PETA KEGIATAN MIGAS KAWASAN INDONESIA TIMUR. Tri Muji Susantoro

Topik Utama PETA KEGIATAN MIGAS KAWASAN INDONESIA TIMUR Tri Muji Susantoro Pusat Penelitian dan Pengembangan Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” [email protected]

SARI Kegiatan migas di Kawasan Indonesia Timur yang direpresentasikan oleh wilayah kerja migas, di kawasan ini terdapat di 26 Cekungan (55%), yaitu pada 5 cekungan status produksi hidrokarbon, 2 cekungan dengan status penemuan hidrokarbon, 13 cekungan dengan status indikasi hidrokarbon dan 5 cekungan dengan status belum ada penemuan hidrokarbon serta cekungan Passive Continental Margin. Aktifitas eksplorasi migas di kawasan Indonesia Timur 60% berada di offshore atau 50 wilayah kerja.Tujuan dari makalah ini adalah memberikan gambaran mengenai kegiatan migas di Kawasan Indonesia Timur terutama mengenai distribusi migas, status cekungan migas dan peluang pengembangan migas skala cekungan. Berdasarkan analisis overlay antara cekungan, wilayah kerja migas dan rembesan minyak dan gas serta didukung adanya data line seismic dan gravity diperoleh 3 skala prioritas terutama untuk pengembangan migas, yaitu Prioritas Pertama merupakan cekungan migas yang secara sistem petroleum sudah berjalan, dibuktikan dengan adanya rembesan minyak atau gas. Prioritas Kedua merupakan cekungan migas yang secara luas wilayah bebas lebih dari 10.000 km2 sehingga memungkinkan adanya pengembangan wilayah kerja lebih dari 2 wilayah kerja baru. Cekungan tersebut adalah Sahul, Obi Utara, Cendrawasih dan Weda Bay. Pada cekungan ini belum ditemukan rembesan minyak dan atau gas. Prioritas Ketiga meliputi cekungan Biak, Teer, Buton, Sula, kalosi, Sengkang Barat, Berau, Salawati, Seram, Memberamo, Iwur, Lariang, Bintuni dan Obi Selatan. Pada cekungan yang tidak ada wilayah kerja migas dibedakan menjadi 2 skala prioritas, yaitu prioritas pertama merupakan cekungan yang secara sistem petroleum sudah berjalan dengan dibuktikan adanya rembesan minyak atau gas serta adanya oil show hasil pengeboran sumur di lokasi tersebut. Ada 5 (lima) cekungan yang masuk dalam prioritas ini, yaitu Gorontalo, Spermonde, Buru Barat, Tanimbar dan Manui. Prioritas kedua merupakan cekungan frontier yang memerlukan kajian regional untuk memastikan adanya migas. Adapun cekungan yang termasuk pada prioritas kedua meliputi Arafura, Banda, Buli Bay, Buru, Celebes, Flores, Kau Bay, Meervlakte, Minahasa, Sangihe, Sawu, Sula Selatan, Sumba, Tukang Besi, Webber dan Wetar. Kata kunci : analisis overlay, cekungan migas, sistem petroleum, status cekungan migas 1. PENDAHULUAN Minyak bumi telah dikenal dan dimanfaatkan di Indonesia sejak abad 18. Penemuan sumber

36

minyak komersial pertama pada Juni 1885 di Telaga Said, dekat Pangkalan Brandan, Sumatera Utara oleh Aeliko Jans Zeijlker, seorang administratur kebun tembakau. Kemudian Shell

M&E, Vol. 10, No. 4, Desember 2012

Topik Utama mengeksplorasi migas di Sanga-Sanga dan berproduksi pada tahun 1892. Pada tahun 1897 dibentuk Sumatera-Palembang Petroleum Maatschappij yang merupakan bagian The Royal Dutch dengan mengelola konsesi di Banyuasin dan Jambi.Tahun 1930 berdiri perusahaan Nederlandsche Pacific Petroleum Maatschappij yang merupakan cabang dari Standard of California. Perusahaan ini pada 1936 menandatangani kontrak pencarian minyak di Blok Rokan. Perusahaan tersebut bekerja sama dengan Texas Company atau Texaco mendapatkan konsesi di sepanjang pantai Sumatera Tengah yang dikenal sebagai California Texas Oil Company atau Caltex (LEMIGAS, 1985). Pada awal tahun1956 Indonesia mengatur pengawasan tambang minyak di Aceh dan Sumatera Utara, yang dikenal sebagai Tambang Minyak Sumatera Utara itu. Pemerintah pusat mengambil alih urusan Tambang Minyak Sumatera Utara dan membentuk PT Eksploitasi Tambang Minyak Sumatera Utara (PT ETMSU). Ibnu Sutowo sebagai pemegang saham atas nama pemerintah. PT ETMSU berubah nama menjadi PT Perusahaan Minyak Nasional (PT Permina) pada 10 Desember 1957. Pada tahun 1959 Nederlandsche Indische Aordolie Petroleum Maatschappij atau NIAM menjelma menjadi PT Permindo dan pada tahun1961 berubah lagi jadi PN Pertamin. PT Permina berubah menjadi Perusahaan Negara Pertambangan Minyak Nasional (PN Permina) pada tahun 1961 dan kemudian sistem konsesi perusahaan asing dihapus dan berganti dengan sistem kontrak karya (Buletin BPMIGAS, 2012). Dari sejarah perkembangan migas di Indonesia terlihat bahwa kawasan Indonesia Barat sudah dikelola sejak Indonesia belum merdeka. Sekarang pun perkembangan migas di Indonesia secara umum masih terkonsentrasi di Indonesia Barat. Hal ini terlihat jelas dari dengan melihat cekungan produksi migas yang ada di Indonesia, di mana dari 17 (tujuhbelas) cekungan produksi migas di Indonesia, 12 (dua belas) cekungan terletak di Indonesia Barat dan hanya 5 (lima) cekungan yang berada di kawasan

Indonesia Timur (BPMIGAS-LAPI ITB, 2008). Apabila dilihat dari jumlah wilayah kerja yang ada dari total 309 wilayah kerja (termasuk Pertamina) 234 wilayah kerja berada di Kawasan Indonesia Barat dan hanya 83 wilayah kerja yang berada di kawasan Indonesia Timur (Status tahun 2012). Pada kajian ini yang dimaksud dengan kawasan Indonesia Barat adalah wilayah Indonesia yang berada di sebelah Barat Selat Makasar - Nusa Tenggara Timur, sedangkan kawasan Indonesia Timur berada di sebelah Timur selat Makassar. Tujuan dari makalah ini adalah memberikan gambaran mengenai peta kegiatan migas di Kawasan Indonesia Timur terutama mengenai distribusi migas, status cekungan migas dan peluang pengembangan migas skala cekungan. 2. GEOLOGI REGIONAL KAWASAN INDONESIA TIMUR Kondisi struktur geologi kawasan Indonesia Timur relatif rumit, di mana merupakan tempat terbentuknya sistem busur kepulauan dengan asosiasi palung samudra, zona akresi, busur gunung api dan cekungan busur belakang. Selain itu kedalaman lautnya mencapai ribuan meter dengan palung-palung yang dalam dan terdapat diantara busur lengkung. Wilayah Indonesia Timur merupakan pertemuan tiga lempeng tektonik, yaitu lempeng Pasifik, lempeng Australia dan lempeng Eurasia (Tarigan, 2012). Indonesia bagian Timur secara geologi memiliki perbedaan dengan Indonesia bagian Barat. Indonesia bagian Barat secara regional tersusun oleh Kerak Benua (KratonSunda/ Tepi Benua Asia) yang dikelilingi oleh kerak Samudra (Lempeng Indo-Australia dan Laut Cina Selatan), sedangkan Indonesia bagianTimur tersusun oleh Kerak Samudra (Laut Banda) yang dikelilingi oleh Kerak Samudra (Lempeng Benua Australia). Batuan yang terdapat di Indonesia Timur juga umumnya lebih tua daripada batuan yang terdapat di Indonesia Barat. Secara umum, Kawasan Indonesia Timur dapat dibagi Menjadi Daerah Sulawesi dan sekitarnya, Busur Banda, dan Irian bagian barat (Papua). Elemen elemen

Peta Kegiatan Migas Kawasan Indonesia Timur ; Tri Muji Susantoro

37

Topik Utama tektonik regional yang terdapat di Kawasan ini umumnya berhubungan dengan aktivitas tumbukan lempeng yang terjadi antara Lempeng Pasifik/ Filipina dangan Lempeng Benua Australia, ataupun antara Lempeng Asia dengan Lempeng Australia. Sedimentasi pada Tepi Kerak Benua Australia dapat dibagi dalam tiga fase tektonik, yaitu fase Pre Break up, Break up dan Post Break up (Schneider, 1972 dalam Pigram & Panggabean, 1981). Pengendapan pada fase Pre Break up terjadi pada lingkungan laut dangkal dan delta dalam sistem Westralian Superbasin yang terbentuk selama pemekaran Benua Australia pada Karbon Akhir sampai Perm Awal. Peristiwa ini diikuti oleh pengendapan sedimensedimen pre-metamorfik. Pada Akhir Perm, sebagai akibat penipisan kerak (crustal thinning), terjadi pemanasan dan metamorfisme (Kemp, et al. 1995),.Thermal subsidence selama Perm Akhir sampai Akhir Trias mengakibatkan pembentukan cekungan yang luas akibat adanya subsidence secara regional. Pada Akhir Trias sampai Pertengahan Jura terjadi pemisahan (break up) Tepi Kerak Benua Australia yang diikuti pensesaran, pemanasan, pengangkatan dan erosi serta sedimentasi klastika halus pada lingkungan restricted marine di pusat pemisahan dan klastika kasar di bagian tepi (Robertson Indonesia & Pertamina, 1992). Fase break up kemungkinan berakhir dengan dimulainya pemekaran lantai samudra pada Pertengahan hingga Akhir Jura yang kemudian diikuti oleh pengendapan sedimen lingkungan laut terbuka selama Fase Post Break up. Terjadi ketidakselarasan Callovian yang ditandai dengan pengendapan serpih laut dalam (Kemp, et. al., 1995). Selama Kapur Awal sampai Oligosen kondisi tektonik relatif stabil. Dari Oligosen sampai Miosen Akhir, terjadi pengangkatan serta pendangkalan secara perlahan sebagai akibat meningkatnya pengaruh Lempeng PasifikFilipina di bagian Utara serta Lempeng Australia di bagian Selatan.

38

Pada kawasan Indonesia Timur BPMIGAS-LAPI ITB (2008) membagi cekungan migas berdasarkan polyhistory cekungan menjadi Paleogene Back Arc-Neogene Back Arc Basin (Gorontalo), Paleogene Contonental FractureNeogene Transform Margin Basin (Salawati), Paleogene Continental Fracture-Neogene Foreland Basin/teriary Passive Margin (Timor, Laut Timor, Palung Aru, Arafura, Sahul, Iwur, Akimeugah, Bintuni, Berau dan Seram), Paleogene Oceanic Fracture-Neogene Remnant Oceanic ( Celebes, Sangihe, Flores, Tukang Besi, Webber, Buru, Buru Barat, Sula, Sula Selatan, Banda), Paleogene Continental Fracture-Neogene Foreland Basin/Aborted Rift Basin (Lariang, Kalosi, Sengkang Barat, Makassar Selatan, Spermonde, Buton, Manui, Banggai, Wetar, Cendrawasih), Paleogene Oceanic Fracture-Neogene Fore Arc Basin (Minahasa, Obi Utara, Sawu Sumba), Paleogene Oceanic Fracture-Neogene back Arc Basin (Kau Bay, Buli Bay, Weda Bay dan Obi Selatan), Paleogene Transitional Margin-Neogene Foreland Basin (Tanimbar), Paleogene Oceanic Fracture-Neogene Transform Margin Basin (Biak, Memberamo, Meervlakte, Teer) dan Paleogene Back Arc-Neogene Foreland Basin (Bone). 3. KEGIATAN MIGAS KAWASAN INDONESIA TIMUR Berdasarkan BPMIGAS-LAPI ITB (2008) pada kawasan Indonesia Timur total ada 47cekungan yang terdiri atas 5 cekungan dengan produksi hidrokarbon, 17 cekungan dengan indikasi hidrokarbon, 2 cekungan dengan penemuan hidrokarbon, 20 cekungan dengan status belum ada penemuan dan 2 cekungan yang belum dieksplorasi serta Cekungan Passive Continental Margin. Kondisi cekungan migas di Indonesia Timur, cekungan produksi dan cekungan lainnya (Gambar 1). Perkembangan migas pada kawasan Indonesia Timur dimulai dengan eksplorasi pada tahun 1897 di daerah Maluku dengan lapangan pertama di daerah Beling (30 km sebelah Barat dari Bula). Hasilnya lapangan tersebut kurang


Topik Utama

Gambar 1. Cekungan migas Kawasan Indonesia Timur produktif sehingga pindah ke daerah Bula. Kemudian ketika lapangan Bula diambil alih dari Ceram Oil Syndicate Ltd. oleh BPM tahun 1918 tingkat produksi secara komersial tercapai. Di Papua perkembangan migas dimulai dengan NNGPM (Nieuw Guinea Petroleum Maatschappij) yang menunjuk BPM untuk melakukan survei pada tahun 1928 yang hasilnya pada tahun 1935 ditemukan lapangan minyak Klamono di cekungan Salawati. Kemudian setelah itu berturut-turut ditemukan lapangan minyak Waisan (1939) dan Mogoi (1941) di cekungan Bintuni (LEMIGAS, 1985).

Perkembangan migas di kawasan Indonesia Timur kemudian berjalan lambat di mana hanya cekungan Seram, Salawati dan Bintuni yang telah dieksploitasi sebelum tahun 2000. Penemuan migas di kawasan Indonesia Timur kemudian berkembang dengan ditemukannya lapangan Tiaka di cekungan Banggai dan mulai produksi pada bulan Juli 2005 (Medan Bisnis, 2011). Penemuan migas di cekungan lainnya adalah di Cekungan Bone dengan lapangan gas Kampung Baru, Cekungan Laut Timor dengan lapangan Abadi dan cekungan Makassar Selatan dengan lapangan gas Ruby.


39

Topik Utama 4. DISTRIBUSI WILAYAH KERJA MIGAS DI KAWASAN INDONESIA TIMUR Dari 47 Cekungan yang ada di kawasan Indonesia Timor termasuk di dalamnya cekungan Passive Continental Margin (Cekungan Sedimen Tersier dan LebihTua) sekitar 26 Cekungan (55%) yang sudah mulai dilakukan aktifitas eksplorasi migas, yaitu pada 5 cekungan status produksi hidrokarbon, 2 cekungan dengan status penemuan hidrokarbon, 13 cekungan dengan status indikasi hidrokarbon dan 5 cekungan dengan status belum ada penemuan hidro karbon serta cekungan Passive Continental Margin. Aktifitas eksplorasi migas di kawasan

Indonesia Timur 60% berada di offshore atau 50 wilayah kerja. Peningkatan wilayah kerja di offshore terutama pada lelang blok migas setelah tahun 2000-an. Bahkan pada lelang yang diumumkan November tahun 2011 wilayah kerja migas yang diminati investor yaitu 8 wilayah kerja yang semuanya berada di offshore. Distribusi wilayah kerja migas di kawasan Indonesia Timur status tahun 2012 dapat dilihat pada Gambar 2. Berdasarkan peta tersebut terlihat bahwa kegiatan eksplorasi terdapat di cekungan Banggai, Berau, Bintuni, Bone, Buton, Cendrawasih, Iwur, Kalosi, Lariang, Laut Timor, Makassar Selatan, Memberamo, Obi selatan,

Gambar 2. Peta Wilayah Kerja Migas di Kawasan Indonesia Timur

40


Topik Utama Palung Aru, Sahul, Salawati, Sengkang Barat, Seram, Sula, Timor, Teer, Weda Bay, Akimeugah, Obi Utara, Sula, Biak dan Cekungan Passive Continental Margin. Pada beberapa tempat wilayah kerja migas tidak semuanya berada di cekungan dan terkadang lintas cekungan. 5. PELUANG PENGEMBANGAN MIGAS DI KAWASAN INDONESIA TIMUR Keberadaan data khususnya data geofisika sangat penting untuk mendukung kegiatan migas terutama dalam melakukan kajian eksplorasi sebagai upaya menemukan prospek

migas baru dalam skala cekungan. Pada kawasan Indonesia Timur data aerogravity skala regional telah ada lengkap. Data ini dapat digunakan untuk memetakan low-high suatu sedimen. Jablonski dkk, (2007) menggunakan gravity untuk pendugaan lokasi kitchen. Kemudian Setiadi dkk (2010) menggunakan data gravity untuk menentukan pola rifting, subcekungan sedimen, kedalaman rata-rata anomali, basement high dan ketebalan rata-rata batuan tersier.Selain data gravity pada lokasi kajian terdapat data seismik yang skalanya tidak merata setiap cekungan. Keberadaan data seismik sangat penting khususnya untuk kajian geologi dan geofisik (Gambar 3).

Gambar 3. Peta Gravity yang dioverlay dengan Line Seismik Peta Kegiatan Migas Kawasan Indonesia Timur ; Tri Muji Susantoro

41

Topik Utama Adanya rembesan minyak dan gas di Pulau Sulawesi, Selat Makassar, Pulau Timor dan Papua membuktikan bahwa kawasan Indonesia Timur mempunyai potensi yang baik untuk eksplorasi migas, dimana sistem petroleum di kawasan tersebut sudah berjalan (Gambar 4). Untuk mengkaji peluang pengembangan migas di kawasan Indonesia Timur dalam skala cekungan dilakukan overlay antara peta-peta cekungan, wilayah kerja migas, line seismik dan gravity serta rembesan minyak dan gas serta didukung adanya data penemuan migas.

Hal ini dilakukan untuk memberikan gambaran prioritas pengembangan wilayah kerja migas dan overlay tersebut di peroleh resume seperti ditampilkan pada Tabel 1. Berdasarkan tabel tersebut pada pada cekungan-cekungan yang sudah ada wilayah kerja migas dapat dibagi menjadi 3 skala prioritas terutama sebagai langkah awal untuk pengembangan wilayah kerja baru. Dasar pembagian tersebut adalah perbandingan luas wilayah kerja dan basin yang masih kecil, luas cekungan yang belum ada wilayah kerjanya masih besar dan adanya

Gambar 4. Peta rembesan minyak, gas dan mud volcano di Kawasan Indonesia Timur

42


Topik Utama Tabel 1. Data tabel hasil overlay antara cekungan, wilayah kerja migas dan rembesan minyak dan gas di Kawasan Indonesia Timur ID 1 2 3 4 5 6

Nama Cekungan WK 3,13 358,31 2.473,62 452,30 7.386,15 88.733,33

LUAS (SQKM) WK/BASIN ∑ WK REMBESAN BASIN Basin-WK MINYAK GAS 8.749,75 8.746,62 0,000 1 13.838,95 13.480,64 0,026 1 33.952,00 31.478,38 0,073 3 √ 5.118,35 4.666,05 0,088 1 √ 53.191,26 45.805,11 0,139 1 506.640,42 417.907,09 0,175 34 √ √

PENEMUAN

7 8 9 10 11 12

Biak Obi Utara Akimeugah Teer Sahul Cekungan Passive Continental Margin Buton Laut Timor Sula Kalosi Timor Bone

1.122,01 11.674,92 3.827,08 1.458,45 3.615,93 20.464,42

6.308,46 58.489,32 12.723,04 4.627,35 26.963,97 56.606,60

5.186,45 46.814,40 8.895,96 3.168,90 23.348,04 36.142,18

0,178 0,257 0,301 0,315 0,329 0,362

2 3 1 1 2 2

√ √

√ √ √ √

√ √

13 14 15 16 17 18 19

Sengkang Barat Banggai Palung Aru Weda bay Cendrawasih Berau Makasar Selatan

1.619,03 17.287,62 29.497,85 11.150,62 17.667,29 3.383,09 25.623,88

3.846,18 38.569,18 63.197,41 22.986,28 35.476,46 6.522,89 49.064,06

2.227,15 17.287,62 33.699,56 11.835,66 17.809,17 3.139,80 23.440,18

0,421 0,448 0,467 0,485 0,498 0,519 0,522

2 3 6 3 5 2 8

√ √ √ -

√ √ √ √

√ √

20 21 22 23 24 25 26

Salawati Seram Memberamo Iwur Lariang Bintuni Obi Selatan

5.432,87 7.637,87 13.306,73 8.656,85 10.041,66 24.781,01 4.357,10

9.978,87 13.669,51 21.275,47 13.265,08 14.562,22 30.241,60 5.017,71

4.546,00 6.031,64 7.968,74 4.608,23 4.520,56 5.460,59 660,61

0,544 0,559 0,625 0,653 0,690 0,819 0,868

8 4 3 2 6 14 2

√

√ √ √ √ -

√ √ -

rembesan minyak atau gas serta adanya lapangan migas. Hasil analisis dari kriteria tersebut diatas adalah sebagai berikut: a. Prioritas Pertama Merupakan cekungan migas yang secara sistem petroleum sudah berjalan, dibuktikan dengan adanya rembesan minyak atau gas serta beberapa diantaranya sudah merupakan cekungan produksi hidrokarbon. Adapun cekungan-cekungan tersebut antara lain; Akuimegah, Cekungan Passive Continental Margin, Laut Timor, Timor, Bone, Banggai, palung Aru dan Makassar Selatan. Pada cekungan ini peluang pengembangan migas masih besar, terutama Cekungan Passive Continental Margin dengan luas area bebas

√ √ √ -

KETERANGAN

-

√ -

Abadi Field Gas Seep diluar Cekungan Kampung Baru, Sampi-Sampi, Bonge & Walanga Gas Field

Cekungan Produksi

Rubi Gas & Pangkat Oil dan ditemukan indikasi gas pada beberapa core Cekungan Produksi Cekungan Produksi

Cekungan Produksi

wilayah kerja mencapai 417.907 km2 kemudian untuk cekungan yang lainnya rata-rata wilayah bebas adalah 30.315 km2 dengan cekungan terluas kedua Laut Timor mencapai 46.814 km2 dan terkecil cekungan Banggai dengan luas 17.287 km2. b. Prioritas Kedua Merupakan cekungan migas yang secara luas wilayah bebas lebih dari 10.000 km2 sehingga memungkinkan penambahan wilayah kerja lebih dari 2 wilayah kerja baru. Ada empat cekungan migas yang merupakan prioritas kedua ini, yaitu Sahul, Obi Utara, Cendrawasih dan Weda Bay. Pada cekungan ini belum ditemukan rembesan minyak dan atau gas.


43

Topik Utama c. Prioritas Ketiga

b. Prioritas kedua

Pada prioritas ketiga ini rata-rata area bebas wilayah kerja adalah 4.987 km2 sehingga peluang untuk penambahan wilayah kerja baru kecil. Cekungan ini meliputi Biak, Teer, Buton, Sula, kalosi, Sengkang Barat, Berau, Salawati, Seram, Memberamo, Iwur, Lariang, Bintuni dan Obi Selatan. Pada cekungan-cekungan ini terutama pada cekungan non produksi sebaiknya hanya dilakukan kegiatan studi lanjut dan atau penambahan data baik seismik, gravity atau magnetik untuk meningkatkan keyakinan sistem petroleum di area tersebut sehingga ditemukan prospek migas baru. Secara sistem petroleum pada beberapa cekungan non produksi prioritas ketiga ini sudah berjalan. Hal ini dibuktikan dengan ditemukannya jenis rembesan minyak atau gas. Rembesan minyak atau gas ditemukan pada cekungan Teer, Sula, Kalosi, Sengkang Barat, Memberamo dan Lariang.

Cekungan -cekungan yang masuk dalam prioritas ini berdasarkan data yang ada (database LEMIGAS) tidak ditemukan data rembesan minyak atau gas.Hal ini menyebabkan cekungan - cekungan ini merupakan cekungan frontier yang memerlukan kajian regional terlebih dahulu. Adapun cekungan yang termasuk pada prioritas kedua meliputi Arafura, Banda, Buli Bay, Buru, Celebes, Flores, Kau Bay, Meervlakte, Minahasa, Sangihe, Sawu, Sula Selatan, Sumba, Tukang Besi, Webber dan Wetar.

Pada cekungan - cekungan yang tidak ada wilayah kerja migas (Tabel 2) untuk mengkaji peluang pengembangan wilayah kerja migas dibedakan menjadi 2 (dua) skala prioritas, yaitu: a. Prioritas Pertama Cekungan-cekungan yang termasuk ke dalam prioritas pertama ini secara sistem petroleum sudah berjalan yang dibuktikan oleh adanya rembesan minyak atau gas walaupun lokasinya di tepi cekungan serta adanya oil show hasil pengeboran sumur di lokasi tersebut. Ada 5 (lima) cekungan yang masuk dalam prioritas ini, yaitu Gorontalo, Spermonde, Buru Barat, Tanimbar dan Manui. Kemungkinan kendala utama untuk kegiatan eksplorasi di cekungan tersebut terutama di Buru Barat adalah kedalaman laut yang mencapai 5.000 (lima ribu) meter, Gorontalo mencapai lebih dari 3.000 meter. Sedangkan untuk cekungan Spermonde dan Tanimbar kedalaman laut dapat mencapai sekitar 1500 meter. Hanya cekungan Manui yang relatif dangkal yaitu dengan kedalaman 100 - 200 meter. Pada cekungan - cekungan ini kajiankajian geologi dan geofisika ( G & G) dan penambahan data melalui survei seismik, gravity dan magnetik sangat diperlukan untuk mendapatkan prospek migas baru.

44

6. KESIMPULAN Cekungan migas Kawasan Indonesia Timur sebanyak 26 Cekungan (55%), aktifitas eksplorasi migas yang sudah berjalan, yaitu pada 5 cekungan status produksi hidrokarbon, 2 cekungan dengan status penemuan hidrokarbon, 13 cekungan dengan status indikasi hidrokarbon dan 5 cekungan dengan status belum ada penemuan hidrokarbon serta cekungan Passive Continental Margin. Aktifitas eksplorasi migas di kawasan Indonesia Timur 60% berada di offshore atau 50 wilayah kerja migas. Adanya rembesan minyak dan gas di Pulau Sulawesi, Selat Makassar, Pulau Timor dan Papua membuktikan bahwa kawasan Indonesia Timur mempunyai potensi yang baik untuk eksplorasi migas, dimana sistem petroleum di kawasan tersebut sudah berjalan. Berdasarkan analisis overlay antara Peta cekungan, wilayah kerja migas dan rembesan minyak dan gas serta didukung adanya data penemuan migas diperoleh 3 skala prioritas terutama untuk pengembangan migas skala cekungan, yaitu Prioritas Pertama merupakan cekungan migas yang secara sistem petroleum sudah berjalan, dibuktikan dengan adanya rembesan minyak atau gas. Cekungan tersebut adalah Akuimegah, Cekungan Passive Continental Margin, Laut Timor, Timor, Bone, Banggai, palung Aru dan Makassar Selatan. Prioritas Kedua merupakan cekungan migas yang secara luas wilayah bebas lebih dari 10.000 km2 sehingga memungkinkan adanya eksplorasi


Topik Utama Tabel 2. Cekungan-Cekungan yang tidak ada Wilayah Kerja Migas di Kawasan Indonesia Timur ID

CEKUNGAN

1 Biak 2 Obi Utara 3 Akimeugah

4 Teer 5 Sahul

6 Cekungan Passive Continental Margin

7 Buton

8 Laut Timor

WK 3.13 358.31 2,473.62

LUAS (SQKM) BASIN 8,749.75 13,838.95 33,952.00

Basin-WK 8,746.62 13,480.64 31,478.38

WK/BASIN 0.000 0.026 0.073

? WK 1 1 3

REMBESAN MINYAK GAS ?

452.30

5,118.35

4,666.05

0.088

1

?

-

7,386.15

53,191.26

45,805.11

0.139

1

-

-

88,733.33

506,640.42

417,907.09

0.175

34

?

?

1,122.01

6,308.46

5,186.45

0.178

2

-

-

PENEMUAN MIGAS -

DATA SEISMIK

GRAVITY

Jarang/Regional Jarang/Regional Setempat detil, sebagian kosong

low high low high low high

-

Seismik ditepi cekungan

low high

-

jarang/Regional, sebagian kosong

low high

Jarang, setempat detil, sebagian kosong

low di Barat, High di Timur

-

Jarang di Tengah, Selatan Kosong Selatan detil, Utara Jarang Jarang/Regional

Low di Selatan, High Utara Low di Utara, High Selatan Low di Utara, High Selatan High

KETERANGAN

11,674.92

58,489.32

46,814.40

0.257

3

-

-

?

9 Sula

3,827.08

12,723.04

8,895.96

0.301

1

-

?

-

10 Kalosi

1,458.45

4,627.35

3,168.90

0.315

1

?

?

-

Sangat Jarang setempat, sebagian kosong

11 Timor

3,615.93

26,963.97

23,348.04

0.329

2

-

?

-

Low di Selatan, High Utara

12 Bone

20,464.42

56,606.60

36,142.18

0.362

2

?

?

?

Regional di Timur, Setempat detil di BaratSelatan Jarang dan setempat detil, sebagian besar kosong

13 Sengkang Barat 14 Banggai

1,619.03 17,287.62

3,846.18 38,569.18

2,227.15 17,287.62

0.421 0.448

2 3

? ?

? ?

?

Low -High Low -High

15 Palung Aru

29,497.85

63,197.41

33,699.56

0.467

6

?

?

-

16 Weda bay

11,150.62

22,986.28

11,835.66

0.485

3

-

-

-

17 Cendrawasih

17,667.29

35,476.46

17,809.17

0.498

5

-

-

-

18 Berau 19 Makasar Selatan

3,383.09 25,623.88

6,522.89 49,064.06

3,139.80 23,440.18

0.519 0.522

2 8

-

?

?

Detil setempat, Detil di Tepi Cekungan Barat, sebagian besar regional Setempat detil, sebagian Regional Detil di tepi Barat, sebagian regional Detil setempat, sebagian kosong dan sebagian regional Detil Setempat Detil, sebagian regional, seismik penuh

20 Salawati

5,432.87

9,978.87

4,546.00

0.544

8

?

?

?

sebagian besar detil, di utara dan timur tepi cekungan kosong

sebagian kecil low, high dominan

Cekungan Produksi

21 Seram

7,637.87

13,669.51

6,031.64

0.559

4

?

?

Low di Utara, High Selatan

Cekungan Produksi

22 Memberamo

13,306.73

21,275.47

7,968.74

0.625

3

?

-

-

Sebagian besar detil, Selatan kosong Regional

23 Iwur 24 Lariang

8,656.85 10,041.66

13,265.08 14,562.22

4,608.23 4,520.56

0.653 0.690

2 6

?

?

-

25 Bintuni

24,781.01

30,241.60

5,460.59

0.819

14

?

?

?

Regional Detil di Barat, kosong di Timur Detil

4,357.10

5,017.71

660.61

0.868

2

-

-

-

Regional

26 Obi Selatan


Low di tengah, high di pinggir cekungan

Abadi Field

Gas Seep diluar Cekungan

Kampung Baru, Sampi-Sampi, Bonge & Walanga Gas Field Cekungan Produksi

low di Barat, High di Timur Low-High

Low di center, high di tepi cekungan high Low di center, high di tepi cekungan

Low di Selatan, High Utara Low-High low di Barat, High di Timur Low di Utara, High Selatan High

Rubi Gas & Pangkat Oil dan ditemukan indikasi gas pada beberapa core

Cekungan Produksi

45

Topik Utama baru. Cekungan tersebut adalah Sahul, Obi Utara, Cendrawasih dan Weda Bay. Pada cekungan ini belum ditemukan rembesan minyak dan atau gas. Prioritas Ketiga meliputi cekungan Biak, Teer, Buton, Sula, kalosi, Sengkang Barat, Berau, Salawati, Seram, Memberamo, Iwur, Lariang, Bintuni dan Obi Selatan. Pada cekungan yang tidak ada wilayah kerja migas dibedakan menjadi 2 skala prioritas, yaitu prioritas pertama merupakan cekungan yang secara sistem petroleum sudah berjalan dengan dibuktikan adanya rembesan minyak atau gas serta adanya oil show hasil pengeboran sumur di lokasi tersebut. Ada 5 (lima) cekungan yang masuk dalam prioritas ini, yaitu Gorontalo, Spermonde, Buru Barat, Tanimbar dan Manui. Prioritas kedua merupakan cekungan frontier yang memerlukan kajian regional untuk memastikan adanya akumulasi migas. Adapun cekungan yang termasuk pada prioritas kedua meliputi Arafura, Banda, Buli Bay, Buru, Celebes, Flores, Kau Bay, Meervlakte, Minahasa, Sangihe, Sawu, Sula Selatan, Sumba, Tukang Besi, Webber dan Wetar. Usulan skala prioritas pada kedua kajian di atas (cekungan dengan dan tanpa Wilayah Kerja Migas) merupakan langkah awal dan usulan mempercepat pengambilan keputusan untuk menentukan aktifitas migas selanjutnya di kawasan Indonesia Timur baik untuk penentuan blok migas baru maupun mempercepat penemuan prospek migas baru. DAFTAR PUSTAKA BPMIGAS-LAPI ITB-IAGI, 2008, Studi Tektonik dan Cekungan Indonesia Tahun 2008. BPMIGAS-LAPI ITB-IAGI, 2008, Peta Cekungan Sedimen Tersier Indonesia Tahun 2008 Buletin BPMIGAS, 2012, Kilas Balik.Sejarah Minyak Bumi di Nusantara, www.bpmigas. go.id DijtenMigas, 2012, Cekungan Sedimen Indonesia, http://www.migas.esdm.go.id/#

46

DitjenMigas, 2012, CadanganMinyakBumi Indonesia Status Januari 2011. http:// www.migas. esdm.go.id/show.php?fd= 5&id=gerbang_260_7.jpg Ditjen Migas, 2010, Indonesia Petroleum Bidding. Directorate General of Oil & Gas. Ministry of Energy and Mineral Resources. Jablonski, D., Priyono, P., Westlake, S., Larsen, O. A., 2007, Geology and Exploration Potential of the Gorontalo Basin, Central Indonesia-Eastern Extension of the North Makassar Basin?, Indonesian Pet. Assoc., 31st Annual Convention Proceeding. LEMIGAS, 1985, Bunga Rampai 100 Tahun Perminyakan Indonesia. Diterbitkan oleh Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi "LEMIGAS". Grafika. MedanBisnis.2011. SumurTiakaKembali ProduksiMinyak,http://www. medanbisnisdaily.com/news /read/2011/09/ 06/53355/sumur_tiaka_kembali_produksi_ minyak_2-000_bph/ Pigram,C.J. & Panggabean, H., 1981, PreTertiary Geology of Western Irian Jaya & Misool Island: Implication for The Tectonic Development of Eastern Indonesia. IPA. Proceedings 10th Annual Convention. Jakarta. 385-400 Rovicky, 2006.Indonesia Barat- Timur dalam Eksplorasi Migas dan Mineral. http:// r o v i c k y. w o r dp r e s s . c o m / 2 0 0 6 / 0 9 / 1 4 / indonesia-barat-timur-dalam-eksplorasimigas-dan-mineral/ Tarigan, S.L., 2012, Perkembangan Tektonik Indonesia: Kepulauan Nusa Tenggara. Tobageoscience.blogspot.com/2012/10/ perkembangan-tektonik-indonesia.html Wicaksono, P.,E., 2012, Kawasan Timur Indonesia Punya Peluang Tingkatkan Produksi Migas. http://economy.okezone. com/read/2012/06/03/19/640432/kawasantimur-indonesia-punya-peluang-tingkatkanproduksi-migas


PETA KEGIATAN MIGAS KAWASAN INDONESIA TIMUR. Tri Muji Susantoro

Recommend Documents