INTERPRETASI GEOLOGI BAWAH PERMUKAAN BERDASARKAN ANALISIS DATA GAYABERAT MENGGUNAKAN FILTER OPTIMUM UPWARD CONTINUATION DAN PEMODELAN 3D INVERSI : (STUDI KASUS: CEKUNGAN AKIMEUGAH SELATAN, LAUT ARAFURA) - Imam Setiadi; Catur Purwanto; Dida Kusnida; Yulinar Firdaus (JURNAL GEOLOGI KELAUTAN, 2019)
Cekungan Akimeugah terletak pada paparan Laut Arafura yang merupakan bagian dari passive margin yang berasosiasi dengan cekungan di kontinen Australia yang sudah memproduksi hidrokarbon seperti cekungan Bonaparte, Carnavon dan cekungan Canning. Secara tektonik cekungan ini berkembang akibat pertemuan lempeng Australia dengan Pasifik sehingga menyebabkan munculnya struktur lipatan, tinggian, rendahan dan patahan. Salah satu metoda geofisika yang dapat digunakan untuk mengetahui struktur geologi bawah permukaan adalah metoda gayaberat. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengidentifikasi struktur geologi bawah permukaan, mendelineasi sub-cekungan sedimen serta memperkirakan ketebalan sedimen di Cekungan Akimeugah bagian selatan. Analisis data yang digunakan yaitu analisis spektrum, filter optimum upward continuation serta pemodelan inversi 3D. Hasil analisis spektral menunjukkan bahwa tebal batuan sedimen rata rata di daerah penelitian adalah sekitar 3.6 Km. Ketinggian optimum yang digunakan pada filter optimum upward continuation yaitu pada ketinggian 6000 m dan menghasilkan anomali regional serta residual. Sub-cekungan yang didelineasi dari analisis data gayaberat adalah sebanyak 7 sub-cekungan sedimen, dimana pola struktur yang teridentifikasi yaitu berupa tinggian, graben dan patahan. Hasil pemodelan 3D menunjukkan bahwa batuan dasar cekungan berupa batuan metamorfik dengan nilai rapat massa 2.7 gr/cc. Kemudian secara berurutan dari bawah ke atas diendapkan batuan sedimen dari kelompok Aifam yang berumur Paleozoikum dengan nilai densitas 2.6 gr/cc, kemudian di atasnya lagi adalah batuan sedimen kelompok Kemblengan yang berumur Mesozoikum dengan nilai rapat massa 2.5 gr/cc, dan yang paling atas adalah batuan sedimen tersier kelompok batugamping Nugini dengan nilai rapat massa 2.4 gr/cc dan Formasi Buru dengan nilai rapat massa 2.2 gr/cc.. Hasil analisis model bawah permukaan menunjukkan bahwa berdasarkan pola graben dan tinggian, Cekungan Akimeugah bagian selatan cukup potensial untuk berkembangnya petroleum system seperti cekungan di Australia yang sudah berproduksi hidrokarbon.Kata Kunci : Gayaberat, spektral analisis, filter optimum upward continuation, pemodelan 3D inversi, Cekungan Akimeugah selatan, Papua.The Akimeugah Basin is located on the Arafura Shelf which is part of the passive margin associated with basins of Australian continent that have produced hydrocarbons such as the Bonaparte basin, Carnarvon and the Canning basins. Tectonically this basin develops due to the collision between the Australian and the Pacific plates, resulting folds, highs, lows and faults. One of the geophysical methods that can be used to determine the subsurface geological structure is the gravity method. The purposes of this study are to identify subsurface geological structures, delineating sediment sub-basin and to estimate sediment thickness in the southern Akimeugah basin. Data analysis used are spectrum analysis, optimum upward continuation filters and 3D inversion modeling.. The spectral analysis results show that the average thickness of the sedimentary rock in the study area is about 3.6 Km. Optimum height that used at the optimum upward contiuation filter was at an altitude 6000 m and resulting regional and residual anomaly. The delineated sub-basin obtained from gravity data analysis is as many as 7 sediment sub-basins, where the identified structural pattern is in the form of high, graben and fault. The 3D modeling results show that the basement of the basin is of a metamorphic rock with a mass density value of 2.7 gr/cc. Then sequentially from the lowest, sedimentary rocks from the Aifam group of Paleozoic were deposited with a density value of 2.6 gr/cc, hereafter is sediment group of Kemblengan of Mesozoic with mass density values of 2.5 gr/cc, and at the top is a Tertiary sedimentary rock, limestone Nugini group with a mass density value of 2.4 gr/cc and Buru Formation with density value 2.2 gr/cc. The results of the subsurface model analysis show that based on a graben and high pattern, the southern Akimeugah basin is potential for the development of petroleum systems such as the basins those already produce hydrocarbons in Australia.Keywords: gravity, spectral analysis, optimum upward continuation filter, modeling 3D inversion, southern Akimeugah Basin, Papua.