Bab II Kerangka Geologi II.1 Tatanan Tektonik Tiga konfigurasi struktural dapat ditentukan dari utara ke selatan (Gambar II.1) yaitu Paparan Utara, Dalaman Tengah dan Pengangkatan Selatan (Satyana, 2005). Batuan dasar Cekungan Jawa Timur telah tersegmentasi ke dalam sejumlah tinggian dan terban (horst and graben) yang cenderung berarah baratdayatimurlaut.
Lokasi Penelitian
Gambar II.1 Habitat minyak dan gas di Cekungan Jawa Timur. Habitat tersebut berkaitan dengan tatanan struktural dan sistem petroleum (Satyana dan Purwaningsih, 2003). Berdasarkan Sribudiyani, et.al. (2003) di Jawa Timur menunjukkan bahwa dua rift sistem berkembang selama kurun Eo-Oligosen. Sistem rift yang pertama berarah timurlaut-baratdaya mengikuti kecenderungan struktur Meratus dan sistem yang kedua mempunyai arah timur-barat adalah sejajar dengan struktur RembangMadura-Kangean (Gambar II.2).
Pada jaman Neogen rift yang berarah timur-barat telah berubah menjadi strikeslip, perubahan ini terjadi karena adanya tektonik kompresi dari subduksi yang bergerak ke arah utara (Sribudiyani, et. al, 2003).
6
Gambar II.2 Unsur-unsur tektonik di Cekungan Jawa Timur (Sribudiyani, et. al., 2003). II.2 Sedimentasi Menurut Manur dan Barraclough (1994) pengisian sedimen pada cekungan Paleogen berhubungan erat dengan sejarah tektoniknya. Perlipatan dan peretakan (doming and fracturing) pada seluruh daerah selama Eosen/Oligosen telah diikuti oleh periode amblesan regional (regional subsidence) dan diakhiri oleh kepasifan tektonik (tectonic quiescence) pada jaman Miosen Awal (Gambar II.3). Terban berarah timurlaut-baratdaya yang terbentuk selama Eosen Tengah diisi oleh klastik aluvial, lempung lateritik dan serpih lakustrin. Serpih kaya organik di dalam runtunan ini sebagai batuan induk hidrokarbon untuk seluruh daerah ini. Onlap pada batuan dasar dimulai pada Eosen Akhir sampai Oligosen Awal dengan pengendapan batupasir laut sebagai dasar transgresif dan batugamping termasuk terumbu.
7
Gambar II.3 Sintesis tektonik dan sedimentasi di Cekungan Jawa Timur (Manur dan Barraclough, 1994). Distribusi fasies pada kala Neogen dikontrol juga oleh posisi dari tinggian terdahulu (pre-existing highs). Serpih laut dangkal, batupasir dan batugamping diendapkan di seluruh daerah dan sedimen laut dalam diendapkan ke arah selatan (Manur dan Barraclough, 1994).
II.3 Stratigrafi Stratigrafi pada Paleogen Zona Rembang dicirikan dengan sedimentasi yang berhubungan dengan rift. Sedimen syn-rift sesuai dengan satuan Ngimbang bagian bawah yang diendapkan pada lingkungan lakustrin sampai laut pada jaman Eosen Tengah sampai Oligosen Awal (Subroto, et. al., 2007). Akhir pengendapan Formasi Ngimbang ditandai dengan batugamping CD berumur Oligosen Awal (Manur dan Barraclough, 1994).
8
Periode rift-sagging diwakili oleh Formasi Kujung yang pada bagian bawah terdiri dari batuan sedimen berbutir halus didominasi oleh selang-seling napal dengan lapisan tipis batupasir berwarna hijau yang kaya akan fosil dan batugamping, bagian atas dari formasi ini terdiri dari batugamping bioklatik. Umur dari Formasi Kujung ini adalah Oligosen Akhir-Miosen Awal (Gambar II.4).
Pada Miosen Awal terjadi sedimentasi sedimen berbutir halus endapan muka pantai (offshore) dari Formasi Tuban. Fase transgresi disertai naiknya aras air laut mengakibatkan terjadinya akumulasi endapan serpih dan napal dari Formasi Tawun. Amblesan cekungan terjadi pada Miosen Awal dengan terjadinya akumulasi endapan batugamping bioklastik (bagian atas dari Formasi Tawun). Bagian bawah dari Formasi Tawun didominasi batulempung abu-abu hitam dan napal, berubah secara gradasi ke arah atas menjadi batulanau (Darman dan Sidi, 2000).
Pada Miosen Tengah diendapkan Formasi Ngrayong yang diinterpretasikan sebagai endapan kipas lereng (slope-fan) dari lowstand system tract. Naiknya aras air laut menghasilkan perkembangan transgressive system tract, termasuk endapat pantai sampai laut terbuka di bagian bawah Anggota Ngrayong. Naiknya aras air laut diakhiri dengan berkembangnya highstand system tract pada bagian atas dari Formasi Ngrayong.
Pada awal Miosen Akhir terjadi endapan transgressive dan highstand system tract menghasilkan endapan grainstone berlapis dan wackestone dari Formasi Bulu.
Pengendapan transgressive dan highstand system tract masih berlanjut dari awal Miosen Akhir sampai pertengahan Miosen Akhir yaitu diendapkannya Formasi Wonocolo, formasi ini pada bagian bawah terdiri dari selang-seling napal pasiran kaya akan fosil dengan lapisan tipis kalkarenit abu-abu kaya fosil, sedangkan bagian atas dari formasi ini diinterpretasikan sebagai endapan transgressive system tract yang terdiri dari serpih dengan sisipan kalkarenit.
9
Pada Miosen Akhir bagian atas sampai Pliosen merupakan endapan highstand system tract dicirikan oleh sedimen progradasi Formasi Ledok yang terdiri dari satuan galukonit menebal ke arah atas, kaya fosil, batupasir gampingan berwarna abu-abu kehijauan, selang-seling lapisan kaya fosil menipis ke atas, napal pasiran abu-abu kehijauan, bagian atas dari Formasi Ledok dicirikan oleh bioturbasi dan silang siur dalam skala besar mengindikasikan lingkungan neritik tepi sampai luar.
Ngawi-1
Gambar II.4 Kolom stratigrafi bagian tengah dan timur Jawa (Modifikasi Anonim, 2007).
10
II.4 Sejarah Geologi Pada jaman Eosen Tengah sampai Oligosen Awal terjadi rifting dan diendapkan Formasi Ngimbang pada lingkungan lakustrin sampai laut. Pada jaman Oligosen Akhir sampai Miosen Awal aras air laut turun dan diikuti oleh naiknya aras air laut relatif (transgressive system tract), pada periode ini diendapkan Formasi Kujung. Oligosen Akhir diendapkan juga endapan highstand system tract yaitu Formasi Prupuh. Miosen Awal amblesan (subsidence) berkembang, pada jaman ini diendapkan kompleks butiran halus progradasi dari endapan muka pantai (shoreface) lowstand system tract dari Formasi Tuban. Pada Miosen Awal sampai Miosen Tengah fase transgresi terjadi dan diendapkan napal dan serpih Formasi Tawun, makin ke arah atas berubah menjadi endapan highstand system tract yaitu batugamping bioklastik pada bagian atas dari Formasi Tawun. Pada Miosen Tengah diendapkan Formasi Ngrayong, bagian bawah formasi ini merupakan endapan lowstand system tract, bagian tengah formasi ini aras air laut naik berkembang endapan transgressive system tract, selanjutnya kenaikan aras air laut berhenti dan pada bagian atas formasi ini berkembang endapan highstand system tract. Pada akhir Miosen Tengah diendapkan endapan transgressive system tract dan highstand system tract Formasi Bulu. Awal Miosen Akhir sampai pertengahan Miosen Akhir berkembang transgressive system tract dan highstand system tract Formasi Wonocolo. Kenaikan aras air laut berlanjut dari pertengahan Miosen Akhir sampai pertengahan Pliosen Tengah, berkembang endapan progradasi highstand system Formasi Ledok (Darman dan Sidi, 2000).
II.5 Geokimia Cekungan Jawa Timur Hasil dari analisis pada sejumlah sumur mengungkapkan bahwa Pra-Ngimbang Paleosen-Eosen, Ngimbang Eosen Tengah, Kujung Oligo-Miosen, Tuban Miosen Awal dan bagian bawah serpih OK Miosen Tengah dan batubara telah menjadi sumber potensial minyak dan gas termogenik di Jawa Timur (Tabel II.1)
11
Tabel II.1 Hasil analisis geokimia dari beberapa conto dari Cekungan Jawa Timur (Satyana dan Purwaningsih, 2003). weel/seep Arosbaya-1
sample origin
TOC (%)
13Csat (0/00)
13Caro (0/00)
pr/ph
Cepu
-27.67
-26.92
2.61
Kujung
-27.42
-26.58
2.25
Kujung
-26.30
-25.20
HI
Ngimbang
3.17
299
-26.67
-26.24
Batakan-1
Ngimbang
5.67
133
-28.7
-27.5
Bawean-1
Kujung
17.27
157
-27.58
-26.54
Blimbing-1
Tuban
1.30
235
-27.6
26.60
4.7
Gigir-1
Cepu
5.97
426
-28.08
-26.61
2.19
Gondang-1
Ngrayong
-26.55
-27.48
4.56
Tuban
-27.71
-27.38
4.84
Ngrayong
-27.23
-27.3
2.78
Tuban
-27.46
-27.54
3.14
Kujung-1
-18.64
-17.56
1.2
Grigis Barat-1
Kembang Baru-1 Kembang Baru-2
Kujung-1
-27.53
-24.97
5.5
-27.29
3.8
Ngimbang
-27.1
-25.3
Wonocolo
-27.67
-27.72
3.11
Ngrayong
-27.68
-27.02
4.4
Tuban
Kujung-1 Ngasin-1
Kedung Tuban
1.37
158
hop/ster
C27 (%)
C28 (%)
C29 (%)
5
39
56
0.85
-26.79
Kradenan-1A
ol/hop
Tuban
0.81
87
-25.54
-24.75
5.4
0.64
Kujung
0.14
29
0.51
-25.68
-24.75
2.9
25
29
46
Banyubang-1
Rancak
-26.09
-25.66
1.91
5.07
32
33
35
Suci-1
Rancak
-27.25
-26.93
1.2
2.27
27
27
46
Jatirogo-1
Rancak
-26.77
-26.03
1.95
4.2
33
29
38
Ngimbang-1
Rancak
-26.77
-26.35
0.97
2.05
34
21
45
Dander-1
Prupuh
Purwodadi-1
35
18
47
2.88
19
30
51
Kayen-1 Rembang-1
2.57
97
Kujung
0.95
122
Ngimbang Kujung Lst Kujung Lst CD Shales CD Shales Eocene clastics
2.25
3.22 3.45 3.78 1.68
0.78
32.8
11.47
12.17
396
-27.33
-26.99
10.44
0.19
4.27
38
29
33
56.86
343
-26.75
-26.95
9.81
0.11
3.27
28
25
47
0.69
49
3.14
31
23
46
4.66
12
Lanjutan Tabel II.1 weel/seep
sample origin
Cassiopea-1 JS 4-1
TOC (%)
13Csat (0/00)
13Caro (0/00)
Kujung II
-28.99
-27.7
7.45
Cepu
-26.62
-6.8
0.54
JS 8-1
Cepu
-27.86
-26.79
2.18
JS 13A-1
Kujung
-27.83
-26.6
1.92
JS 14A-1
Kujung
2.67
443
-26.28
-25.36
1.76
JS 17-1
Kujung
0.52
286
-26.5
-26.3
1.85
JS 20-3
Kujung
1.15
93
-26.19
-25.53
4.96
JS 28-1
Kujung
3.93
253
-26.95
-25.53
4.96
JS 3-1
Ngimbang
1.64
233
-28.44
-27.17
JS 53A-1
Ngimbang
62.3
245
-27.8
-26.41
Ngimbang
1.93
110
-27.9
-26.71
HI
pr/ph
Mundu
-27.58
-27.21
0.94
Cepu
-27.3
-26.03
2.47
JS 3-1
Ngimbang
-28.44
-27.17
2.28
Ngrayong
2.43
Tuban
5.1
Kujung Poleng
-27.67
-26.61
2.04
Kujung
-27.69
-27.2
1.04
Kujung
Sakala-1
Pre-Eosen
Terang-1
Cepu
Pagerungan
South Sepanjang
C28 (%)
C29 (%)
3.73
Cepu
Rajawali-1
C27 (%)
2
MS 2-1/1A
Nuri-1
hop/ster
8.31
MDA-2
1.64
ol/hop
5.7
154
-27.57
-26.82
4.93
-27.67
-26.75
1.94
-25.71
2.95
0.81
235
-27.12
Ngimbang
67.04
448
-28.2
-26.1
Ngimbang PreNgimbang PreNgimbang
2.41
231
-29.1
-26.6
8.03
42
0.96
24
-25.0
-24.0
Hasil analisis data terbatas di sumur South Sepanjang menunjukkan bahwa PraNgimbang menjadi batuan induk potensial dengan kisaran dari cukup sampai sangat bagus dengan TOC 0,96-8,03%. Data TOC serpih Ngimbang kisarannya dari 1,64-5,67% dengan batubara kisarannya 62-67%. Ngimbang Bawah membentuk gas dan minyak ringan dominannya tipe kerogen III, sedangkan Formasi Ngimbang bagian atas lebih cenderung membentuk minyak mempunyai tipe kerogen II.
Berdasarkan pada beberapa analisis geokimia, Formasi CD berumur Oligosen Awal mempunyai TOC > 12% untuk serpih dan 57% untuk batubara (sumur
13
