Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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."

"Cekungan Jawa Timur Utara membentang sepanjang lebih dari 600 km dari barat ke timur, dan memanjang sekitar 250 km dari arah utara ke selatan, serta telah menjadi tempat eksplorasi dan eksploitasi minyak sejak seratus tahun lamanya (Lunt, 2013). Pada batas antara Eosen dan Oligosen, Central Deep mulai mengalami pemekaran (rifting), kemudian terjadi subsidensi secara cepat ke kondisi laut sangat dalam dan menangkap sebagian besar sedimen yang sebelumnya tertransport jauh ke arah timur. Daerah penelitian berada di area struktur Central Deep, tepatnya pada formasi Kujung. Formasi tersebut didominasi oleh litologi claystone dengan banyak sisipan tipis karbonat dan batupasir. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir yang ada pada formasi Kujung (middle Kujung hingga lower Kujung) menggunakan inversi seismik simultan dan transformasi LMR. Metode tersebut akan menghasilkan model properti batuan berupa Zp, Zs, densitas, rigiditas, dan inkompresibilitas, yang dapat digunakan untuk mengetahui sebaran litologi dan kandungan fluida di dalam batuan. Berdasarkan hasil analisis, dapat disimpulkan bahwa hasil inversi simultan mampu mendelineasi zona reservoir karbonat dan batupasir dengan masing-masing nilai parameter sebagai berikut. Reservoir karbonat memiliki nilai impedansi P sebesar 8823 – 11788 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 5338 – 6636 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.47 – 2.7 gr/cc, dan rasio VpVs paling rendah yaitu 1.63 – 1.8. Sedangkan reservoir batupasir memiliki nilai impedansi P sebesar 7764 – 8823 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 4597 – 5338 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.33 – 2.47 gr/cc, dan rasio VpVs sebesar 1.75 – 1.99. Hasil transformasi LMR menunjukkan bahwa reservoir yang mengandung hidrokarbon memiliki nilai parameter sebagai berikut. Zona hidrokarbon pada karbonat memiliki nilai inkompresibilitas 31.9 – 34.2 GPA*gr/cc dan riditas 22.7 – 32.1 GPA*gr/cc. Sedangkan zona hidrokarbon pada batupasir memiliki nilai inkompresibilitas 27.9 – 31.9 GPA*gr/cc dan rigiditas 17.4 – 22.7 GPA*gr/cc.

---

The North East Java Basin extends more than 600 km from west to east, and about 250 km from north to south, has been a place of oil exploration and exploitation for hundred years (Lunt, 2013). At the boundary between the Eocene and the Oligocene, the Central Deep begins to rifted, then subsided rapidly to very deep sea conditions and captures most of the sediment that was previously transported far to the east. The research area is in the Central Deep structure, precisely in the Kujung formation. The formation is dominated by lithology of claystones with many thin interbeds of carbonates and sandstones. This study aims to characterize the reservoir in the Kujung formation (middle Kujung to lower Kujung) using simultaneous seismic inversion and LMR transformation. This method will produce a rock property model in the form of Zp, Zs, density, rigidity, and incompressibility, which can be used to determine the lithological distribution and fluid content of the rocks. Based on the results of the analysis, it can be concluded that the simultaneous inversion result can delineate the carbonate and sandstone reservoir zones with each of the following parameter values. The carbonate reservoir has a P-impedance value of 8823 - 11788 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 5338 - 6636 (m/s)*(gr/cc), density of 2.47 - 2.7 gr/cc, and the lowest value of Vp/Vs is 1.63 - 1.8. While the sandstone reservoir has a P-impedance value of 7764 - 8823 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 4597 - 5338 (m/s)*(gr/cc), density of 2.33 - 2.47 gr/cc, and the Vp/Vs of 1.75 - 1.99. The results of the LMR transformation show that the reservoir containing hydrocarbons has the following parameter values. The hydrocarbon zone in the carbonate has an incompressibility value of 31.9 - 34.2 GPA*(gr/cc) and rigidity of 22.7 - 32.1 GPA*(gr/cc). Meanwhile, the hydrocarbon zone in the sandstones has an incompressibility value of 27.9 - 31.9 GPA*(gr/cc) and rigidity of 17.4 - 22.7 GPA*(gr/cc)."

"Penelitian ini merupakan penelitian tentang analisis Direct Hydrocarbon Indicators pada formasi Baturaja, yang berlokasi di Ciwaru, Kuningan, Jawa Barat. Fokus pada penelitian ini terletak pada lapangan “PB” yang dimiliki oleh PT Pertamina Hulu Rokan. Lapangan ini memiliki potensi hidrokarbon yang sangat tinggi, namun lokasi pengeboran yang ada masih terbatas, sehingga diperlukan analisis lebih lanjut terhadap data seismik dan data well log yang ada. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi zona reservoir hidrokarbon menggunakan analisis struktur, dan analisis Direct Hydrocarbon Indicators yang didukung dengan analisis atribut RMS amplitude. Penelitian ini menghasilkan sebuah model petroleum system dari hasil analisis trap, direct hydrocarbon indicators, well log, serta studi literatur geologi regional dengan zona reservoir hidrokarbon bertipe leak dengan ciri khas gas chimney dan kandungan hidrokarbonnya merupakan fluida gas. zona trap hidrokarbon yang teranalisis melalui analisis struktur, bertipe antiklin dengan ketebalan 465 m. zona reservoir hidrokarbon berada pada batuan limestone, dengan hidrokarbon yang berada pada reservoir ini merupakan fluida gas dengan ketebalan 10 m.

---

This study is a research on the analysis of Direct Hydrocarbon Indicators in the Baturaja formation, located in Ciwaru, Kuningan, West Java. The primary focus is on the "PB" field owned by PT. Pertamina Hulu Rokan, which holds significant hydrocarbon potential. However, drilling locations are limited, prompting the need for further analysis of seismic and well log data. The research aims to identify hydrocarbon reservoir zones through structural analysis and direct hydrocarbon indicators, supported by RMS amplitude attribute analysis. This research produces a petroleum system model derived from trap analysis, direct hydrocarbon indicators, well logs, and a literature review of regional geological studies. with the hydrocarbon reservoir zone identified as a leak-type reservoir characterized by gas chimney features and its hydrocarbon content being gas fluid. The type of the reservoir zone is anticline with thickness of 465 m. the reservoir stone in this field are limestones. In this reservoir zone the hydrocarbon content is field with gas fluids with thickness of 10 m."

"Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf.

---

The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf."

"Besarnya ambiguitas dan kemungkinan dalam pemetaan bawah permukaan merupakan alasan utama dalam pengaplikasian berbagai macam teknik-teknik pemetaan untuk mendapatkan kemungkinan model bawah permukaan terbaik yang paling logis dan bisa digunakan untuk mendekati kondisi yang sebenarnya. Teknik analisa dan Pemodelan data gayaberat pada penelitian ini diaplikasikan untuk memastikan keberadaan struktur terumbu karbonat dari Formasi Kujung yang diidentifikasi sebagai struktur sembulan pada penampang seismik, dan pada penampang MT merupakan high resistivity zone. Berdasarkan kondisi geologi dan karakteristiknya, struktur karbonat ini diasumsikan akan mempunyai kontras densitas yang sangat baik dengan litologi batuan disekitarnya sehingga hasil pemodelan data gayaberat yang dikorelasikan dengan data-data geofisika lainnya ini, dapat dengan baik untuk digunakan dalam mendekati kondisi bawah permukaan area FW1807 dan dapat mengkonfirmasi keberadaan Kujung carbonates reservoir dalam bentuk terumbu karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 2000-3000 m. tepat diatas basement.

---

The high ambiguity and the probability in subsurface mapping are the main reason for the application of many mapping techniques in order to get the best logical subsurface probability and also to approach the geological condition. Gravity analysis technique and modeling in this study are applied to ensure the presence of carbonate reef from Kujung Formation which is identified as an anticline at seismic section and from MT section as a high resistivity zone.

Based on geological condition and geological characterization, the carbonate structure is assumed will have a good density contrast compare with the surrounding lithology. The quality of gravity modeling which is correlate with others geophysical data, can well approach the subsurface condition of "FW1807" and can confirm the presence of Kujung carbonat reservoir in the form of carbonate reef at depth between 2000-3000 m. just above the basement."

"Sistem panas bumi Gunung “X” merupakan salah satu prospek panas bumi yang terletak di perbatasan antara Provinsi Jawa Tengah dan Jawa Timur, Indonesia. Hal ini diketahui dari adanya 11 manifestasi berupa air panas dan fumarol. Penelitian ini bertujuan untuk menggambarkan sistem panas bumi berdasarkan analisa terintegrasi data geologi, geokimia, petrografi dan geofisika. Metode analisis geofisika yang digunakan adalah metode gravitasi yang menggunakan data GGMplus dan metode magnetotellurik (MT). Data gravitasi GGMplus menunjukkan adanya struktur berupa patahan pada area yang diduga memiliki tingkat permeabilitas yang tinggi. Struktur yang terdeteksi pada pengolahan data gravity GGMplus juga dapat berperan sebagai struktur pengontrol keluarnya manifestasi panas bumi. Kemudian, interpretasi geokimia menunjukkan Air Panas Nglerak (APN) berada pada zona outflow yang didukung dengan hadirnya mineral alterasi klorit sedangkan fumarol Chadradimuka berada pada zona upflow yang didukung dengan adanya mineral goethite. Berdasarkan analisis gas fumarol TKC menggunakan diagram CAR-HAR, Gunung “X” memiliki rentang suhu antara 250-289 C yang mengartikan Gunung “X” memiliki entalpi yang tinggi. Dari hasil inversi 3-D magnetotellurik menunjukkan adanya pola persebaran claycap pada elevasi 500 sampai - 500 meter dengan ketebalan sekitar 1 kilometer. Persebaran claycap ini memiliki pola updome di bawah titik MT-22, MT-18 dan MT-17. Pada model konseptual terintegrasi menunjukkan pusat reservoir berada di area puncak dan mengalir secara lateral mengarah ke Barat daya sampai Barat Gunung “X”.

---

“X” geothermal field is one of the geothermal prospects located on the border Provinces of Central Java and East Java, Indonesia. This is known from the presence of 11 manifestations in the form of hot water and fumaroles. This study aims to describe a geothermal system based on an integrated analysis of geological, geochemical, petrographic and geophysical data. The geophysical analysis method used is the gravity method using GGMplus data and the magnetotelluric (MT) method. The GGMplus gravity data shows that there is a structure in the form of a fault in an area that is thought to have a high level of permeability. The structure detected in the GGMplus gravity data processing can also act as a controlling structure for geothermal manifestations. Then, the geochemical interpretation shows that the Nglerak Hot Spring (APN) is in the outflow zone which is supported by the presence of chlorite alteration minerals while the Chadradimuka fumaroles are in the upflow zone supported by the presence of goethite minerals. Based on TKC fumarole gas analysis using the CAR-HAR diagram, “X” geothermal field has a temperature range between 250-289 C, which means that “X” geothermal field has a high enthalpy. The results of the 3-D magnetotelluric inversion show that there is a distribution pattern of claycap at an elevation of 500 to -500 meters with a thickness around 1 kilometer. This claycap distribution has an updome pattern below the MT-22, MT-18 and MT-17 points. The integrated conceptual model shows that the center of the reservoir is in the peak area and flows laterally towards the southwest to the west of Mount "X"."

"Daerah penelitian secara administratif berada di daerah Ganda-Ganda, KecamatanPetasia, Kabupaten Morowali Utara, Provinsi Sulawesi Tengah. Pelapukan batuanultramafik menghasilkan endapan laterit dengan karakteristik yang berbeda disetiapdaerah. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik mineralogi dan geokimiaendapan nikel laterit dan batuan dasar, serta derajat laterisasi dan distribusinya padadaerah penelitian. Data yang digunakan merupakan data lapangan dari 6 profil lateritberupa 39 sampel batuan dan tanah, serta data assay dari analisis XRF (X-RayFluorescence) dan XRD (X-Ray Diffraction). Profil laterit pada daerah penelitian terdiridari limonit dengan kadar Ni 0,2 – 0,47%, serta saprolit 0,23 – 0,89% (termasuk sampelbedrock). Sampel bedrock yang merupakan bongkah batuan disekitar lapisan saprolitsecara mineralogi dianggap mewakili batuan dasar di bawah permukaan, memiliki kadarNi 0,56 – 0,89% dan diinterpretasikan merupakan rocky saprolite. Nikel pada limonitsecara dominan berasosiasi dengan mineral goetit dan gibsit, sementara pada saprolitberasosiasi dengan mineral serpentin (lizardit dan antigorit), talk, olivin (forsterit danfayalit), dan piroksen (enstatit). Derajat laterisasi pada daerah penelitian menunjukkanlimonit mengalami moderate – strongly lateritized, saprolit kaolinitized – stronglylaterized dan Index of laterization (IOL) berkorelasi positif dengan hubungan korelasikuat terhadap Fe pada limonit, saprolit, dan bedrock, sementara berkorelasi negatifterhadap Ni dengan hubungan lemah pada sampel bedrock.

---

The research area is administratively located in Ganda-Ganda, Petasia District,

North Morowali Regency, Central Sulawesi Province. Weathering of ultramafic rocks

produces laterite deposits with different characteristics in each area. This study aims to

determine the mineralogical and geochemical characteristics of nickel laterite deposits

and bedrock, as well as the degree of laterization and its distribution in the research area.

The data used include field data from 6 laterite profiles consisting of 39 rock and soil

samples, as well as assay data from XRF (X-Ray Fluorescence) and XRD (X-Ray

Diffraction) analyses. The laterite profiles in the study area consist of limonite with Ni

content of 0.2 – 0.47%, and saprolite with Ni content of 0.23 – 0.89% (including bedrock

samples). The bedrock samples, which are rock fragments around the saprolite layer, are

mineralogically considered to represent the bedrock beneath the surface, with Ni content

of 0.56 – 0.89% and are interpreted as rocky saprolite. Nickel in limonite is predominantly

associated with the minerals goethite and gibbsite, while in saprolite it is associated with

serpentine minerals (lizardite and antigorite), talc, olivine (forsterite and fayalite), and

pyroxene (enstatite). The degree of laterization in the study area shows that limonite is

moderately to strongly lateritized, saprolite is kaolinitized to strongly laterized, and the

Index of Laterization (IOL) positively correlates with Fe in limonite, saprolite, and

bedrock, while it negatively correlates with Ni with a weak correlation in bedrock

samples."

"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."

"Salah satu daerah penghasil migas di Indonesia adalah Lapangan “X” yang termasuk dalam Blok Senoro-Toili, Cekungan Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi yang berperan sebagai reservoir pada lapangan ini adalah Formasi Minahaki, yang tersusun dari batugamping bioklastik. Dalam fase pengembangan lapangan lanjutan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas setelah penemuan lapangan, diperlukan evaluasi yang sangat komprehensif. Salah satu fokus utama evaluasi adalah karakterisasi batuan reservoir, sistem petroleum, dan estimasi cadangan hidrokarbon pada lapangan tersebut. Untuk dapat mengestimasi volume cadangan dengan akurat, diperlukan informasi berupa sebaran spasial properti petrofisika pada reservoir yang bisa didapatkan dengan membuat model statik reservoir secara 3D dengan mengintegrasikan data petrofisika dengan data seismik. Penelitian ini menggunakan impedansi akustik yang didapatkan dari proses inversi karena log impedansi akustik memiliki korelasi yang baik dengan log porositas pada masing-masing sumur, kemudian hasil inversi dijadikan sebagai secondary variable untuk memodelkan sebaran spasial dari properti porositas pada reservoir ini. Pada penelitian ini didapatkan area dengan porositas tinggi memiliki rentang nilai AI sebesar 1373-2880 (m/s)*(g/cc) yang terlihat tersebar pada area di bawah horizon Formasi Minahaki, terutama pada struktur tinggian yang dilewati oleh Sumur E. Arah penyebaran porositas juga dapat dilihat dari peta sebaran rata-rata yang menunjukkan adanya tren anomaly porositas tinggi berarah Timur Laut-Barat Daya. Reservoir Formasi Minahaki pada Lapangan "X" memiliki volume net sebesar 1.688.533*10³ m³, dengan volume total pori sebesar 2272000*10³ RB. Reservoir ini diperkirakan memiliki volume gas di tempat (GIIP) sebesar 2216 BCF.

---

One of the oil and gas producing areas in Indonesia is Field “X,” located in the Senoro-Toili Block, Banggai Basin, Central Sulawesi Province. The reservoir in this field is the Minahaki Formation, composed of bioclastic limestone. In the advanced development phase of the field to increase oil and gas production following its discovery, a comprehensive evaluation is essential. One of the main focuses of this evaluation is the characterization of the reservoir rock, petroleum system, and estimation of hydrocarbon reserves in the field. To accurately estimate reserve volumes, spatial distribution information of petrophysical properties in the reservoir is required, which can be obtained by creating a 3D static reservoir model integrating petrophysical data with seismic data. This study utilizes acoustic impedance derived from inversion processes, as acoustic impedance logs correlate well with porosity logs at each well, and the inversion results are used as secondary variables to model the spatial distribution of porosity properties in this reservoir. The study identifies areas with high porosity values ranging from 1373-2880 (m/s)(g/cc), primarily distributed below the horizon of the Minahaki Formation, particularly in the uplifted structures traversed by Well E. The porosity distribution trend also indicates a Northeast-Southwest direction as shown by the average distribution map with high porosity anomalies. The Minahaki Formation reservoir in Field "X" has a net volume of 1,688,53310³ m³, with a total pore volume of 2,272,000*10³ RB. The reservoir is estimated to have a gas volume in place (GIIP) of 2216 BCF."