Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah penelitian terletak di Formasi Tomori Blok “X” Cekungan Banggai yang berada di wilayah Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi Tomori terendapkan pada masa Miosen Awal hingga Miosen Tengah dan diinterpretasikan dapat menjadi reservoir hidrokarbon di Cekungan Banggai. Formasi ini disusun oleh dominan batugamping bioklastik, terbentuk saat terjadinya proses syn-rift ketika aktivitas tektonik relatif tenang. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik reservoir dengan mengevaluasi sifat-sifat petrofisika batuan yang terdapat di Formasi Tomori, Cekungan Banggai berdasarkan data log sumur R3 dan R2ST. Sifat-sifat petrofisika yang dihasilkan dari perhitungan ketiga log sumur, seperti nilai volume shale, porositas, dan saturasi air digunakan untuk rekomendasi reservoir yang didukung oleh data petrografi, serta data mudlog guna mengetahui jenis litologi di zona reservoir. Berdasarkan hasil yang diperoleh, Formasi Tomori tersusun atas batugamping mudstone, batugamping wackestone, dan batugamping packstone yang di beberapa interval ditemukan sisipan batubara dan batulempung. Hasil perhitungan petrofisika pada zona reservoir Formasi Tomori didapatkan nilai volume shale berkisar 38%-40%, porositas efektif 7%-0%, dan saturasi air 23%-34%.

---

The research area is located in the Tomori Formation Block "X" of the Banggai Basin in the Banggai Regency, Central Sulawesi Province. The Tomori Formation was deposited during the Early Miocene to Middle Miocene and is interpreted to be a hydrocarbon reservoir in the Banggai Basin. This formation is composed of predominantly bioclastic limestones, formed during syn-rift processes when tectonic activity is relatively calm. This study aims to determine the characteristics of the reservoir by evaluating the petrophysical properties of the rocks in the Tomori Formation, Banggai Basin based on well log data R3 and R2ST. Petrophysical properties resulting from the calculation of the three well logs, such as shale volume, porosity, and water saturation values are used for reservoir recommendations supported by petrographic data, as well as mudlog data to determine the type of lithology in the reservoir zone. Based on the results obtained, the Tomori Formation is composed of mudstone limestone, wackestone limestone, and packstone limestone which at some intervals was found intercalated with coal and claystone. The results of petrophysics calculations in the reservoir zone of the Tomori Formation obtained shale volume values ranging from 38%-40%, effective porosity 7%-10%, and water saturation 23%-34%."

"Cekungan Banggai merupakan salah satu cekungan yang memiliki potensi hidrokarbon dan terletak di Sulawesi Tengah. Formasi Lower Kintom B yang terendapkan pada masa Pliosen Awal diinterpretasikan dapat menjadi reservoir hidrokarbon di Cekungan Banggai. Formasi ini terbentuk saat terjadinya kolisi antara Banggai-Sula dengan sabuk ofiolit Sulawesi Timur sehingga membentuk endapan molasse. Penelitian ini dilakukan untuk mengevaluasi sifat-sifat petrofisika batuan yang terdapat di Cekungan Banggai berdasarkan data log sumur yang terdapat pada sumur VR-3, VR-14, dan VR-15. Sifat-sifat petrofisika yang dihasilkan dari perhitungan ketiga log sumur, seperti nilai volume shale, porositas, dan saturasi air digunakan untuk penentuan kandidat reservoir yang juga didukung oleh data petrografi dan data mud log untuk mengetahui jenis litologi yang terdapat di zona reservoir. Berdasarkan hasil yang diperoleh, Formasi Lower Kintom B didominasi batulempung yang berasosiasi dengan batupasir dan batugamping di bagian atasnya. Batugamping tersebut diperkirakan sebagai zona reservoir Formasi Lower Kintom B, yaitu berupa batugamping mudstone hingga wackestone dan wackestone hingga packstone. Hasil perhitungan petrofisika pada zona reservoir Formasi Lower Kintom B didapatkan bahwa nilai volume shale berkisar antara 28-40%, nilai porositas efektif berkisar antara 14-36%, dan nilai saturasi air berkisar antara 29-40%.

---

The Banggai Basin is one of the basins that has potential for hydrocarbons and is located in Central Sulawesi. The Lower Kintom B Formation which was deposited in the Early Pliocene is interpreted to be a reservoir of hydrocarbons in the Banggai Basin. This formation was formed during a collision between Banggai-Sula micro-continent and the ophiolite belt of East Sulawesi which formed molasses deposits. This research was conducted to evaluate the petrophysical properties of the rocks in the Banggai Basin on well log data in the VR-3, VR-14, and VR-15 wells. Petrophysical resulting from the calculation of the three well logs, such as shale volume, porosity, and water saturation values are used to determine reservoir candidates which are also supported by petrographic and mud log data to determine the type of lithology in the reservoir zone. Based on the result obtained, the Lower Kintom B Formation is dominated by claystone associated with sandstone and limestone at the top. The limestone is interpreted to be a reservoir zone for the Lower Kintom B Formation, namely mudstone towackestone and wackestone to packstone. The result of petrophysics calculations in the reservoir zone of the Lower Kintom B Formation found that shale volume values ranged from 28-40%, effective porosity values ranged from 14-36%, and water saturation values ranged from 29-40%."

"Saat ini, sekitar 40% produksi hidrokarbon dunia berasal dari reservoir karbonat. Berbeda dengan reservoir silisiklastik, reservoir karbonat memiliki karakteristik dengan tingkat heterogenitas lebih tinggi. Rock typing adalah metode klasifikasi batuan reservoir berdasarkan karakteristik spesifiknya kedalam satuan berbeda. Tujuan dari identifikasi rock type ini adalah menyederhanakan karakterisasi yang disebabkan oleh heterogenitas batuan reservoir. Identifikasi rock type pada tugas akhir ini menggunakan metode FZI, Winland-R35, dan Lucia. Metode ini dapat digunakan pula untuk memprediksi nilai permeabilitas pada uncored interval. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah RCAL dan wireline log. Pengolahan data menggunakan perangkat lunak Interactive Petrophysics, dan Microsoft Excel. Berdasarkan hasil identifikasi, rock type atau flow unit berdasarkan metode FZI dibagi menjadi enam flow unit, berdasarkan metode winland-R35 dibagi menjadi empat tipe pore throat dengan sembilan flow unit, dan berdasarkan identifikasi klasifikasi lucia, kelas petrofisika dibagi kedalam kelas dua dan kelas tiga. Pada interval rock type yang tidak memiliki data core diprediksi menggunakan artificial neural network. Input porositas pada prediksi permeabilitas terdiri dari porositas sonik dan total (terkoreksi serpih). Prediksi permeabilitas paling baik ditemukan menggunakan metode FZI, dengan input porositas total.

---

Currently, about 40% of the world's hydrocarbon production comes from carbonate reservoirs. In contrast to siliciclastic reservoirs, carbonate reservoirs have characteristics with a higher degree of heterogeneity. Rock typing is a method of classification of reservoir rocks based on their specific characteristics into different units. The purpose of this rock type is to simplify the characterization caused by the heterogeneity of reservoir rocks. Rock type identification in this final project uses the FZI, Winland-R35, and Lucia methods. This method can also be used to predict permeability value at the uncored interval. The data used in this study were RCAL and wireline logs. Data processing using Interactive Petrophysics, and Microsoft Excel software. Based on the identification, rock type or flow unit from FZI method is divided into six, winland-R35 method flow unit is divided into four types of pore throat with nine flow units, and based on identification of lucia classification, the petrophysics class is divided into second and third class. Rock type of uncored interval is predicted using an artificial neural network. Porosity input in permeability prediction are using sonic and effective porosity (shale corrected). The best prediction of permeability was found using FZI method with effective porosity input"

"Lapangan "X" berlokasi di provinsi Sumatra, termasuk dalam Cekungan Sumatra Tengah, dan memiliki potensi hidrokarbon yang tersimpan dalam reservoir batupasir dari Formasi Menggala. Formasi ini, yang didominasi oleh litologi batupasir dan berasal dari Miosen Awal, berpeluang menjadi reservoir utama di lapangan tersebut. Untuk memahaminya lebih dalam, karakterisasi reservoir dilakukan guna mengidentifikasi sifat fisik batupasir dan parameter terkaitnya. Salah satu teknik yang dapat diterapkan adalah penggunaan multiatribut seismik. Studi ini memanfaatkan data seismik 3D - Post Stack Time Migration dengan empat sumur sebagai data kontrol. Metode inversi berbasis model berperan sebagai atribut eksternal dalam analisis multiatribut dan dilakukan interpretasi dengan nilai p-impedance sebesar ±22.000 hingga ±31.000 menunjukkan dengan nilai yang cukup rendah. Melalui analisis ini, sebaran sifat fisik seperti nilai porositas, densitas, dan P-wave dari Formasi Menggala dapat diidentifikasi. Hasilnya menunjukkan bahwa porositas efektif di Formasi Menggala berkisar antara 10% hingga 30%, densitas berkisar antara 2,3 g/cm³ hingga 2,4 g/cm³, dan nilai P-wave berkisar antara 9.700 ft/s hingga 13.791 ft/s. Berdasarkan sifat-sifat fisik batuan yang dianalisis melalui multiatribut, zona yang berpotensi mengandung hidrokarbon terletak di sekitar sumur AM-1 lapangan "X". Untuk memastikan zona tersebut sebagai prospek, diperlukan analisis lebih lanjut, yaitu analisis terhadap peta sayatan inversi, peta sayatan struktur waktu, peta sayatan porositas, peta sayatan densitas, dan peta sayatan p-wave.

---

Field "X" is located in the province of Sumatra, within the Central Sumatra Basin, and holds hydrocarbon potential stored in sandstone reservoirs of the Menggala Formation. This formation, predominantly consisting of sandstone lithology and dating back to the Early Miocene, has the potential to be the primary reservoir in the field. To gain deeper insights, reservoir characterization is conducted to identify the physical properties of the sandstone and its related parameters. One technique that can be applied is the use of multi-attribute seismic analysis. This study utilizes 3D seismic data - Post Stack Time Migration with four wells as control data. The Model-based inversion methods serve as external attributes in the multi-attribute analysis and is interpreted with a p-impedance value of ±22.000 to ±31.000 indicating a fairly low value. Through this analysis, the distribution of physical properties such as porosity, density, and P-wave velocity of the Menggala Formation can be identified. The results show that the effective porosity in the Menggala Formation ranges from 10% to 30%, density ranges from 2.3 g/cm³ to 2.4 g/cm³, and P-wave velocity ranges from 9,700 ft/s to 13,791 ft/s. Based on the physical properties of the rock analyzed through multi-attribute analysis, a potential hydrocarbon zones are located around well AM-1 of field "X". To confirm these zones as prospects, further analysis is needed, namely analysis of inversion incision maps, time structure incision maps, porosity incision maps, density incision maps, and p-wave incision maps."

"Lapangan 'X' adalah salah satu lapangan penghasil minyak di Cekungan Sumatera Tengah. Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil minyak terbesar di Indonesia. Lapangan 'X' adalah area dengan Formasi Bekasap onlaping ke Tinggian Basement. Fitur onlapping berpotensi untuk perangkap stratigrafi. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi potensi perangkap stratigrafi, distribusi reservoir batu pasir, tipe fasies, dan lingkungan pengendapan. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah data seismik 3D, log sumur, dan data inti batuan. Metode penelitian yang digunakan adalah analisis elektrofasies berdasarkan log sumur, atribut seismik, dan model geologi konseptual. Hasil penelitian menunjukkan bahwa ada potensi perangkap stratigrafi dalam bentuk perangkap intra-formasi dan regional. Jebakan intra-formasi dibentuk oleh perselingan batupasir dan litologi serpih secara vertikal dan perubahan fasies lateral, sedangkan jebakan regional dibentuk oleh lapisan serpih Formasi Telisa dan Formasi Bekasap dengan onlap di Tinggian Basement. Berdasarkan inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, atribut envelope, dan atribut rms amplitudo  menunjukkan distribusi reservoir batupasir A Formasi Bekasap berarah Timurlaut - Baratdaya pada zona onlapping ke Tinggian Basement. Berdasarkan integrasi analisis data batuan inti, elektrofasies, inversi AI, dekomposisi spektral 20 Hz, dan atribut rms amplitudo lingkungan pengendapan reservoir diinterpretasikan sebagai wave dominated delta yang terdiri dari empat fasies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, dan offshore.

---

The 'X' field is an oil-producing field in the Central Sumatera Basin. Central Sumatera Basin is one of the largest oil-producing sedimentary basin in Indonesia. The field is an area in the form of onlaping Bekasap Formation to the Basement High. The onlapping feature has potential for stratigraphic traps. This study aims to identify the potential stratigraphic traps, the distribution of sandstone reservoirs, facies types and the depositional environments. The data used in the study are 3D seismic data, well log, and core data. The research methods used including the analysis of electrofacies based on well log, seismic attributes, and conceptual geology model. The research shows that there is a stratigraphic trap in the form of intra-formation and regional traps. Intra-formation traps were formed vertically by the intersection of sandstone and shale lithologies and lateral facies changes, whereas the regional traps are formed by the shale layer of Telisa Formation and Bekasap Formation with onlapping on the Basement High. Based on AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz, envelope, and rms amplitude attributes show the distribution sandstone reservoir A of Bekasap Formation is Northeast - Southwest on onlaping zone to the Basement High. Based on integrated of core data, electrofacies, AI inversion, spectral-decomposition 20 Hz and rms amplitude attributes, the depositional environment of reservoir is interpretated as wave dominated delta which is of four facies: upper shoreface, lower shoreface, distributary channel, and offshore facies."

"Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft.

---

The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft."

"Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoir yang potensial berada di formasi tualang dan lakat. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut seismik dan analisis petrofisika untuk melakukan karakterisasi reservoir pada daerah penelitian. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yaitu volume shale, porositas, dan saturasi air. Batuan reservoir potensial pada penelitian ini memiliki nilai volume shale dengan rentang 0.1 hingga 0.3, nilai porositas efektif dengan rentang 0.144 hingga 0.253, dan nilai saturasi air dengan rentang 0.45 hingga 0.79. Analisis multiatribut bertujuan untuk melakukan penyebaran parameter petrofisika pada area penelitian. Berdasarkan analisis multiatribut seismik didapatkan persebaran zona reservoir sandstone potensial formasi tualang dan lakat terkonsentrasi di daerah tinggian antiklin di tengah dan tenggara area penelitian dengan rentang nilai volume shale dari 0.05 hingga 0.65 dan nilai porositas efektif dengan rentang 0.1 hingga 0.25. Zona tersebut berada pada daerah tinggian yang dikontrol oleh antiklin sesar yang berarah NW-SE sehingga zona tersebut memiliki potensi menjadi jebakan struktural hidrokarbon. Struktur antiklin ini juga mengendalikan proses migrasi sekunder dari formasi kelesa yang dikembangkan di graben yang terletak sekitar 15 km south east (tenggara) dari area penelitian.

---

The Central Sumatra Basin is one of the largest oil and gas-producing regions in Indonesia, with one of its potential reservoirs located in the Tualang and Lakat formations. This study uses seismic multi-attribute method and petrophysical analysis to characterize the reservoir in the study area. The petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters, namely shale volume, porosity, and water saturation. The potential reservoir rock in this study has a shale volume ranging from 0.1 to 0.3, effective porosity ranging from 0.144 to 0.253, and water saturation ranging from 0.45 to 0.79. The multi-attribute analysis aims to map the distribution of petrophysical parameters across the study area. Based on the seismic multi-attribute analysis, the distribution of potential sandstone reservoir zones in the Tualang and Lakat formations is concentrated in the anticline highs in the central and southeastern parts of the study area, with shale volume values ranging from 0.05 to 0.65 and effective porosity values ranging from 0.1 to 0.25. These zones are located in high areas controlled by NW-SE trending fault anticlines, suggesting that these zones have the potential to become hydrocarbon structural traps. This anticline structure also controls the secondary migration process from the Kelesa formation, which is developed in the Binio Trough, located approximately 15 kilometers southeast of the study area."

"Formasi Duri merupakan salah satu formasi yang berperan sebagai reservoir di Cekungan Sumatra Tengah dan merupakan salah satu formasi penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Daerah penelitian berada di Reservoir Mod, Lapangan Dai, Formasi Duri, Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini dilakukan dengan melakukan 2 analisis, yaitu analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan dengan menganalisis litologi penyusun pada Formasi Duri, dan menentukan fasies serta lingkungan pengendapan pada Formasi Duri. Sedangkan analisis kuantitatif dilakukan dengan analisis petrofisika yang bertujuan untuk untuk mendapatkan potensi reservoir utama dengan menghitung nilai parameter – parameter petrofisika, mengetahui nilai cut off dari parameter petrofisika tersebut sehingga didapatkan zona yang berprospek menghasilkan hidrokarbon. Berdasarkan analisis kualitatif, diketahui litologi formasi duri tersusun dari batu pasir, batu pasir lanauan, dan batu lempung, dengan fasies pada daerah penelitian adalah Fasies Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, dan Sandflat dengan lingkungan pengendapan Tide dominated Estuary. Sedangkan analisis petrofisika diketahui zona efektif yang mengandung hidrokarbon yaitu zona dengan nilai volume shale yang berkisar antara 14.7% - 53.6% V/V, porositas efektif berkisar antara 20.9% - 29.6% V/V, saturasi air berkisar antara 40.1% - 68.8% V/V, Permeabilitas berkisar antara 79.6044 - 30695.541 MD, dan memiliki tebal lapisan net pay 21.5 - 230 feet.

---

Duri Formation is a formation that acts as a reservoir in the Central Sumatra Basin and is one of the largest oil and gas producing formations in Indonesia. The research area is in the Mod Reservoir, Dai Field, Duri Formation, Central Sumatra Basin. This research was conducted by conducting 2 analyses, namely qualitative analysis and quantitative analysis. Qualitative analysis was carried out by analyzing the constituent lithology of the Duri Formation, and determining the facies and depositional environment of the Duri Formation. Meanwhile, quantitative analysis is carried out by means of petrophysical analysis which aims to obtain the main reservoir potential by calculating the value of petrophysical parameters, knowing the cut-off value of these petrophysical parameters so that a zone with prospects for carbon production is obtained. Based on qualitative analysis, it is known that the lithological formations of thorns are composed of sandstone, silt sandstone, and claystone, with the facies in the study area being the Tidal Sandbar, Tidal Channel, Mudflat, and Sandflat facies with the depositional environment of Tide Dominated Estuary. While the petrophysic analysis shows that the effective zone containing carbon is the zone with shale volume values ??ranging from 14.7% - 53.6% V/V, effective porosity ranging from 20.9% - 29.6% V/V, air saturation ranging from 40.1% - 68.8% V /V, Permeability ranges from 79.6044 - 30695.541 MD, and has a thick layer of net pay 21.5 - 230 feet."

"Daerah penelitian terletak di utara Delta Mahakam Kalimantan Timur dan termasuk ke dalam Cekungan Kutai. Penelitian dilakukan terhadap Interval “J” Lapangan “X” Formasi Pulaubalang Cekungan Kutai yang tersusun atas perselingan batupasir, batulempung, dan batubara. Formasi ini umumnya diendapkan pada lingkungan pengendapan delta dan merupakan salah satu interval penghasil hidrokarbon di Cekungan Kutai.Studi ini dilakukan dengan pendekatan litofasies, elektrofasies, fasies pengendapan, dan petrofisika untuk mengetahui karakteristik reservoir untuk setiap fasies pengendapan. Data yang digunakan diperoleh dari 5 sumur yang meliputi data mudlog, batuan inti, dan log sumur.Dari hasil penelitian, terdapat empat litofasies pada interval “J” yaitu litofasies batupasir blocky, litofasies batulempung, litofasies perselingan batulempung, batupasir dan batubara, serta litofasies batulempung sisipan batupasir dan batubara. Berdasarkan data wireline log, karakteristik elektrofasies terdiri atas cylindrical/blocky, funnel, bell, and serrated. Lingkungan pengendapan batuan Interval “X” berkisar dari daerah distributary channel hingga delta front pada lingkungan transisi delta. Litofasies batupasir blocky diendapkan pada lingkungan distributary channel, litofasies batulempung diendapkan pada lingkungan floodplain, litofasies perselingan batulempung, batupasir dan batubara diendapkan pada lingkungan floodplain-crevasse splay, dan litofasies batulempung sisipan batupasir dan batubara diendapkan pada lingkungan floodplain-crevasse splay.Berdasarkan kombinasi litofasies dan elektrofasies, sebaran fasies pengendapan dapat dikelompokkan menjadi lima fasies pengendapan yaitu Fasies Channel, Crevasse Splay, Delta Front, Point Bar, dan Flood Plain. Dari analisis petrofisika, diketahui Fasies Channel adalah batuan yang paling baik berperan sebagai reservoir dengan volume serpih rata-rata 40.06%, porositas efektif 7,81% dan saturasi air 80,34%, sementara fasies floodplain memiliki rata-rata volume serpih 89,13%, porositas efektif 0,93% dan saturasi air 96,15%, fasies ini lebih cocok berperan sebagai seal rock melihat tingginya nilai volume serpih dan rendahnya nilai porositas efektifnya.

---

Study area located at northern Mahakam Delta East Kalimantan and belongs to Kutai Basin. The study conducted for Interval “J,” Field “X” Pulaubalang Formation, Kutai Basin which composed of sandstone, claystone, and coal intercalation. This formation is mostly deposited in deltaic environment and is one of the most prolific hydrocarbon intervals in Kutai Basin.

This study was conducted with lithofacies, electrofacies, depositional facies, and petrophysical approach to find out the reservoir properties for each depositional facies. The data used obtained from 5 wells i.e. mudlog data, core, and well log.

From the results of the study, there are four lithofacies in the “J” interval: blocky sandstone lithofacies, claystone lithofacies, claystone-sandstone-coal intercalation lithofacies, claystone with sandstone-coal stringer lithofacies. Based on wireline log data, electrofacies characteristics consist of cylindrical/blocky, funnel, bell, and serrated. The depositional environment ranges from distributary channel to delta front in deltaic environments. Blocky sandstone lithofacies deposited in distributary channel, claystone lithofacies deposited in floodplain, claystone-sandstone-coal intercalation lithofacies deposited in floodplain-crevasse splay, dan claystone with sandstone-coal stringer lithofacies deposited in floodplain-crevasse splay environment.

Based on combination of lithofacies and electrofacies, depositional facies can be grouped into five depositional facies: Fasies Channel, Crevasse Splay, Delta Front, Point Bar, dan Flood Plain. From petrophysical analysis, channel facies is the best reservoir rock with average volume of shale 40.06%, effective porosity 7,81% and water saturation 80,34%. Floodplain facies have average volume of shale 89,13%, effective porosity 0,93% dan water saturation 96,15%, this facies is more suitable as seal rock with the high shale content dan low effective porosity."