Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"[Lapangan ARA yang terletak di lepas pantai Delta Mahakam modern merupakan lapangan penghasil gas yang berproduksi sejak 2008 hingga sekarang. Sesar Utama yang merupakan sesar normal berorientasi NNE-SSW dengan kemiringan relatif ke arah Timur memisahkan Lapangan ARA menjadi dua panel: Panel Barat dan Panel Tengah. Studi konklusif mengenai sifat sekatan sesar utama inidiperlukan dalam optimisasi pemodelan geologi dan kelanjutan pengembangan lapangan. Studi internal telah menggunakan interpretasi horizon dan sesar dari seismik 3D beserta data log sumur sebagai dasar utama pembuatan model struktur, fasies, dan petrofisik Lapangan ARA. Prediksi SGR (shale gouge ratio), permeabilitas batuan zona sesar (Kf), dan fault-rock capillary pressure (FRPc) adalah parameter-parameter utama yang digunakan dalam analisis sifat sekatan sesar. Parameter-parameter tersebut di kalibrasi menggunakan analisis reservoir statik dan dinamik berdasarkan data pengukuran tekanan reservoir. Analisis sekatan Sesar Utama Lapangan ARA menghasilkan batas nilai parameter sekatan untuk zona sesar bersifat tersekat, yaitu SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, dan FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Variasi kapasitas sekatan sesar dikontrol lebih dominan oleh faktor penyebaran reservoir juxtaposition dibandingkan faktor penyebaranatribut fault throw. Peningkatan perbedaan tekanan reservoir saling kontak antar panel hingga melebihi kapasitas sekatan sesar akibat produksi intensif, menjadi penyebab kebocoran sesar;ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, is producing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study about the sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geology model and future field development. Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARA Field. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rock capillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research. Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysis based on available reservoir pressure data. ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzed parameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Fault sealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoir juxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across fault differential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault seal threshold capability is interpreted as the main cause of fault leak., ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, isproducing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study aboutthe sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geologymodel and future field development.Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARAField. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rockcapillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research.Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysisbased on available reservoir pressure data.ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzedparameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Faultsealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoirjuxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across faultdifferential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault sealthreshold capability is interpreted as the main cause of fault leak.]"

"Penelitian ini membahas rock typing menggunakan metode Flow Zone Indicator (FZI) yang diimplementasikan pada reservoir batupasir “Jaeger” yang termasuk ke dalam Formasi Balikpapan di Blok Sanga Sanga, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Metode tersebut mampu memberikan pemahaman terkait faktor-faktor yang mengontrol kualitas dan karakteristik aliran fluida di dalam batuan. Tujuan penelitian ini adalah untuk mendapatkan perspektif baru terkait upaya dalam optimalisasi cadangan di mana reservoir tersebut diindikasikan terdapat parallel boundaries. Sehingga, perhitungan cadangan sebelumnya tidak selaras dengan produksi awal yang telah dilakukan. Hasil penelitian menghasilkan dua rock type, yaitu RT 1 (terbaik) dan RT 2 (baik). Kemudian, pseudo-rock type untuk mengakomodasi data yang minimum berjumlah dua, yaitu RT 3 (terburuk) dan batubara. Interpretasi kualitatif dan kuantitatif tiap rock type merujuk kepada nilai porositas dan permeabilitas dari data yang didapatkan maupun diolah dengan pendekatan petrofisika. Selain itu, stratigraphic boundaries teridentifikasi pada reservoir dikarenakan perbedaan fasies lingkungan pengendapan. Hasil integrasi keseluruhan data menunjukkan model fasies lingkungan pengendapan yang secara bertahap berubah secara relatif dari utara menuju selatan reservoir. Pada bagian utara, teridentifikasi fasies fluvial distributary channel yang secara bertahap menuju selatan menjadi fasies tidal distributary channel dan distributary mouth bar. Lalu, hasil rock type yang secara umum mendukung batas-batas tersebut. Hasil implementasi ini cukup berguna bagi kegiatan eksplorasi, pengembangan, dan produksi lebih lanjut.

---

This research examines rock typing performing the Flow Zone Indicator (FZI) method implemented on a sandstone reservoir “Jaeger” within the Balikpapan Formation in Sanga Sanga Block, Kutai Basin, East Kalimantan. This method allows the understanding of factors that control the quality and fluid flow characteristics inside the rock. The scope of this research is to acquire a current outlook about efforts to optimize reserves that indicated the reservoir to have parallel boundaries. Therefore, the prior reserve estimation is not conformable with the initial production. Two rock types are classified, i.e., RT 1 (the best) and RT 2 (good). Then, the generation of two pseudo-rock types accommodates the minimum data, i.e, RT 3 (the worst) and coal. The interpretation of quantitative and qualitative of each rock type assigns to the porosity and permeability values from the data acquired and processed using a petrophysical approach. In addition, the perceived stratigraphic boundaries separate the reservoir due to its different depositional environments. The results of the integration data show a model of the depositional environment that gradually changes approximately from north to south of the reservoir. The recognition of the northern part of the reservoir is the fluvial distribution channel facies. That facies then progressively headed south to become a tidal distribution channel and a distribution mouth bar facies. Subsequently, the result of rock type generally supports those boundaries. The outcomes of this research are valuable enough for further exploration, development, and production activities."

"Kecenderungan unsur-unsur iklim di daerah cekungan Bandung sangat pentinguntuk diteliti dalam rangka upaya mitigasi bencana hidroklimat dan perencanaanpengelolaan sumberdaya air di masa depan. Metode Mann-Kendall digunakan untukmelakukan uji kecenderungan terhadap empat unsur iklim seperti curah hujan,temperatur, evaporasi dan banyaknya hari hujan selama periode 1998-2007. Hasilpengujian berdasarkan penolakan hipotesis null didapat bahwa risiko penolakanhipotesis null untuk curah hujan, temperatur, evaporasi dan banyaknya hari hujanmasing-masing sebesar 25%, 2,8%, 0,01% dan 12,1%. Dua nilai berada di bawah levelsignifikansi 5% untuk temperatur dan evaporasi yang menunjukkan bahwa terdapatkecenderungan naik dengan tingkat keyakinan 95%. Untuk data curah hujan danbanyaknya hari hujan karena lebih besar dari level signifikansi 5% menunjukkanbahwa terdapat kecenderungan turun pada kedua data tersebut dengan tingkatkeyakinan masing-masing 75% dan 87,9%"

"Northeast Java Basin is known as mature cenozic basin, yet this understanding override possibility of sediment older than cenozic. This thoughthas brought current exploration strategy of this basin concerning within only cenozic sediments."

"ABSTRAKBeragamnya tipe dan pola patahan yang berkembang di cekungan Bintuni,menimbulkan perlunya analisa yang lebih detil pada karakteristik dari patahanpatahantersebut. Salah satu karakteristik yang akan dipaparkan dalam makalah iniadalah paparan mengenai apakah patahan-patahan utama ini bersifat meloloskanatau menahan fluida, studi ini biasanya disebut juga studi Fault Seal Analysis(FSA). Hal ini menjadi penting, dikarenakan tipe pemerangkapan yang ada danberkembang di cekungan ini adalah tipe pemerangkapan yang dibatasi olehpatahan, sehingga diperlukan pengetahuan, apakah patahan-patahan ini (yangmembatasi system pemerangkapan) bersifat meloloskan atau menahan fluida(hidrokarbon), yang pada akhirnya diharapkan dapat mengurangi dari resikoeksplorasi dan atau eksploitasi.Sebagaimana umumnya pada studi yang lain, semakin banyak data yang tersedia,akan menghasilkan kesimpulan yang semakin baik. Pada area studi yang penulislakukan, keterbatasan data menjadi salah satu hambatan yang ada. Umumnyauntuk melakukan studi FSA, ketersediaan jumlah sumur yang banyak akanmenghasilkan kesimpulan yang baik. Untuk mengatasi hal ini, penulis akanmencoba menggunakan pendekatan yang lain, yang diharapkan akan dapatmencapai tujuan dari studi ini, meskipun ketersediaan jumlah sumur yang minim.Pendekatan yang penulis maksud adalah pendekatan dengan metoda geofisika,yaitu dengan menggunakan metoda inversi Impedansi Akustik (AcousticImpedance Inversion) atau biasa disingkat AI. Dengan menggunakan metoda ini,data seismik yang ada, akan mencerminkan dari nilai densitas bawah permukaan,sehingga dengan mengintegralkannya dengan data yang lain (data logpermeabilitas, porositas, dll) akan didapat data seismik yang mencerminkan nilaidari permeabilitas, porositas ataupun dari nilai kandungan serpih.Hasil dari pemodelan AI cukup baik dengan menunjukkan adanya pemisahanantara batuan pasir dengan batuan lempung. Volume ini kemudian digunakansebagai acuan untuk menghasilkan volume semu berupa volume batu lempung.Volume ini dan pengkalibrasian terhadap data tekanan masing-masing sumur yangdipisahkan oleh patahan, menghasilkan nilai ambang dari suatu patahan, yaitu16% SGR atau 20%. Dengan hasil nilai ambang ini didaerah penelitian adaterdapat satu patahan yang berpotensi memiliki fault seal failure.

---

ABSTRACTThe diversity of types and patterns of faults that developed in this basin, creatingthe need for a more detailed analysis on the characteristics of the faults. One ofthe characteristics that will be presented in this paper is an exposure of whetherthese faults has the capability for passing or sealing fluid, studies are usuallyreferred to as studies Fault Seal Analysis (FSA). This becomes important, becausethe type of trapping of the existing in this basin is a faulted anticline, hencewhether the faults are sealing or leaking is the main question, which in turnexpected to reduce the risk of exploration and or exploitation.As is common in other studies, the more data available will produce a betterconclusion. In the study area proposed by the author, the limitations of the datainto one of the barriers that exist. Commonly to conduct the FSA study, theavailability of the number of wells will determined good conclusion. To overcomethis, the author will attempt to use another approach, which will hopefully be ableto achieve the objectives of this study, despite the availability of a minimalnumber of wells. The approach the authors refer to is the approach withgeophysical methods, namely by using the method of acoustic impedanceinversion, or commonly abbreviated as AI. By using this method, the existingseismic data, will reflect the value of the subsurface density, so that withintegrating with other data (e.g. data log permeability, porosity, etc.) will beobtained seismic data that reflects the values of permeability, porosity, or of thecontent of shale.Results from AI modeling showed good confidence, based on the enability toshow the separation between sandstone and shale. This volume is then used as areference for generating pseudo-volume of shale volume. This volume and thecalibration with the pressure data of individual wells that separated by a fault,resulting in a threshold value, of 16% or 20% SGR. With the results of thethreshold value of the research area there is one fault that could potentially have afault seal failure."

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika terhadap Kelompok Sihapas-Pematang pada Lapangan S, Cekungan Sumatera Tengah. Terdapat empat buah sumur yaitu KN-1, N-1, O-1, dan P-1 yang tersebar pada Lapangan S. Analisis petrofisika bertujuan untuk mengidentifikasi zona reservoar hidrokarbon melalui perhitungan parameter petrofisika yang terdiri dari perhitungan kandungan lempung, saturasi air, porositas, dan permeabilitas. Selanjutnya, penentuan nilai cutoff dari kandungan lempung, porositas, saturasi air, dan permeabilitas dilakukan untuk pembuatan lumping. Pengolahan tambahan yaitu well to seismic tie dilakukan dengan tujuan agar log sumur dapat diletakkan pada kedalaman sebenarnya dalam penampang seismik sehingga didapatkan gambaran kondisi struktur geologi bawah permukaan. Berdasarkan hasil lumping, zona yang potensial mengandung hidrokarbon dari empat buah sumur pada Lapangan S ini memiliki nilai porositas rata-rata yaitu 26 %, nilai saturasi air rata-rata yaitu 14 %, nilai kandungan lempung rata-rata yaitu 11 %, dan nilai permeabilitas rata-rata yaitu 121 mD.

---

Through this study, a petrophysical analysis of the Sihapas-Pematang Group at Field S, Central Sumatera Basin has been conducted. There are four wells namely Well KN-1, Well N-1, Well O-1, and Well P-1 which spread at Field S. Petrophysical analysis aims to identify hydrocarbon reservoir zones through petrophysical parameter measurements which consist of volume shale, water saturation, porosity, and permeability. Afterwards, determining cutoff value of volume shale, porosity, water saturation, and permeability to generate lumping. An additional processing, which is well to seismic tie, conducted in order that the well log can be placed at the right depth in the seismic section so that the imaging of the subsurface geological structure condition may be acquired. Based on lumping result, the zones potentially containing hydrocarbon from the four wells at Field S have an average porosity value of 26%, an average of water saturation value of 14%, an average volume shale value of 11%, and an average permeability value of 121 mD."

"ABSTRAKPulau Flores bagian timur yakni di daerah Kabupaten Flores Timur, Sikka, Ende, dan Nagekeo merupakan kawasan yang masuk dalam kategori semi-arid. Daerah tersebut memiliki curah hujan rata-rata bulanan yang hanya berkisar antara 57,17 188,08 mm/bulan, sementara evapotranspirasi rata-rata bulanan yang terjadi lebih tinggi, yakni berkisar antara 164,91 185,57 mm/bulan. Oleh karena itu, jumlah ketersediaan air pada musim kemarau cukup rendah, sehingga perlu dilakukan upaya pemanenan air hujan dengan memperbesar kapasitas tampungan permukaan. Salah satu alternatif yang tepat ialah dengan membangun embung. Parameter penting dalam perhitungan ketersediaan jumlah air pada embung ialah nilai koefisien limpasan. Tujuan dari penelitian ini ialah untuk mendapatkan nilai koefisien limpasan permukaan pada 15 buah embung di Pulau Flores bagian timur dengan menggunakanan data curah hujan dan data klimatologi terbaru.Berdasarkan hasil perhitungan dengan menggunakan metode analisis matematis diperoleh nilai koefisien limpasan permukaan pada embung kecil di Pulau Flores bagian timur berkisar antara 0,00 - 0,72. Untuk nilai koefisien limpasan permukaan terendah terjadi pada bulan November yang hanya berkisar antara 0,00 0,39 dan nilai koefisien limpasan tertinggi terjadi pada bulan Januari yakni berkisar antara 0,48 0,72."

"ABSTRAKTelah dilakukan penelitian delineasi subcekungan sedimen di cekungan Sengkang yang terletak di lengan bagian selatan Sulawesi. Delineasi subcekungan ini menggunakan kombinasi metode gaya berat dan magnetik, dimana cakupan data magnetik terbatas hanya didaerah Sengkang, sedangkan gaya berat tersebar diseluruh lengan bagian selatan Sulawesi. Berdasarkan analisis horizontal derivative dan second vertical derivative terhadap data gaya berat dan magnetik, subcekungan yang terbentuk dikontrol oleh patahan-patahan di lengan bagian selatan Sulawesi, terutama oleh patahan Walanae. Hasil analisis spektrum menunjukkan kedalaman rata-rata residual adalah 2 km dan kedalaman rata-rata regional sebesar 5,8 km. Hasil dari analisis horizontal derivative dan second vertical derivative yang di overlay dengan citra anomali residual dari gaya berat, dimana batuan dengan densitas tinggi seperti batuan ultrabasa, metamorf dan volkanik menjadi batas masing-masing subcekungan, sehingga terbentuk 8 subcekungan yaitu subcekungan A, subcekungan B, subcekungan C, subcekungan D, subcekungan E dan subcekungan F, subcekungan G dan subcekungan H. Batuan penyusun subcekungan ini diisi oleh batuan sedimen dari formasi Walanae yang dicirikan dengan densitas rendah dan anomali gaya berat yang rendah pula.

---

ABSTRACTThe delineation of sub basin has conducted at Sengkang basin that located in the southern part of Sulawesi arm. The delineation of sub basin using a combination of gravity and magnetic methods, where the magnetic data is limited, coverage only Sengkang area, while gravity station are scattered throughout the southern part of Sulawesi arm. Based on analysis of horizontal derivative and second vertical derivative of the magnetic and gravity data, sub basins formerd controlled by faults in the southern arm of Sulawesi, mainly by Walanae fault. The results of the spectrum analysis shows the average depth of residual is 2 km and the depth of the regional is 5.8 km. The results analysis of the horizontal derivatives and the second vertical derivative that are overlaid with the anomalies residual of gravity, where rocks with high density like ultramafics, metamorphic and volcanic be the edge for each sub basin, and there are 8 sub basin namely by sub basin A, sub basin B, sub basin C, sub basin D, sub basin E, sub basin F, sub basin G and sub basin H. Sub basin are filled by sedimentary rocks from Walanae formation that characterized by low density and low gravity anomaly."

"This study has successfully disclosed the rich assemblage of palynomorph within the Miocene sediment of the Barito Basin , South Kalimantan. It is characterised by the last occurrence of floschuetzia trilobata (middle/late miocene boundary) and the first occurrence of F. meridionalis (early/middle miocene boundary)."

"Dalam peningkatan eksplorasi minyak dan gas bumi diperlukannya aspek penelitian yang lebih detail dalam pencarian minyak dan gas bumi. Salah satu aspek penting dalam tahapan eksplorasi adalah system petroleum. System petroleum merupakan suatu system yang menggambarkan elemen dan proses dalam membentuk dan menciptakan akumulasi hidrokarbon. Salah satu element terpenting dalam system petroleum adalah batuan induk source rock. Penelitian ini bertujuan untuk menerapkan beberapa data yang diintergrasi sebagai penunjang dalam merekronstruksikan cekungan daerah penelitian. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah pemodelan cekungan 2D skala lapangan pada lintasan seismik untuk melihat kondisi bawah permukaan yang diintegrasikan dengan hasil persebaran Acoustic Impedance vs total organic carbon. Berdasarkan hasil evaluasi geokimia diketahui lapangan HL yang berada pada sub cekungan Jambi memiliki potensi yang baik pada Formasi Talang Akar dan Gumai dengan nilai TOC 0.6-1 wt untuk formasi Gumai dan 1-1.6 wt untuk formasi Talang Akar, dengan kerogen tipe III. Hasil reflektansi vitrinite pada Formasi Talang Akar dan Gumai di keseluruhan area penelitian yang diwakili oleh sumur pemboran teridentifikasi mature. Hasil persebaran TOC menunjukan pola dominasi dengan potensi TOC yang baik pada Formasi Talang Akar dengan mengisi depositional center pada daerah penelitian. Hasil akhir penelitian ini adalah rekonstruksi kematangan batuan induk yang menunjukan bahwa kematangan batuan induk pada formasi Talang Akar yang digambarkan dengan reflektansi vitirinite menujukan pada periode Miocen Tengah 18.7 ma dengan nilai Ro sebesar 0.6 . pada periode tersebut merupakan fase dimana sedang terjadinya pola sag sehingga termperature tertinggi pada depositional center 170 0 C. Transformasi Ratio akan megambarkan presentasi batuan induk explusi, pada periode tersebut presentasi TR sebesar 40.

---

Increasing oil and gas exploration aspect be required for more detail research in the oil and gas exploration. One of important aspect in the exploration stage is petroleum system. Petroleum system is a system that describes element and processes in the migration and explution hydrocarbon accumulation. One of the most important elements of a petroleum system is the source rock. This study to integrated data as support reconstructing the research area basin. The method used in research is modeling 2D field scale basin on the sesmic path to know subsurface conditions. Distribution Source Rock using Acoustic Impedance vs TOC to knowing about potential of source rock.

Based on the results of geochemical evaluation in HL field that the good potential of source rock is Gumai Formation and Talang Akar Formation with the result 0.6 1 wt for Gumai Formation and 1 1.6 wt for Talang Akar Formation with type kerogen number III. Maturity aspect used Ro vitrinite reflectance the result only meature for all data. The result of distribution TOC show domination high potential TOC on Talang Akar formation filling the depositional center in the study area.

The final result of this research is maturity 2D model of source rock wich show that maturity of the source rock in talang akar formation at Middle Miocene 18.7 ma with Ro value 0.6 . The transformation ration will describe source rock explosion. At middle miocen the velnue TR is 40."