, 1973), Singkel-1 (Union Oil, 1973) yang berada di utara p. Nias, dan sumur Suma-1 (di timur P. Nias, Union Oil 1975) mendapatkan gas, dan juga di utara P. Simeulue, didapatkan gas dari sumur2 Keudapasi-1, Meulaboh-1, Meulaboh East 1 dan 2 (Sibolga-Meulaboh Basin)..., yang mana gas didapatkan dari reservoir Middle Miocene Sibolga carbonate, ....diinterpretasikan gas nya adalah biogenik (?), bagaimanakah sebenarnya peluang untuk ditemukan nya gas termogenik maupun oil di wilayah ini, yang mana diperkirakan peak oil maturation berada di umur Late Miocene (10 Ma), ...selain itu apakah pernah ada rencana pemboran di sebelah selatan P. Nias dimana terdapat adanya Early Miocene carbonate Olodano FM, di timur P. Nias di daerah dimana terdapat outcrop Early Miocene-Early Pliocene Lahomie carbonate FM dan juga terdapat oil seeps (?)...? Mohon pencerahan nya pak... Terimakasih Best Regards Sigit Ari Prabowo ________________________________ From: Awang Satyana <[email protected]> To: Geo Unpad <[email protected]> Cc: IAGI <[email protected]>; Forum HAGI <[email protected]>; Eksplorasi BPMIGAS <[email protected]> Sent: Wednesday, March 18, 2009 4:32:14 AM Subject: [iagi-net-l] Tanya Cekungan Bengkulu Berikut diskusi saya atas pertanyaan seorang mahasiswa, barangkali ada gunanya untuk para mahasiswa lain anggota milis-milis ini. salam, awang ----------------------- Cekungan Bengkulu adalah salah satu cekungan forearc di Indonesia. Cekungan forearc artinya cekungan yang berposisi di depan jalur volkanik (fore - arc; arc = jalur volkanik). Tetapi, kita menyebutnya demikian berdasarkan posisi geologinya saat ini. Apakah posisi tersebut sudah dari dulu begitu ? Belum tentu, dan inilah yang harus kita selidiki. Publikasi2 dari Howles (1986), Mulhadiono dan Asikin (1989), Hall et al. (1993) dan Yulihanto et al. (1995) -semuanya di proceedings IPA baik untuk dipelajari soal Bengkulu Basin. Berdasarkan berbagai kajian geologi, disepakati bahwa Pegunungan Barisan (dalam hal ini adalah volcanic arc-nya) mulai naik di sebelah barat Sumatra pada Miosen Tengah. Pengaruhnya kepada Cekungan Bengkulu adalah bahwa sebelum Misoen Tengah berarti tidak ada forearc basin Bengkulu sebab pada saat itu arc-nya sendiri tidak ada. Begitulah yang selama ini diyakini, yaitu bahwa pada sebelum Miosen Tengah, atau Paleogen, Cekungan Bengkulu masih merupakan bagian paling barat Cekungan Sumatera Selatan. Lalu pada periode setelah Miosen Tengah atau Neogen, setelah Pegunungan Barisan naik, Cekungan Bengkulu dipisahkan dari Cekungan Sumatera Selatan. Mulai saat itulah, Cekungan Bengkulu menjadi cekungan forearc dan Cekungan Sumatera Selatan menjadi cekungan backarc (belakang busur). Sejarah penyatuan dan pemisahan Cekungan Bengkulu dari Cekungan Sumatera Selatan dapat dipelajari dari stratigrafi Paleogen dan Neogen kedua cekungan itu. Dapat diamati bahwa pada Paleogen stratigrafi kedua cekungan hampir sama. Keduanya mengembangkan sistem graben di beberapa tempat. Di Cekungan Bengkulu ada Graben Pagarjati, Graben Kedurang-Manna, Graben Ipuh (pada saat yang sama di Cekungan Sumatera Selatan saat itu ada graben2 Jambi, Palembang, Lematang, dan Kepahiang). Tetapi setelah Neogen, Cekungan Bengkulu masuk kepada cekungan yang lebih dalam daripada Cekungan Sumatera Selatan, dibuktikan oleh berkembangnya terumbu2 karbonat yang masif pada Miosen Atas yang hampir ekivalen secara umur dengan karbonat Parigi di Jawa Barat (para operator yang pernah bekerja di Bengkulu menyebutnya sebagai karbonat Parigi juga). Pada saat yang sama, di Cekungan Sumatera Selatan lebih banyak diendapkan sedimen-sedimen regresif (Formasi Air Benakat/Lower Palembang dan Muara Enim/Middle Palembang) karena cekungan sedang mengalami pengangkatan dan inversi. Secara tektonik, mengapa terjadi perbedaan stratigrafi pada Neogen di Cekungan Bengkulu -yaitu Cekungan Bengkulu dalam fase penenggelaman sementara Cekungan Sumatera Selatan sedang terangkat. Karena pada Neogen, Cekungan Bengkulu menjadi diapit oleh dua sistem sesar besar yang memanjang di sebelah barat Sumatera, yaitu Sesar Sumatera (Semangko) di daratan dan Sesar Mentawai di wilayah offshore sedikit di sebelah timur pulau-pulau busur luar Sumatera (Simeulue-Enggano). Kedua sesar ini bersifat dextral. Perhatikan bahwa sifat pergeseran (slip) yang sama dari dua sesar mendatar yang berpasangan (couple strike-slip atau duplex) akan bersifat trans-tension atau membuka wilayah yang diapitnya. Dengan cara itulah semua cekungan forearc di sebelah barat Sumatera yang diapit dua sesar besar ini menjadi terbuka oleh sesar mendatar (trans-tension pull-apart opening) yang mengakibatkan cekungan2 ini tenggelam sehingga punya ruang untuk mengembangkan terumbu karbonat Neogen yang masif asalkan tidak terlalu dalam. Di cekungan2 forearc utara Bengkulu (Mentawai, Sibolga, Meulaboh) pun berkembang terumbu2 Neogen yang masif akibat pembukaan dan penenggelaman cekungan-cekungan ini. Dan, dalam dunia perminyakan terumbu2 inilah yang sejak akhir 1960-an telah menjadi target2 pemboran eksplorasi. Sayang sampai saat ini belum berhasil menemukan cadangan yang komersial, hanya menemukan gas biogenik dan oil show (lihat publikasi2 Dobson et al., 1998 dan Yulihanto, 2000 - proceedings IPA untuk keterangan Mentawai dan Sibolga Basins). Cekungan Bengkulu merupakan salah satu dari dua cekungan forearc di Indonesia yang paling banyak dikerjakan operator perminyakan (satunya lagi Cekungan Sibolga-Meulaboh). Meskipun belum berhasil menemukan minyak atau gas komersial, tidak berarti cekungan-cekungan ini tidak mengandung migas komersial. Sebab, target2 pemboran di wilayah ini (total sekitar 30 sumur) tak ada satu pun yang menembus target Paleogen dengan sistem graben-nya yag telah terbukti produktif di Cekungan-Cekungan Sumatera Tengah dan Sumatera Selatan. Cekungan Bengkulu akan merupakan harapan pertama untuk penemuan minyak di sistem Paleogennya. Sumur terdalam di cekungan ini yang dibor oleh operator Fina pada tahun 1992 (Arwana-1) menemukan oil shows dan menembus sedimen Oligo-Miosen yang berkualitas baik sebagai batuan induk minyak. Kemudian, berdasarkan data sumur ini pula, dketahui bahwa termal cekungan ini panas (4,5-5 F/100 ft) sebuah anomali bagi "cool basin" -sebutan yang terkenal untuk cekungan2 forearc. Tentu hal ini baik bagi pematangan batuan induk dan generasi hidrokarbon. Sekuen syn-rift dan post-rift di cekungan ini belum tertembus, di situlah harapan akumulasi migas berada. Diperlukan data seismik yang lebih baik untuk target dalam dan diperlukan sumur2 dalam untuk menembus target2 Paleogen. Demikian, sekilas ringkas pendapat saya, semoga cukup menjawab pertanyaan2 ---. salam, awang --- On Tue, 3/17/09, -deleted - wrote: -deleted Selamat malam Pak Awang... Maaf pak, saya email malam-malam seperti ini. Saya ingin bertanya tentang cekungan bengkulu. Cekungan bengkulu tersebut terbentuknya seperti apa ya pak? Seperti yang sudah saya baca pada paper tentang cekungan bengkulu sebelumnya, cekungan ini terbentuk pada dua fase, yaitu saat paleogen dan neogen. Tetapi, saya kurang jelas tentang keterbentukan cekungan ini. Terutama, seperti yang sudah saya baca, keterbentukan cekungan ini dipengaruhi oleh kondisi struktur sekitarnya. Penjelasan tentang struktur yang terjadi untuk membentuk cekungan ini, dari awal terbentuknya sampai seperti sekarang, seperti apa ya pak?? Terima kasih pak sebelumnya.. Best regards --deleted
