proceeding,seminarnasionalkebumianke-11 ... geologi dan skenario...menggunakan metode volumetrik,...

PROCEEDING, SEMINAR NASIONAL KEBUMIAN KE-11PERSPEKTIF ILMU KEBUMIAN DALAM KAJIAN BENCANA GEOLOGI DI INDONESIA

5 – 6 SEPTEMBER 2018, GRHA SABHA PRAMANA

436

KARAKTERISTIK GEOLOGI DAN SKENARIO RESERVOIR HIDROKARBONSEBAGAI RENCANA PENGEMBANGAN ZONA PROSPEK LAPANGAN

“TESSERACT” CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA PADA ZONA REMBANG,JAWA TIMUR

Faiz Akbar Prihutama1*

Alfiz Danistya2

Ir. Sugeng Widada, M.Sc31Teknik Geologi UPN “Veteran” Yogyakarta, Jl. SWK 104, Condongcatur, Depok, Kecamatan Depok

2Teknik Perminyakan UPN “Veteran” Yogyakarta, Jl. SWK 104, Condongcatur, Depok, Kecamatan Depok3Teknik Geologi UPN “Veteran” Yogyakarta, Jl. SWK 104, Condongcatur, Depok, Kecamatan Depok

*corresponding author: [email protected]

ABSTRAKLapangan Tesseract merupakan lapangan minyak dan gas yang terletak di Cekungan Jawa TimurUtara pada Zona Rembang, Jawa Timur. Lapangan ini berada di wilayah onshore dengan reservoiryang di dominasi oleh batugamping pasiran (kalkarenit). Cekungan tersebut terdiri dari antliklinoriumyang memiliki arah Barat-Timur, sedangkan arah umum sesarnya berarah Timur Laut-Barat Daya danada beberapa sesar naik berarah Timur-Barat. Target zona interest merupakan Formasi Wonocolo,Bulu dan Ngrayong dengan kedalaman mencapai hampir 1,770 m dibawah permukaan air laut. Padalapangan ini telah dilakukan kegiatan eksplorasi sebelumnya, dimana uji DST dan PVT pertama kalidilakukan pada tanggal 12 Oktober 2012. Berdasarkan hasil analisa, lapagan ini memiliki reservoir gaspada Layer F, dan reservoir minyak pada Layer K1 dan L5. Pada lapangan ini total sudah terdapat 3sumur existing, yaitu sumur TSC-1, TSC-2 dan TSC-3. Tipe perangkap tempat terakumulasinyahidrokarbon merupakan tipe structural berupa antiklin dan fault. Dari hasil studi G&G, reservoir padalapangan ini adalah Formasi Wonocolo, Formasi Bulu dan Formasi Ngrayong sebagai reservoir rockyang tersusun atas batugamping pasiran atau kalkarenit. Dari hasil perhitungan volumetrik didapatkanbesar total OGIP pada Lapangan Tesseract sebesar 15.96 BSCF dengan Estimated Ultimate Recovery(EUR) sebesar 60-85%, atau sekitar 9.57 BSCF. Kemudian untuk total OOIP sebesar 30.34 MMSTBdengan Estimated Ultimate Recovery (EUR) sebesar 60%, atau sekitar 18.2 MMSTB. Dari hasil 4skenario reservoir, skenario 4 dipilih menjadi skenario terbaik untuk Lapangan Tesseract. Skenario 4menghasilkan Recovery Factor (RF) sebesar 59.05 % untuk minyak dan 61.71% untuk gas.Kata Kunci : lapangan tesseract, cekungan jawa timur utara, zona rembang, kalkarenit, skenario 4

1. Pendahuluan

10.1. Geologi RegionalCekungan Jawa Timur bagian Utara merupakan salah satu cekungan busur

belakang di Indonesia yang terbukti mampu menghasilkan hidrokarbon (minyak dan gas).Salah satu lapangan di Cekungan Jawa Timur bagian Utara yang menghasilkanhidrokarbon adalah lapangan Tesseract.

Berdasarkan kesamaan morfologi dan tektonik, Van Bemmelen (1949) membagidaerah Jawa Timur dan Madura menjadi tujuh zona, antara lain:

1. Gunungapi Kuarter Zona ini menempati bagian tengah di sepanjang Zona Solo,kecuali G. Muria yang menempati Dataran Aluvial Jawa Utara.

2. Dataran Aluvium Jawa Utara Zona ini menempati dua bagian, bagian timurmulai dari Surabaya ke arah baratlaut dan bagian barat mulai dari semarang ke timursampai ke Laut Jawa.



437

3. Zona Rembang Zona ini merupakan antiklinorium yang memanjang denganarah barat-timur, mulai dari sebelah timur Semarang sampai Rembang pada bagian utara.

4. Zona Randublatung Zona ini merupakan sinklinorium yang memanjang mulaidari semarang di sebelah barat sampai Wonokromo di sebelah timur dan berbatasandengan zona Kendeng di bagian selatan, serta Zona Rembang pada bagian utara.

5. Zona Kendeng Zona ini merupakan antiklinorium yang memanjang mulai dariSemarang dan kemudian menyempit ke arah timur sampai ujung Jawa Timur di bagianutara, dan pada umumnya dibentuk oleh endapan volkanik, batupasir, batulempung, dannapal.

6. Zona Solo Zona ini dapat dibagi menjadi tiga sub-zona, yaitu Sub-zona Blitar,Sub-zona Solo bagian tengah, dan Sub-zona Ngawi pada bagian utara. 7. ZonaPegunungan Selatan Bagian Timur Zona ini memanjang sepanjang pantai selatan JawaTimur dan Wonosari dekat Yogyakarta sampai ujung paling timur Pulau Jawa. Daerah inimempunyai topografi yang dibentuk oleh batugamping dan volkanik dan sering dijumpaigejala karst.Berdasarkan pembagian fisiografi di atas, daerah penelitian termasuk ke dalam ZonaRembang (Gambar 1) yang terdiri dari pegunungan lipatan berbentuk ntiklinorium yangmemanjang pada arah barat – timur. Pegunungan lipatan ini memanjang mulai dari utaraPurwodadi melalui Blora, Jatirogo, Tuban, dan berakhir di P. Madura.

10.2. Tektonik RegionalMenurut Van Bemmelen (1949), Cekungan Jawa Timur bagian utara (North East JavaBasin), yaitu Zona Kendeng, Zona Rembang – Madura, Zona Paparan Laut Jawa (StablePlatform), dan Zona Depresi Randublatung. Secara ringkasnya, pada Cekungan JawaTimur mengalami dua periode waktu yang menyebabkan arah relatif jalur magmatik ataupola tektoniknya berubah, yaitu:1. Pada zaman Paleogen (Eosen-Oligosen), yang berorientasi timurlaut-baratdaya (searahdengan pola Meratus). Pola ini menyebabkan Cekungan Jawa Timur bagian utara(cekungan belakang busur) mengalami rejim tektonik regangan, diindikasikan olehlitologi batuan dasar berumur Pra-tersier yang menunjukkan pola akresi berarahtimurlaut-baratdaya berupa orientasi sesar-sesar di batuan dasar, horst atau sesar-sesaranjak, dan graben atau sesar tangga.2. Pada zaman Neogen (Miosen-Pliosen) berubah menjadi relatif timur-barat (searahdengan memanjangnya Pulau Jawa), yang merupakan rejim tektonik kompresi, sehinggamenghasilkan struktur geologi lipatan, sesar-sesar anjak, dan menyebabkan cekunganJawa Timur Utara terangkat.

Pada masa sekarang (Neogen-Resen), pola tektonik yang berkembang di PulauJawa dan sekitarnya, khususnya Cekungan Jawa Timur bagian utara merupakan zonapenunjaman (convergent zone), antara lempeng Eurasia dengan lempeng Hindia –Australia.

Keadaan struktur perlipatan pada Cekungan Jawa Timur bagian utara padaumumnya berarah barat-timur, sedangkan struktur patahannya umumnya berarahtimurlaut-baratdaya, dan ada beberapa sesar naik berarah timur-barat.

Sepanjang jalur Zona Rembang membentuk struktur perlipatan yang dapatdibedakan menjadi 2 bagian (Gambar 2), yaitu :



438

1.Bagian timur, arah umum poros antiklin membujur dari baratlaut-timur tenggara.2. Bagian barat, masing-masing porosnya mempunyai arah barat-timur dan secara umumantiklin-antiklin tersebut menunjam baik ke arah barat ataupun ke arah timur.

10.3. Stratigrafi RegionalBerdasarkan kolom Stratigrafi Mandala Rembang (Pringgoprawiro, 1983) dan

gambaran perubahan muka laut (Exxon, 1996) (Gambar 3) maka susunan stratigrafi padalapangan tesseract adalah sebagai berikut:

1. Formasi Tawun (Tmt), terdiri dari batulempung dengan sisipan batugamping, batupasir,batulanau, dan kalkarenit. Berdasarkan fosil yang ditemukan menunjukan bahwaFormasi Tawun berumur Miosen Awal (N7–N8) dan menunjukan pengendapan dilingkungan laut dalam, neritik luar–batial atas (outer neritik-upper bathyal).

2. Formasi Ngrayong (Tmn), terdiri dari batupasir, serpih, batulempung, batulanau, dansisipan-sisipan batugamping. Pada formasi ini kadang-kadang terdapat sisipanbatubara dan lignit. Batupasir terdiri dari kuarsa, berumur Miosen Awal-MiosenTengah (N8-N12). Formasi ini diendapkan dalam lingkungan laut agak dangkal, mulaidari dekat pantai sampai neritik tengah.

3. Formasi Bulu (Tmb), terdiri dari batugamping berwarna putih keabu-abuan, kadangberlapis dan pasiran, sering membentuk pelat-pelat (platy), dengan sisipan napal danbatupasir. Formasi ini berumur Miosen Tengah (N13 - N14) dan diendapkan dilingkungan laut dangkal, neritik tengah.

4. Formasi Wonocolo (Tmw), terdiri dari batulempung gampingan dengan selingan tipisbatugamping, batupasir galukonit di lapisan bagian bawah, dan napal pasiranbersisipkan kalkarenit. Berumur Miosen Tengah (N13-N14) dan diendapkan pada lautdangkal (neritik tepi-neritik tengah).

5. Formasi Ledok (Tml), terdiri dari batulempung abu-abu, napal, batulanau gampingandengan sisipan-sisipan tipis batugamping, kadang terdapat batupasir glaukonit. Satuanini terletak tidak selaras di atas Formasi Wonocolo dengan bagian bawah dicirikan olehbatupasir glaukonit berwarna hijau. Diantara Formasi Wonocolo dan Formasi Ledokterdapat suatu rumpang stratigrafi, yang ditandai dengan hilangnya Zona N15 danbagian bawah Zona N16 karena erosi atau proses ketiadaan pengendapan(nondeposition). Lingkungan pengendapan berkisar antara neritik tengah sampai batialatas.

6. Formasi Mundu (Tmpm), terdiri dari napal masif berwarna abu-abu keputihan, kayaakan foraminifera plankton. Formasi Mundu terletak selaras di atas Formasi Ledok.Formasi ini diendapkan pada laut terbuka (neritik luar sampai bathial) dan berumurMiosen Akhir – Pliosen (N17-N21).

7. Anggota Selorejo Formasi Lidah (QTps), terdiri dari selang-seling lapisan tipisbatugamping dengan kalkarenit yang kaya akan foraminifera plankton. Batuan inidiendapkan pada Pliosen Akhir-Plistosen berkaitan dengan susut laut atau bersamaandengan perlipatan sedimen di Cekungan Jawa Timur Utara.

8. Formasi Lidah (QTpl), terdiri dari batulempung abu-abu dan batulempung hitam dengansisipan batupasir yang mengandung moluska. Umur formasi ini adalah Pliosen Akhir-Plistosen.



439

9. Formasi Paciran (QTpp), terdiri dari batugamping masif dengan permukaan berbentukkaren yang terjadi karena pengaruh pelapukan. Batugamping ini bersifat dolomitan,pada umumnya berfasies terumbu dengan organisme pembentuk terdiri dari koral,ganggang dan foraminifera. Umur formasi ini tidak dapat dipastikan karena tidakmengandung fosil penunjuk. Walaupun demikian, karena dipeta geologi LembarJatirogo menindih Formasi Mundu secara tidak selaras, umurnya diduga Pliosen-Plistosen.

10.Endapan Gunungapi Lasem (Qvl), terdiri dari andesit, aglomerat, breksi, tuf lapili, tufhalus, dan lahar. Satuan batuan ini diperkirakan terbentuk oleh kegiatan gunungapizaman Kuarter.

11. Endapan Gunungapi Muria (Qvm), terdiri dari tuf, lahar, dan tuf pasiran.

Umurnya diperkirakan Kuarter.

12. Aluvium (Qa), terdiri dari endapan sungai dan pantai.

2. Metode PenelitianPada penelitian kali ini digunakan dua metode yaitu metode pengerjaan geologi dan

geofisika lalu metode penentuan skenario reservoir.2.1 Geologi dan Geofisika

Metode ini dimulai dengan melakukan interpretasi seismik kemudian korelasi loglalu perhitungan petrofisik. Setelah itu dibuat model geologi kemudian dilakukanperhitungan cadangan. (Gambar 4)

2.2 Penentuan Skenario ReservoirLalu untuk menentukan skenario reservoir yaitu dengan membuat basecase lalumelakukan peninjauan dalam pemilihan skenario reservoir (Gambar 5).

3. Dataa Geofisika

Data geofisika yang terdapat pada Lapangan Tesseract adalah data seismik refleksidengan arah beragam, yaitu lintasan AB, DC dan EF memiliki arah NE – SW sedangkanuntuk lintasan BC dan DE memiliki arah NW – SE. Data seismik ini menggunakandomain waktu (two way time / TWT). Untuk melakukan interpretasi seismik AI (akustikimpedansi) sebagai kunci dari untuk pengikatan dengan checkshot dari tiap sumurkemudian time struktur tersebut dikonversi kedalam depth struktur dengan menggunakandata Seismik Sintetis.

Dari analisa penarikan horizon (Gambar 6) target pada wireline logs, maka dicarikemenerusan dari lapisan tersebut untuk membuat sebuah korelasi struktur menggunakandata seismik. Pada seismik ini mengambil 3 marker utama yaitu Top L5 (biru muda), TopK1 (biru muda), Top F (kuning) dengan menggunakan 3 sumur yaitu sumur TSR-1, TSR-2 dan TSR-3. Pada line seismik memperlihatkan geometri lipatan lalu terdapat sesar naikyang memiliki footwall ke arah relatif utara dan diduga migrasi migas terjadi melaluijalur sesar tersebut.

Interpretasi litologi pada bagian ini yaitu dilihat dari kemenerusan wireline dariamplitudo yang menggambarkan litologi berupa batupasir, dan apabila dikombinasikandengan studi literatur regional, batuan tersebut merupakan batugamping pasiran ataubatuan sedimen karbonat klastik.



440

b PetrofisikaAnalisa petrofisika digunakan untuk mengetahui kualitas dari properti batuan reservoir

yang terdiri dari porositas, permeabilitas, dan saturasi air. Terdapat 3 sumur pada daerahtelitian yaitu sumur TSR-1, TSR-2 dan TSR-3. Pada kasus ini telah terdapat analisaporositas dan saturasi air, sehingga analisa hanya dilanjutkan dengan membuat log sintetikdari trendline log porositas (Tabel 1).

c Log Gamma RayKondisi stratigrafi pada interpretasi log gamma ray (Gambar 7) memperlihatkan

bahwa pada sumur TSR-2 didominasi sistem HST dan sedangkan pada sumur TSR-1 danTSR-2 didominasi oleh sistem LST sehingga di interpretasikan bahwa arah pengendapanadalah dari Barat Laut ke Tenggara lalu semakin ke Barat Laut semakin Open Marine.Secara umum serlihat bahwa pada kondisi saat ini jika disesuaikan dengan korelasistruktur dengan datum pada masing-masing layer, dapat dilihat terdapat penurunan yangsignifikan pada sumur TSR- 2 dan terdapat penurunan pula pada sumur TSR- 3 yangmengindikasikan kemungkinan adanya en-echelon fold akibat adanya proses tektonikyang terjadi pada Lapangan Tesseract.

d Basecase Skenario Pengembangan LapanganBasecase dari Lapangan Tesseract adalah dengan memproduksikan 3 sumur existing

(TSCo-1, TSCo-2 dan TSCo-3) Lapangan Tesseract dengan rate oil maksimal sebesar30% dari IPR yaitu sebesar 250 BOPD per sumur. Basecase menghasilkan rate oil padatanggal 1 Januari 2038 sebesar 649.24 BOPD dengan kumulatif minyak sebesar 6.54MMBBL dan kumulatif gas sebesar 1,446 MMSCF. Besarnya Recovery factor (RF) padaBasecase adalah sebesar 21.55 % untuk minyak, dan 9.07% untuk gas. Skemapengembangan basecase terdapat pada gambar 8 kemudian untuk performa harianbasecase dapat dilihat pada gambar 9 sedangkan untuk kumulatif produksinya terdapatpada gambar 10.

4. Hasil dan Pembahasane Model Geologi

Pada Lapangan Tesseract, Top Structure Map didapatkan dari proses digitasi dari petayang sudah diberikan dan di integrasikan dengan data log dan data seismik lalu dibuatmelalui software petrel 2010. Pada Lapangan Tesseract dapat dilihat pada gambar 2.21bahwa terdapat geometri sebuah lipatan dengan sumbu lipatan berarah relatif NW –SW kemudian terpotong oleh sesar naik yang sejajar dengan sumbu lipatan yaituberarah NW – SW yang kemungkinan terjadi pada batuan dengan sifat ductile sepertibatuan sedimen yang memiliki struktur perlapisan akibat adanya kompresi tektonikregional yang berarah N-S. (Gambar 11).Pada lapisan F (dapat dilihat pada gambar 12) bahwa batas kontak fluida dibatas olehgaris merah pada kedalaman 1400 m, dimana batas tersebut berbatas dengan sesar naikdengan arah NW - SE yang terdapat pada Lapangan Tesseract (Gambar 13). Haltersebut mengindikasikan bahwa jenis sesar tersebut yaitu adalah sesar sealing akibatjuxtaposition yang mengindikasikan pertemuan antara batuan reservoir dengan batuannon reservoir (Smith, 1980). Hal demikian pula didapatan pada Lapisan K1 dan L5.

f Pekiraan CadanganMetode yang digunakan untuk menghitung hidrokarbon mula-mula yaitu denganmenggunakan metode volumetrik, sebenarnya pada konsep perhitunganhidrokarbon mula-mula dengan metode volumetrik hanya memiliki dua point



441

penting yaitu mencari besar volume reservoir/Bulk volume (yang dibatasi olehmarker yang telah ditentukan) dan mengeliminasinya (cut off). Cut off merupakansuatu batasan harga yang ditentukan untuk membedakan antara bagianproduktif/prospek dan tidaknya dari suatu reservoir. Secara garis besar suatureservoir dikatakan prospek (memiliki nilai OGIP/OOIP yang besar) atau tidakdilihat dari tiga (tentunya nilai keekonomian pada saat itu juga diperhitungkan)aspek yaitu nilai Vshale (Vb yg telah dicut off Vshale menjadi Net Volume), nilaiporositas (Net Volume yang telah dicut off porositas menjadi Pore Volume), dannilai Water Saturation (Pore Volume yang telah dicut off Water Saturation menjadiHCPV).Parameter yang diperlukan untuk perhitungan hidrokarbon mula-mula diantaranyaNet volume reservoir, porositas frasksi rerata, saturasi gas rerata, dan faktor formasi(Bgi untuk gas dan Boi untuk minyak).Pada Lapangan Tesseract Net volume reservoir merupakan nilai dari peta net payyang dihitung manual dengan bantuan perhitungan luas per kontur menggunakansoftware Surfer. Setelah mengetahui luasan tiap kontur maka diperlukan nilaivolume antar kontur dengan mengasumsikan bentukan volume antar konturpyramidal atau trapezoidal dilihat dari perbandingan luasan nilai kontur Anterhadap A(n+1). Volume tiap kontur yang telah diketahui lalu dijumlahkansehingga nilai tersebut merupakan nilai dari Net volume yang selanjutnya dicut offoleh nilai porositas dan Water Saturation. (Gambar 14)Dikarenakan tidak ada radius investigasi (Rinv) pada data Test sumur makapembagian kategori cadangan P1 (Proven), P2 (Probable), P3 (Possible) dibagiberdasarkan klasifikasi cadangan menurut SPE 2001 yaitu apabila tidak tersedia ujiair produksi (DST) yang memadai maka perkiraan batas area P1 maksimal 750muntuk reservoir gas dan 2.5 kali radius area P1 untuk batas 2P (P1+P2). Sedangkanarea P3 adalah batas dari P2 hingga closure dari suatu trap pada kasus ini yaituantiklin. (Gambar 15). Dan untuk hasil perhitungan cadangan dapat dirangkumpada tabel 3.

g Skenario Pengembangan LapanganDari hasil 4 skenario yang dilakukan, yang dipilih adalah skenario 4 (Tabel 4). Strategiproduksi yang dilakukan adalah dengan melakukan comingle perforation pada sumurminyak TSCo-1, TSCo-2, TSCo-3, TSCo-4, TSCo-5, dan TSCo-6 (Gambar 16).Kegiatan workover ini dilakukan pada Layer K1 dan Layer L5. Pertimbangandilakukan comingle perforation pada Layer K1 dan Layer L5 adalah denganmenganalisa beda tekanan antar kedua layer tidak lebih dari 500 psi, sehingga tidakakan terjadi crossflow antar kedua layer tersebut, kemudian besar productivity indexantar kedua layer hampir sama (Gambar 17). Dengan melakukan comingle perforationtersebut, Skenario 4 menghasilkan kumulatif gas sebesar 4,923.95 MMSCF dankumulatif minyak sebesar 17.92 MMBBL (Gambar 18). Nilai Recovery Factor (RF)dari skenario 4 adalah sebesar 59.05 % untuk minyak dan 61.71% untuk gas. Darianalisa Recovery Factor, skenario 4 memiliki nilai RF yang paling besar.

5. Kesimpulan5.1 Lapangan Tesseract merupakan lapangan minyak dan gas onshore yang terletak pada

Cekungan Jawa Timur Utara pada Zona Rembang. Reservoir lapangan ini adalahFormasi Wonocolo, Formasi Bulu dan Formasi Ngrayong dengan batuan reservoirnyaadalah batugamping pasiran (kalkarenit).



442

5.2 Original Oil In Place (OOIP) lapangan ini sebesar 30.34 MMSTB, sedangkanOriginal Gas In Place (OGIP) sebesar 15.96 BSCF.

5.3 Lapangan Tesseract direncanakan akan dikembangkan selama 30 tahun (1 Januari2018 sampai 1 Januari 2048) dengan menggunakan Skenario 4, yaitu denganmenambah 3 sumur minyak + 2 sumur gas + Install compressor + workover comingleperforation.

5.4 Metode produksi yang diaplikasikan pada sumur minyak adalah dengan menggunakancomingle production (sumur TSCo-1, TSCo-2, TSCo-3, TSCo-4, TSCo-5 dan TSCo-6)Layer K1 dan L5. Pertimbangan yang dilakukan adalah beda tekanan antar Layer K1dan L5 tidak melebihi 500 psi, sehingga tidak akan terjadi crossflow dan ProductivityIndex kedua layer tersebut hampir sama.

AcknowledgementsTerimakasih kepada tim POD Mahesvara Energi yang telah bekerja keras dalam

penyelesaian POD dan mengizinkan untuk memakai sebagian data yang ada. Terimakasihkepada SAKA ENERGY yang telah menyediakan sebagian data untuk dilakukan POD.Terimakasih kepada Bapak Ir. Sugeng Widada, M.sc yang telah menyempatkan untukmembimbing.

Daftar PustakaAllen, G.P. and Chambers. J. L.C. 1998. Sedimentation in the Modern and Miocene Mahakam

Delta, Indonesian Petroleum Association Proceeding, Jakarta, Indonesia.Burrus, J., Brosse, E., Choppin de Janvry, G., Grosjean, Y. dan Oudin, J.L. 1992. Basin

Modelling in The Mahakam Delta Based on Integrated 2D Model Temispack.Indonesian Petroleum Association, Proceedings 21st Annual Convention, 23-43.

Duval, B.C., Chopin, D.J.G. & Loiret, B., 1992, Detailed Geoscience Reinterpretation ofIndonesia’s Mahakam Delta. Oil and Gas Journal 90.i32, page 67-72.

Howes, J.V.C. dan Noble, R.A., 1977, Petroleum systems of SE Asia and Australasia.Proceedings of the Indonesian Petroleum Association, p. 261-284.

Moss, S.J., dan Chambers, J.L.C., 1999, Depositional Modelling and Facies Architecture ofRift and Inversion Episodes in the Kutai Basin, Kalimantan, Indonesia. Proceedings,Indonesian Petroleum Association 27th Annual Convention.

Peterson, D.W., A. Bachtiar, J.A. Bates, J.A. Moon, R.C. Surdam, 1997, Petroleum System ofThe Kutei Basin, Kalimantan, Indonesia. Proceedings of the Indonesian PetroleumAssociation, Hal. 709-726.

Rose, R and Hartono. P., 1978, Geological evolution of the Tertiary Kutei - Melawi Basin,Kalimantan, Indonesia. Indonesian Petroleum Association Proceedings 7th AnnualConvention.

Satyana, A.H., D. Nugroho, I. Surantoko, 1999, Tectonic Controls on The HydrocarbonHabitats of The Barito, Kutai and Tarakan Basin, Eastern Kalimantan, Indonesia.Major Dissimilarities, Journal of Asian Earth Sciences Special Issue No. 1-2, ElsevierScience, Oxford, Vol. 17, Hal. 99-120.

Supriatna, S., Sukardi., dan Rustandi. 1995. Peta Geologi Lembar Samarinda, Kalimantan.Bandung: Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi.



443

Gambar 1. Sketsa Fisiografi Regional Cekungan Jawa Timur Utara (Ponto, et al., 1995)

Gambar 2. Struktur Geologi Cekungan Jawa Timur bagian Utara

(Sribudiyani, dkk, 2003)



444

Gambar 3. Stratigrafi Mandala Rembang (Pringgoprawiro, 1983, kiri) dan gambaranperubahan muka laut (Exxon, 1996, kanan)



445

Gambar 4. Metode Geologi dan Geofisika

Gambar 5. Penetuan Skenario Reservoir



446

Gambar 6. Data Seismik

Gambar 7. Integrasi Korelasi Struktur dan Stratigrafi



447

Gambar 8. Skema Development Well Basecase



448

Gambar 9. Performa Produksi Harian Basecase

Gambar 10. Kumulatif Produksi Basecase



449

Gambar 11.Model 3D Lapangan Tesseract

Gambar 12. Peta Top Structure Layer F



450

Gambar 13.Model 3D Top Structure Layer F

Gambar 14. Rumus Perhitungan OGIP

Gambar 15. Pembagian Klasifikasi Cadangan



451

Gambar 16. Skema Development well Skenario 4

Gambar 17. Performa Produksi Harian Skenario 4



452

Gambar 18. Kumulatif Produksi Skenario 4

Tabel 1. Data Petrofisika

Tabel 2. Summary Rencana Produksi Basecase



453

Tabel 3. Tabel Original Gas In Place (OGIP)



454

Tabel 4. Summary Rencana Produksi Skenario 4

proceeding,seminarnasionalkebumianke-11 ... geologi dan skenario...menggunakan metode volumetrik,...

Documents