Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menentukan potensi shale oil di Formasi Anggota Banuwati Shale, Cekungan Asri, dengan melihat parameter Total Organic Carbon (TOC), Maturity, dan Brittleness Index. TOC dimodelkan dengan melakukan crossplot antara TOC measured dengan log gamma ray, log density, log neutron porosity, dan log P wave (multi linier regresi). Brittleness index dimodelkan dengan mengkombinasikan log Young’s modulus dan log Poisson’s ratio, serta dibandingkan dengan brittleness index yang dimodelkan dari beberapa data x ray diffraction. Maturity dijadikan sebagai salah satu parameter untuk menentukan kategori TOC, oil atau gas. Shale yang memiliki TOC > 1 wt.%, memiliki thickness > 50 ft, dan brittle merupakan zona potensi shale oil. Shale di Formasi Anggota Banuwati Shale didominasi oleh tipe kerogen I, lingkungan pengendapan lacustrine, dengan early mature di kedalaman 8132 ft (Delima-1). Berdasarkan inversi simultan, diketahui bahwa persebaran shale yang berpotensi menjadi shale oil berada di arah Timur Laut dari sumur Delima-1, pada depth > 9500 ft, dengan ketebalan 200 - 300 ft.

---

The purpose of this research is to determine the potency of shale oil in Member Banuwati Shale Formations, Asri Basin, with use Total Organic Carbon (TOC), Maturity, and Brittleness Index parameter. TOC is modeled by multiple linear regresion method. This method is crossplot between TOC measured with gamma ray log, density log, neutron porosity log, and P wave log. Brittleness index is modeled by combining Young's modulus log and Poisson's ratio log, where this model called brittlenes index geomechanic model. After that this model compared with brittleness index model from mineralogy. Maturity is one of the parameters used to determine category of TOC, oil or gas. Shale which has TOC more than 1 wt.%, has a thickness more than 50 ft, and has brittle is potential to be shale oil. Shale in Member Banuwati Shale Formation is dominated by kerogen type I, lacustrine depositional environment, with early mature in depth 8132 ft (Delima-1). Based on simultaneous inversion, known that distribution of shale which is potentially into lying in the northeast of Delima-1 well, in depth > 9500 ft, with thickness 200 - 300 ft."

"Formasi Baong bagian bawah bertanggung jawab sebagai batuan induk yang mengisi reservoar batupasir pada lapangan minyak dan gas di bagian tenggara Cekungan Sumatera Utara. Penelitian ini mengungkapkan data dan fakta dari laboratorium, pengeboran, wireline well log dan seismik melalui studi analisa petrofisika, geokimia, geomekanika dan geofisika Formasi Baong bagian bawah. Pemahaman tentang geokimia, mineralogi dan geomekanika serpih sangat penting untuk memahami bagaimana reservoir serpih memiliki potensi untuk cadangan dan produksi ketika dilakukan stimulasi. Analisis laboratorium geokimia digunakan untuk menentukan kekayaan, kematangan dan kerogen tipe. Penelitian ini mengklasifikasikan serpih berdasarkan kekayaan organik, kematangan, jenis, kekuatan serpih, kerapuhan serpih dan kandungan clay. Formasi Baong bagian bawah yang menjadi target pada studi ini terletak pada kedalaman 1778-2428 m (TVD), memiliki material organik yang kaya dengan TOC berkisar antara 1,88-3,85% wt, tingkat kematangan 12% sudah matang dan 88% belum matang, serta menghasilkan 20% kerogen tipe III dan 80% kerogen tipe II/III sehingga dapat dijadikan sebagai batuan induk yang berpotensi menghasilkan gas dan gas/minyak. Rigiditas Formasi Baong bagian bawah sangat sangat brittle dengan memiliki rata ? rata kandungan mineral kuarsa 33,7% dan mineral brittle seperti kalsit 8,8%, dolomit 1,8% dan siderit 0,9%, serta brittle 80% dan less brittle 20%, sehingga dapat dilakukan hyhraulic fracturing dengan baik. Nilai impedansi serpih Formasi Baong bagian bawah berkisar antara 20203 ? 24615 ((ft/s)*(g/cc)).

---

The Lower Baong Formation is responsible for source rock filled up sandstones reservoir in the oil and gas field in the southeastern part of North Sumatra Basin. This study reveals the data and facts from the laboratory, drilling, wireline well logs and seismic through the analysis study of petrophysics, geochemistry, geomechanics and geophysics of Lower Baong Formation. An understanding of shale geochemistry, mineralogy and geomechanics is very important to understand how the shale reservoir has the potential to reserve and produce when carried out stimulation. Geochemical laboratory analysis is used to determine the richness, maturity and kerogen type. This study classify shale based on organic richness, maturity, type, shale strengthness, shale brittleness and clay content. The Lower Baong Formation being targeted in this study lies at a depth of 1778-2428 m (TVD), has a rich organic material with TOC ranging from 1.88 to 3.85 wt%, the maturity level of 12% is mature and immature 88%, and generate 20% kerogen type III and 80% kerogen type II / III so it can be used as a source rock potential to produce gas and gas / oil. Lower Baong Formation rigidity are very brittle by having the averages 33.7% quartz mineral content and brittle minerals such as 8.8% calcite, 1.8% dolomite and siderite 0.9%, and brittle 80% and less brittle 20%, so it can be done hyhraulic fracturing very well. Sahle values of Lower Baong Formation bottom ranges from 20203-24615 ((ft/s)*(g / cc))."

"Oil Shale merupakan salah satu bahan bakar non konvensional berbentuk sedimen batuan halus, yang dapat menjadi sumber energi alternatif. Dalam proses retorting, Oil Shale dapat dikonversi menjadi shale oil dan shale gas. Sebelumnya, terdapat beberapa penelitian yang membahas potensi shale gas untuk memproduksi gas hidrogen. Pada penelitian ini, dilakukan pemodelan sistem menggunakan Aspen Plus untuk mengetahui potensi pemanfaatan keseluruhan shale oil beserta shale gas hasil dari retorting untuk memproduksi hidrogen menggunakan teknologi chemical looping. Selain itu, penelitian ini bertujuan untuk mengetahui efisiensi energi dari sistem apabila meneruskan tahapan produksi hidrogen hingga ke tahap produksi ammonia untuk penyimpanan. Berdasarkan hasil simulasi, produk retorting dari 0,126 kg/s bahan baku oil shale komposisi New Albany, yaitu 0,0063 kg/s shale oil dan 0,0024 kg/s shale gas, dapat memproduksi hidrogen sebanyak 0,0037 kg/s. Hidrogen ini dapat dikonversi menjadi ammonia sebanyak 0,012 kg/s dengan sisa hidrogen sebanyak 0,00089kg/s. Berdasarkan analisis energi, didapatkan efisiensi dari keseluruhan proses oil shale retorting hingga produksi ammonia adalah sebesar 55%.

---

Oil shale is one of the non-conventional fuel in the form of fine rock sediments, which can be utilized as an alternative energy resource. In the retorting process, Oil Shale is converted into shale oil and shale gas. Previously, there were several studies that discussed the potential utilization of the shale gas product to produce hydrogen gas. In this study, a simulation was carried out using Aspen Plus to determine the potential of using both shale oil and shale gas products from the retorting process, to produce hydrogen using a chemical looping system. In addition, this study is aimed at analysing the energy efficiency of the system with the additional process of converting hydrogen into ammonia for storage. Based on the simulation results, the retorting product from 0,126 kg/s of oil shale, respectively 0,0063 kg/s and 0,024 kg/s of shale oil and shale gas, could produce 0,0031 kg/s of hydrogen. This amount of hydrogen could be converted into 0,012 kg/s of ammonia, with a remaining hydrogen product of 0,00089 kg/s. Based on the energy analysis, the efficiency of the entire system from the oil shale retorting process up to the ammonia production is 55%."

"Analisis potensi shale hidrokarbon dengan pendekatan data geokimia dan interpretasi seismik telah berhasil dilakukan pada lapangan FH, Sub-Cekungan Jambi. Parameter dalam eksplorasi shale hidrokarbon yang mengandung Total Organic Content TOC lebih tinggi dari 1, Indeks Hidrogen HI lebih tinggi dari 100, Vitrinite Reflectance Ro lebih tinggi dari 1,3 untuk dry gas, Net Shale Thickness lebih dari 75, dan kerogen dikelompokkan menjadi tipe I, II atau III. Penelitian ini berlokasi di Sub-Cekungan Jambi, yang terletak di provinsi Jambi, bagian timur pulau Sumatera. Sub-Cekungan Jambi adalah Sub-Cekungan dari Cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan petroleum sistem di wilayah Sub-Basin Jambi, source rock berasal dari bentuk Formasi Lahat berupa Formasi Lacustrine dan Talang Akar berupa terrestrial coal dan coal shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dan menganalisis potensi shale hidrokarbon di Sub-Cekungan Jambi. Formasi Talang Akar menjadi fokus penelitian ini. Talang Akar memiliki sumber batuan yang berkisar dari yang baik sampai yang sangat bagus dan sangat potensial mulai dari 1,5 sampai 8 wt TOC di daerah Sub-Cekungan Jambi. Inversi seismik adalah teknik pembuatan model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai masukan dan data geologi sebagai kontrol. Hasil analisis menunjukkan bahwa nilai TOC berada pada kisaran 0,5 - 1,5 wt dan Ro berada pada kisaran 0,51 - 1,1. Hasil analisi parameter petrofisika menunjukkan nilai porositas di bawah 10 dan saturasi air lebih dari 50. Interpretasi seismic menunjukkan daerah yang memiliki potensi berada pada nilai akustik impedan di atas 7800 m/s g/cc. Berdasarkan peta persebaran akustik impedan, daerah Timur Laut dan Tenggara merupakan daerah dengan potensi shale hidrokarbon yang baik.

---

Analysis of the potential of hydrocarbon shale with geochemical data and seismic interpretation has been successfully done in field FH, Jambi Sub Basin. The parameters in the exploration of shale hydrocarbon contains Total Organic Carbon TOC is higher than 1, Index Hydrogen HI is higher than 100, Vitrinite Reflectance Ro is higher than 1.3 for window dry gas, the Net shale Thickness is over 75, and kerogen is classified into type I, II or III. This study are is located in Jambi sub basin, which is situated in the province of Jambi, the eastern part of the Sumatra island. Jambi sub basin is a sub basin of South Sumatra Basin. Based on the petroleum system in the area of Jambi Sub Basin, source rocks derived from the form Lahat Formation lacustrine and Talang Akar Formation in the form of terrestrial coal and coal shale. This study aims to identify and analyze the potential of shale hydrocarbons in the Jambi Sub Basin. Talang Akar Formation is the focus of this study. Talang Akar has a source rock that is ranged from good to excellent and highly potential ranging from 1.5 to 8 wt TOC in Sub Basin area Jambi. Seismic inversion is a technique of making the subsurface geological models using seismic data as an input and geological data as control. Analysis shows that TOC values are in the range of 0.5 ndash 1.5 wt and Ro is in the range of 0.51 ndash 1.1. petrophysic parameter shown that area having porosity less than 10 and water saturation more than 50. Seismic interpretation showing that area interest have acoustic impedance more than 7800 m s g cc. Based on the Acoustic Impedance distribution map, Northeast and Southeast is an area with good shale hydrocarbon potential."

"Penelitian yang dilakukan di lapangan Abiyoso pada formasi gumai bertujuan untuk memperkirakan daerah yang berpotensi sebagai shale reservoir berdasarkan parameter impendansi akustik dan analisa log. Log gamma ray, neutron (NPHI) dan density (RHOB) secara efektif dapat mengidentifikasi kandungan material organik pada batu serpih. Terdapat hubungan antara Vp pada porositas rendah terhadap kematangan kerogen. Vp meningkat dengan meningkatnya tingkat kematangan kerogen. Hasil inversi menunjukkan bahwa pada daerah Top Horizon 3, 4 dan 5 kerogen telah matang, dengan nilai AI (21000 - 25000) (ft/s)*(g/cc).

---

Research conducted in the filed Abiyoso at gumai formation aims to estimate the potential area as a shale reservoir based on parameters acoustic impedance and log analysis. Gamma ray log, neutron (NPHI) and density (RHOB) is efective to organic matter identification of shale. The maturity of kerogen can be related to Vp at low-porosity.Vp increas with increasing maturity. Inversion result show that kerogen is mature on the area of Top Horizon 3, 4 and 5 with AI value (21000 - 25000) (ft/s)*(g/cc)."

"ABSTRAKEksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi migas di Indonesia sampai sekarang masih terfokus pada migas konvensional dibandingkan migas nonkonvensional seperti hidrokarbon serpih. Hidrokarbon serpih adalah salah satu sumber energi migas yang terdapat di batuan induk memiliki material organik yang kaya dan telah mencapai kematangan, pada kondisi dan tipe tertentu dapat berfungsi sebagai reservoar minyak dan gas. Formasi Talang Akar adalah batuan induk dari Cekungan Jawa Barat Utara, berpotensi sebagai sistem petroleum nonkonvensional. Pada penelitian ini diintegrasikan analisis geokimia batuan induk, sifat fisika batuan dan interpretasi seismik yang menjadi dasar untuk melihat hubungan kekayaan dan kematangan material organik serta pesebarannya sebagai potensi hidrokarbon serpih di Cekungan Jawa Barat Utara. Hasil analisis geokimia batuan induk pada Formasi Talang Akar didapat tingkat kekayaan materi organik berkisar antara 0.57 ndash;1.81 wt fair-good , jendela awal kematangan pada kedalaman 3200 m dan tipe kerogen II/III menghasilkan minyak dan gas. Analisis sifat fisik batuan meliputi perhitungan Vshale, porositas, saturasi dan perhitungan TOC secara kontinu menggunakan Metode Passey untuk mengetahui nilai TOC pada setiap kedalaman pada Formasi Talang Akar. Hasil analisis selanjutnya adalah melakukan interpretasi seismik dengan metode inversi impedansi akustik model based untuk melihat persebaran batuan serpih dengan nilai 32000 ndash;54000 ft/s g/cc, arah penyebaran batuan serpih sebagai potensi hidrokarbon serpih berada di barat dan barat laut daerah penelitian. Kata Kunci:. Eksplorasi dan Produksi Migas, Hidrokarbon Serpih, Material Organik, Formasi Talang Akar, Geokimia Batuan Induk, Sifat Fisika Batuan, Inversi Seismik Impedansi Akustik

---

ABSTRACTShale Hydrocarbon Analysis Based on Geochemical and Seismic Data in Northwest Java BasinAbstract Hydrocarbon exploration and production in Indonesia until now still focused on conventional energy rather than unconventional energy, which is shale hydrocarbon. Shale hydrocarbon is one of energy which contained in source rock that has high organic richness and been reached, in specific condition could be reservoir rock. Talang Akar Formation is source rock of Northwest Java Sedimentary Basin. This research was conducted on the integration of the three methods including organic geochemical analysis, seismic interpretation and petrophysics which became the basis for the wealth of organic material see the relationship and maturity of organic material also the distribution on the potential of shale hydrocarbon in the region. The analysis of Organic Geochemistry in Talang Akar Formation obtained the level of wealth of organic matter ranged from 0.57 ndash 1.81 wt fair good , the initial maturity of the window at a depth of 3200 m and category II III kerogen type produces oil and gas. The analysis of petrophysics which include calculation of TOC based on Passey Method continuously, the results of the analysis of this petrophysics validated with the value of the laboratory analysis. The next step is doing seismic interpretation with acoustic impedance inversion method to see the spread of the shale rocks with a value 32000 ndash 54000 ft s g cc, the direction of spread of shale rocks as shale hydrocarbon potential in the West and Northwest areas of research area. Keyword Hydrocarbon exploration, unconventional energy, geochemical, shale hydrocarbon, Organic Geochemistry, Talang Akar Formation, Acoustic Impedance Seismic Inversion."

"Saat ini, jumlah kandungan minyak dan gas konvensional yang tersedia semakin terbatas sedangkan cadangan semakin rendah. Oleh karena itu diperlukan eksplorasi akan sumber daya baru, salah satu solusinya adalah dengan memperluas eksplorasi hidrokarbon dengan cara konvensional maupun unconvensional, dan untuk mengurangi tingginya kegagalan dalam tahapan eksplorasi ini maka diperlukan pembelajaran petroleum system terutama source rock. Source rock yang memiliki potensi tinggi harus mempunyai kandungan kerogen yang cukup untuk dapat mengenerateminyak maupun gas ke perangkap-perangkap hidrokarbon disekitarnya. Dalam penelitian ini memaparkan aplikasi metode Passey dan untuk memetakan source rock dengan kandungan TOC yang berbeda-beda di setiap kedalaman dan responnya pada seismik inversi, kemudian dihitung potensinya sehingga didapat peta penyebaran source rock dan total hidrokarbon yang sudah tergenerate ke perangkap-perangkap struktur maupun yang masih tersisa di dalam source rock itu sendiri. Penelitian ini pun mengintegrasikan data geokimia, analisa petrofisika, dan teknik seismik inversi dalam mengkarakterisasi zona yang berpotensi. Tahapan awal eksplorasi dalam penentuan sweetspot adalah dengan menggunakan metode passey untuk menghasilkan data log pseudo TOC. Kedua, melakukan analisa petrofisika untuk mendapatkan parameter fisis yang sensitif pada formasi target.Ketiga adalah dengan mengaplikasikan seismik inversi Impedansi akustik (AI) untuk mengetahui persebaran batuserpih yang mengandung potensi gas berdasarkan nilai TOC dan parameter fisis yang sensitif pada formasi target. Keempat melakukan penghitungan sumber daya yang sudah tergenerate dan yang masih tersisa dalam tubuh shale sebagai source rock.

---

Currently, the amount of available conventional gas and oil content are more limited while the amount of reserves has been decreased. Therefore we need an exploration of new resources, one solution is to expand the exploration of hydrocarbons by means of conventional or unconvensional, and to reduce the high failure in the exploration phase of the learning required for this petroleum system primarily source rock. Source rock that has high potential must have a sufficient content of kerogen to oil or gas can be generate to the hydrocarbon traps nearby.

In this research exposes Passey Method and application method to map the source rock TOC content varies with each depth and seismic inversion, the response was then calculated its potential so obtained a map of the spread of source rock and hydrocarbon that already total generated to structures trap as well as those still remaining in the source rock itself.

In this study integrates geochemical data, analysis of petrophysic, and seismic inversion technique to characterize potential zones. Early stages of exploration in the determination of sweetspot is using Passey Method to generate pseudo TOC. Second, petrophysical analysis to obtain physical parameters that are sensitive to the target formation. Third is by applying accustic impedance seismic inversion to determine the distribution of shale rock that contain gas potential based on the value of TOC and physical parameters that are sensitive to the target formation. Fourth do calculating resources have generated and remaining in a shale as source rock"

"Dekomposisi spektral dapat digunakan untuk mengidentifikasi zona prospektif pada pendekatan unconventional petroleum play. Dimana dibutuhkan studi kompherensif yang bertujuan mendapatkan area dengan dominasi batupasir. Penelitian ini menggunakan Metode dekomposisi spektral untuk melakukan pemetaan area prospektif secara kualitatif. Hasil dari dekomposisi spektral dapat dikorelasikan dengan amplitudo RMS. Dimana amplitudo RMS dapat membantu menemukan fasies prospektif dengan kehadiran bright spot. Objek penelitian ini ialah area Formasi Brown Shale yang berada di Cekungan Sumatera Tengah. Tujuan pemetaan ini ialah memetakan fasies batupasir dengan tingkat kemenerusan lateral yang tinggi. Penelitian ini juga membandingkan hasil dekomposisi spektral dengan pendekatan short time fourier transform dan continuous wavelet transform. Dimana dekomposisi spektral dengan pendekatan continuous wavelet transform juga dilakukan memakai variasi tipe wavelet seperti morlet, gaussian, dan mexican hat. Hasil penelitian menunjukkan bahwa dengan frekuensi dominan pada Formasi Brown Shale sebesar 17 Hz dapat terlihat area prospektif terdapat pada wilayah utara, tengah, dan selatan top Brown Shale. Hasil dari RGB Blending dan amplitudo RMS juga dapat mengidentifikasi batupasir dengan kemenerusan lateral secara baik. Dimana kemenerusan lateral terbaik ada pada area utara, tengah, dan selatan top Brown Shale. Dekomposisi spektral dan amplitudo RMS juga dapat mengidentifikasi lingkungan pengendapan seperti lakustrin, delta plain, alluvial plain, fluvial dan alluvial fan. Identifikasi lingkungan pengendapan dilakukan berdasarkan gambaran pada peta dekomposisi spektral, amplitudo RMS, dan informasi geologi pada Formasi Brown Shale.

---

Spectral decomposition can be used to identify prospective zones in unconventional petroleum plays. A comprehensive study is needed to target areas dominated by sandstone. This research utilizes the spectral decomposition method to qualitatively map prospective areas. The results of spectral decomposition can be correlated with RMS amplitude, which can help identify prospective facies with bright spots. The study focuses on the Brown Shale Formation in the Central Sumatra Basin. The mapping goal is to identify sandstone facies with high lateral continuity. The study also compares the results of spectral decomposition with the short-time Fourier transform and continuous wavelet transform approaches. The continuous wavelet transform is applied using various wavelet types, such as Morlet, Gaussian, and Mexican hat. These studies show that the dominant frequency in the Brown Shale Formation is 17 Hz, which reveals prospective areas in the northern, central, and southern regions of the top Brown Shale. RGB Blending and RMS amplitude results are also effective in identifying sandstone with good lateral continuity, particularly in the northern, central, and southern areas of the top Brown Shale. Furthermore, spectral decomposition and RMS amplitude analysis can help identify depositional environments, such as lacustrine, delta plain, alluvial plain, fluvial, and alluvial fan. These depositional environments are identified based on the spectral decomposition map, RMS amplitude information, and geological data of the Brown Shale Formation."

"

Daerah penelitian merupakan suatu struktur penghasil hidrokarbon konvensional yang terletak di bagian tenggara Cekungan Sumatra Selatan dan di bagian baratlaut tinggian lampung. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi  potensi  shale hidrokarbon  pada daerah tersebut. Evaluasi shale hidrokarbon dilakukan pada tiga sumur, sumur X-1, X-2 dan X-3 dengan target pada formasi Talang Akar Atas. Evaluasi berdasarkan analisis geokimia, petrofisika, dan interpretasi seismik. Analisis geokimia menghasilkan bahwa shale formasi target memiliki material organik yang cukup berpotensi dan juga matang. Hidrokarbon yang dihasilkan berupa minyak. Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan model TOC dan brittleness index. Pemodelan TOC dilakukan dengan 4 metode yaitu Schmoker, Passey, Multi Regresi Linier, dan Neural Network. Dari keempat metode tersebut,Neural Network yang menghasilkan data paling baik. Korelasi yang didapat pada sumur X-1 adalah 0.96 dan 0.84 untuk sumur X-3. Berdasarkan nilai brittleness index, Sumur X-1 memiliki shale yang bersifat less ductile – less brittle sementara sumur X-2 dan X-3 memiliki shale yang bersifat less brittle. Sumur X-1 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 2054 – 2081 m dengan ketebalan 27 m dengan rentang nilai brittleness 0.3 – 0.34 dan rentang TOC 2.0 – 4.4 wt% serta impedansi akustik 7200-9900 gr/cc*m/s. Sumur X-3 memiliki potensi shale hidrokarbon berada pada kedalaman 1461-1487 dengan ketebalan 26 m dengan rentang TOC 1.8 – 3.94 wt% dan brittleness index berkisar 0.35-0.44, dan impedansi akustik 9197 - 10964 gr/cc*m/s. Shale yang berpotensi menjadi shale hidrokarbon tersebar pada daerah sekitar sumur X-2 dengan nilai brittleness sekitar 0.38-0.4 yang termasuk sifat less brittle dan TOC dengan nilai sekitar 3 wt%.

---

The research area is a structure that produce conventional hydrocarbon located in the southeastern part of the South Sumatra Basin and in the northwest part of the Lampung highlands. This study aims to evaluate the shale hydrocarbon potential in the area. Evaluation of shale hydrocarbons was carried out on three wells, X-1, X-2 and X-3 wells with target in the Upper Talang Akar formation. Evaluation based on geochemical analysis, petrophysics, and seismic interpretation. Geochemical analysis produces that the target shale formation has quite potential and mature organic material. The hydrocarbons produced are oil. Petrophysical analysis is performed to obtain the TOC model and brittleness index. TOC modeling is done with 4 methods, namely Schmoker, Passey, Multi Linear Regression, and Neural Network. Based on  the four methods, the Neural Network produces the best data. The correlation obtained in X-1 wells is 0.96 and 0.84 for X-3 wells. Based on the brittleness index value, X-1 wel has a shale that is less ductile - less brittle while X-2 and X-3 wells have less brittle shale. The X-1 well has a hydrocarbon shale potential at a depth of 2054 - 2081 m with a thickness of 27 m with a range of 0.3 - 0.34 brittleness and TOC 2.0 - 4.4 wt% and acoustic impedance 7200-9900 gr / cc * m / s. The X-3 well has shale hydrocarbon potential at a depth of 1461-1487 with a thickness of 26 m with a range of TOC 1.8 - 3.94 wt% and brittleness index ranging from 0.35-0.44, and acoustic impedance 9197 - 10964 gr / cc * m / s. The distribution of shale which has the potential to become shale hydrocarbons is around the X-2 well with the value of brittleness is around 0.38-0.4 (less brittle) and the value of TOC is around  3 wt%.  

"

"Tesis ini membahas karakterisasi oil shale Formasi Gumai dari data Sumur NBL-1, Lapangan Abiyoso, Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dengan pemodelan oil yield dan elastisitas batuan. Karakterisasi batuan dilakukan dengan menganalisis sampel pengeboran inti (core) dari shale pada kedalaman 4266 - 4280 feet dan kedalaman 4283 - 4295 feet di laboratorium (petrografi, XRD, oil yield / Fischer Standard retort), %TOC, analisis, pyrolisis, kerogen type). Pemodelan oil yield dilakukan dengan membuat korelasi regresi linear antara data log (bulk density, log neutron, log sonik) dan data oil yield - % TOC dari sampel tersebut, sedangkan model elastisitas batuan dilakukan dengan pendekatan: kualitas medium (Q), rasio poisson, dan modulus Young. Analisis kualitas medium (Q) dilakukan dengan metode spectral magnitudo decay, sedangkan analisis modulus Young dan rasio Poisson diturunkan rumus dari Mavko, dkk. (2009). Hasil penelitian diperoleh karakteristik bahwa kedua lapisan tersebut dalam kategori oil shale dengan tipe Tasmanite, kerogen tipe II, dan jenis liptinite dalam kondisi belum matang, diendapakan pada lingkungan pengendapan laut dangkal dengan energi rendah (kedalaman 4266 - 4280 feet) dan laut dangkal relatif reduktif (kedalaman 4283 - 4295 feet) yang berbatasan dengan lingkungan darat. Model oil yield dari log bulk density pada kedalaman lapisan 4266 - 4280 feet: OYlog = -4,93x(log ρb) + 19,46 dan pada kedalaman lapisan oil shale 4283 - 4295 feet: OYlog= -6,03 x(log ρb) + 23,58. Model oil yield log neutron hanya berhasil dilakukan pada kedalaman 4283 - 4295 feet: OYlog = 7,93x(log ФNPHI)+ 4,30, sedangkan model oil yield log neutron tidak berhasil pada lapisan oil shale yang pertama. Model kualitas batuan (Q) dihasilkan 120 - 129, modulus Young, dan rasio Poisson tidak berhubungan dengan variasi oil yield. Potensi oil shale yang dihasilkan dari kedua lapisan tersebut berkisar 7 galon/ton dan tidak berpotensi sebagai reservoar shale. Potensi oil shale Formasi Gumai di daerah penelitian lebih kecil daripada oil shale yang telah diproduksikan di Formasi Green River, Amerika Serikat yang mencapai 20 - 30 galon per ton.

---

The thesis learned oil shale characterization on Gumai Formation, Well NBL-1, Abiyoso Field, Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin using oil yield and elasticity modeling. Characterization of the shale uses core and log data on the depth 4266 - 4280 feet and 4283 - 4295 feet. Methods that was used core description, geochemical, log correlation, and calculation of bore hole seismic. Result of the research got that the shale have been deposited at low energy shallow marine till land margin. The kerogen type is type II, liptinite, and immature. Model of oil yield of bulk density log on the depth 4266 - 4280 feet; OYlog = -4,93x(log ρb) + 19,46 and 4283 - 4295 feet: OYlog = 7,93x(log NPHI)+ 4,30. Sonic log model did not succeed on each shale layer, but neutron log just succeeded on the depth 4283 - 4295 feet. Elasticity model such attenuation (Q), modulus Young (E), Poisson ratio (σ) did not succeed. The oil shale potency is 7 - 9 gallon/ton on the depth 4266 - 4280 feet, while on the depth 4283 - 4295 feet is 8 - 9 gallon/ton. Generally, the oil shale have not been enough yet as shale reservoir, because micro crack for permeability was not. Potency of the oil shale is less than Green River Formation's oil shale in United Stated of America which have been produced till 20 ? 30 gal/ton."