Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Porositas dan permeabilitas merupakan parameter penting kualitas batu pasir. Kualitas batupasir sangat dipengaruhi oleh proses pasca pengendapan yaitu prosesnya diagenesis batupasir seperti kompaksi, sementasi, dan disolusi. Area penelitian merupakan singkapan dari Formasi Jatiluhur yang berumur Miosen Tengah dan disimpan di lingkungan batial (lereng-rak). Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui porositas dan permeabilitas serta perilaku mineral lempung terjadi dari singkapan analog formasi Jatiluhur berdasarkan data Pengukuran penampang stratigrafi menggunakan metode analisis data batuan inti rutinitas dan SEM. Hasil porositas batupasir formasi Jatiluhur berada dalam kisaran 9% - 16% sedangkan hasil permeabilitas berada pada range 0.1 mD - 0.7 mD. Hubungan porositas dan permeabilitas batupasir formasi Jatiluhur cenderung berbanding lurus. Mineral tanah liat ditemukan di batupasir Formasi Jatiluhur termasuk kaolinit yang berperan sebagai pengisi pori, smektit dengan sifat sebagai pengisi pori dan pelapis pori, serta illite dengan perilaku sebagai pelapis pori. Dari usia muda hingga tua, kandungan mineral illite semakin parah melimpah karena suhu yang lebih tinggi di lingkungan pengendapan lebih dalam. Hasil porositas dan permeabilitas batupasir formasi Jatiluhur sangat heterogen karena adanya mineral autigenik seperti mineral mineral kaolinit, smektit, ilit, dan detritus seperti kalsit dan kuarsa, serta mineral albite. Hubungan porositas dengan kelimpahan mineral sekunder dari usia muda hingga tua semakin membesar karena semakin banyaknya mineral tidak sehat dapat membentuk mikropori.

---

Porosity and permeability are important parameters of sandstone quality. The quality of the sandstones is greatly influenced by the post-deposition process, namely the diagenesis of the sandstones such as compaction, cementation, and dissolution. The research area is an outcrop of the Jatiluhur Formation which is Middle Miocene and stored in a batial environment (slopes). The purpose of this study is to know the porosity and permeability as well as the behavior of clay minerals occurs from the analog outcropping of the Jatiluhur formation based on the data Measurement of stratigraphic sections using routine core rock data analysis methods and SEM. The porosity results of the Jatiluhur formation sandstones are in the range of 9% - 16% while the permeability results are in the range 0.1 mD - 0.7 mD. The porosity and permeability relationship of the Jatiluhur formation tends to be directly proportional. Clay minerals found in the sandstones of the Jatiluhur Formation include kaolinite which acts as a pore filler, smectite with properties as a pore filler and pore coating, and illite which acts as a pore coating. From young to old age, the mineral content of illite is increasingly abundant due to higher temperatures in the deeper depositional environment. The porosity and permeability of the Jatiluhur formation sandstones are very heterogeneous due to the presence of autigenic minerals such as kaolinite, smectite, illite, and detritus such as calcite and quartz, and albite minerals. The relationship between porosity and secondary mineral abundance from young to old is getting bigger because more and more unhealthy minerals can form micropores."

"Batupasir Formasi Jatiluhur merupakan lapisan yang merupakan analogi singkapan yang baik dari salah satu lapangan migas di Cekungan Jawa Barat Utara. Aktivitas tektonik sejak Miosen Tengah telah menyebabkan lapisan ini pecah, terlipat, dan terpapar ke permukaan, yang menyebabkan lapisan ini mengalami proses diagenesis secara bertahap. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui tahapan dan proses diagenesis yang terjadi serta pengaruhnya terhadap porositas batuan. Data dalam penelitian ini berasal dari pengukuran potongan stratigrafi yang kemudian dimasukkan ke dalam laboratorium petrografi dan SEM. Hasil analisis petrografi menunjukkan bahwa batupasir Formasi Jatiluhur telah mengalami proses diagenesis berupa pemadatan, pelarutan, dan sementasi. Pemadatan meliputi penataan kembali butiran sedimen dan rekahan dalam sampel batuan. Sementasi terlihat pada analisis SEM yang menunjukkan bahwa semen pada batupasir adalah kalsit, ilit, smektit, dan pirit mineral autigenik. Pelarutan sampel batuan membentuk porositas sekunder, sehingga meningkatkan bilangan porositas. Porositas berkisar antara 1-20%. Variasi nilai porositas ini disebabkan oleh proses sementasi dan pelarutan yang intensif. Dari hasil integrasi analisis petrografi dan SEM, disimpulkan bahwa batupasir Formasi Jatiluhur telah mengalami regim mesogenesis diagenesis.

---

The Jatiluhur Formation Sandstone is a layer which is an analogy of a good outcrop from one of the oil and gas fields in the North West Java Basin. Tectonic activity since the Middle Miocene has caused this layer to break, fold, and be exposed to the surface, which causes this layer to undergo a gradual diagenetic process. This research was conducted to determine the stages and processes of diagenesis that occur and their effect on rock porosity. The data in this study came from measurements of stratigraphic pieces which were then entered into the petrographic laboratory and SEM. The results of petrographic analysis show that the sandstones of the Jatiluhur Formation have undergone diagenetic processes in the form of compaction, dissolving, and cementation. Compaction includes the rearrangement of sediment grains and fractures in rock samples. Sementation can be seen in SEM analysis which shows that the cement in the sandstones is calcite, illite, smectite, and autigenic mineral pyrite. The dissolving of rock samples forms secondary porosity, thereby increasing the porosity number. The porosity ranges from 1-20%. This variation in the porosity value is caused by the intensive cementation and dissolving processes. From the results of the integration of petrographic and SEM analysis, it is concluded that the sandstones of the Jatiluhur Formation have undergone a mesogenesis diagenesis regime.

"

"Penelitian ini membahas karakterisasi zona reservoar hidrokarbon berdasarkan analisis petrofisika. Penelitian dilakukan dengan melakukan evaluasi formasi dan analisis petrofisika. Dalam evaluasi formasi dibutuhkan parameter-parameter fisika untuk mengevaluasi dan memprediksi kandungan minyak dan gas bumi dalam batuan reservoar. Parameter-parameter fisika tersebut adalah kandungan lempung, porositas, kejenuhan air dan permeabilitas yang didapatkan dari analisis petrofisika. Dalam penelitian ini dilakukan analisis petrofisika dari 7 data sumur. Berdasarkan hasil akhir analisis petrofisika, reservoar zona target pada lapangan penelitian adalah reservoar pada sumur Lisburne 1 dengan kandungan lempung sebesar 9%, porositas efektif 24% dan saturasi air 10%. Litologi pada reservoar ini merupakan batupasir dengan ketebalan reservoar sebesar 53,64 meter. Reservoar ini terletak pada kedalaman 1978 - 2154 ft.

---

This study discusses the caracterization of hydrocarbon reservoir zones based on petrophysical analysis. The study was conducted by formation evaluation and petrophysical analysis. In formation evaluation physics parameters needed to evaluate and predict the content of oil and gas in the reservoir rocks. The physical parameters are the clay content, porosity, water saturation and permeability obtained from petrophysical analysis.

In this study carried petrophysical analysis of 7 well data. Based on the final results of petrophysical analysis, reservoir target zone on the research field is reservoir at Lisburne 1 well with the clay content is 9%, effective porosity is 24% and water saturation is 10%. Lithology in this reservoir is sanstone with a reservoir thickness is 53,64 meters. The reservoir lies at a depth 1978 - 2154 ft."

"Telah dilakukan penelitian tentang karakterisasi reservoar dan batuan induk untuk mengetahui persebaran distribusi reservoar formasi Talang-Akar cekungan Sumatera Selatan. Penelitian ini berdasarkan integrasi data geofisika, geologi dan petrofisika. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui karakteristik reservoir dan batuan induk Lapangan studi, membedakan reservoir dan batuan induk dalam satu formasi yaitu formasi Talang Akar, serta mengetahui persebaran net pay lapisan reservoir dan batuan induk. Metode yang digunakan adalah integrasi geofisika, geologi dan petrofisika, yang meliputi interpretasi data seismik menggunakan peta struktur waktu dan kedalaman, inversi seismik post-stack, kecepatan interval, interpretasi geologi meliputi analisa sturktur dan sesar, dan pengolahan data petrofisika dengan menginterpretasi data log sumuran yang menembus Formasi Talangakar yang mengandung hidrokarbon minyak dan gas. Berdasarkan interpretasi seismik, didapat penarikan 4 horison, yaitu Top Lapisan I, Top Lapisan D, Top Lapisan A dan Top Lapisan BRF, yang kemudian dilakukan pemetaan bawah permukaan pada lapisan A dan I untuk mengetahui perkembangan struktur di Daerah Penelitian. Berdasarkan interpretasi geologi, pemerangkapan di Daerah Penelitian berupa struktur antiklin berarah baratdaya-timurlaut yang dibatasi oleh patahan normal pada bagian baratdaya dan tenggara struktur Daerah Penelitian. Berdasarkan analisa petrofisika, reservoir yang utama pada lapangan penelitian, adalah lapisan A dengan kedalaman 1375 m dan ketebalan antara 2 ndash; 8.3 meter. Sedangkan dengan menggunakan data validasi yaitu menggunakan data side wall core sumur TMB-11, lapisan yang berpotensi sebagai batuan induk berkisar 1512 m yang equivalen dengan lapisan I yang memiliki nilai net-pay atau ketebalan batuan pasir yaitu 1,98 meter. Sehingga dapat dilakukan pembedaan daerah penelitian bahwa terdapat satu reservoir yang utama yaitu lapisan A dan batuan induk I pada formasi Talang Akar.

---

Reservoir and source rock characterization has been performed to deliniate the reservoir distribution of Talang akar Formation South Sumatra Basin. This study is based on integrated geophysics, geology and petrophysical data.

The aims of study is to determine the characteristics of the reservoir and source rock, to differentiate reservoir and source rock in same Talang Akar formation, to find out the distribution of net pay reservoir and source rock layers.

The method of geophysical included seismic data interpretation using time and depth structures map, post stack inversion, interval velocity, geological interpretations included the analysis of structures and faults, and petrophysical processing is interpret data log wells that penetrating Talangakar formation containing hydrocarbons oil and gas.

Based on seismic interpretation, obtained of the four horizons, those are Top Layer I, Top Layer D, Top Layer A and Top Layer BRF, which then perform subsurface mapping on Layer A and Layer I to determine the development of structures in the Regional Research.

Based on the geological interpretation, trapping in the form of regional research is anticline structure on southwest northeast trending and bounded by normal faults on the southwest and southeast regional research structure.

Based on petrophysical analysis, the main reservoir in the field of research, is a layer 1,375 m of depth and a thickness 2 to 8.3 meters. While using data validation that used side wall core data of the well TMB 11, the layer as a potential source rock ranging of depth from 1,512 m which is equivalent to the layer I that has a net pay thickness of sand 1.98 meters. It can distinguish the main research areas of reservoirs and rock layers of A and layer I in Talang Akar formation."

"ABSTRAKPada kebutuhan industri, terutama di bidang eksplorasi migas dan hidrogeologi, nilai porositas pada batuan dianggap sangat penting. Porositas pada umumnya terdapat di batuan sedimen, khususnya batupasir yang terdapat Formasi Cipacar. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik batupasir, nilai porositas, proses diagenesis, dan hubungan antar porositas dan diagenesis. Data penelitian ini didapat dari singkapan permukaan dan dilakukan analisis petrografi. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa batupasir Formasi Cipacar memiliki nilai porositas antara 8-14% dan telah mengalami proses diagenesis berupa kompaksi, sementasi, dan pelarutan yang termasuk dalam rezim mesogenesis.

---

ABSTRACTOn industrial needs, especially in oil & gas and hydrogeology exploration porosity in rock isconsidered valuable. Porosity in rock basically available in sedimentary rock, particulary sandstone in Cipacar Formation. The aims of this research are to examine sandstone characteristic, porosity value, diagenesis process, and implication between porosity and diagenesis. The data of this study were obtained from surface outcrops and petrographic analysis. Results of this research show that sandstones in Cipacar Formation have porosity value between 8-14%, and have undergone diagenesis process such as compaction, cementation, and dissolution which classified in mesogenesis regime."

"Formasi Ngimbang memiliki reservoir berupa batuan karbonat. Batuan karbonat memiliki kesulitan yang lebih khususnya pada reservoir hidrokarbon. Untuk mendukung kegiatan hal tersebut dibutuhkan pemahaman kondisi geologi di wilayah Cekungan Jawa Timur, salah satunya adalah studi mengenai fasies dan lingkungan pengendapan. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskripsi batuan inti, deskripsi petrografi, dan interpretasi log sumur. Data yang digunakan berupa 3 sumur dengan 30 sampel sayatan tipis. Dari analisis tersebut, didapatkan 6 fasies, yaitu mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, dan shale dengan 3 asosiasi fasies, yaitu platform interior – open marine, platform-margin sand shoals, dan platform interior – restricted

---

The Ngimbang Formation has a reservoir of carbonate rocks. Carbonate rocks have more difficulties, especially in hydrocarbon reservoirs. To support these activities, it is necessary to understand the geological conditions in the East Java Basin area, one of which is the study of facies and depositional environments. The methods used in this study are core rock description, petrographic description, and well log interpretation. The data used were 3 wells with 30 thin section samples. From the analysis, 6 facies were obtained, namely mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, and shale with 3 facies associations, namely platform interior - open marine, platform-margin sand shoals, and platform interior - restricted."

"Permeabilitas formasi batuan merupakan salah satu unsur parameter reservoir yang penting. Perkembangan teknologi logging yang akhir-akhir ini demikian pesat, memungkinkan kita untuk mendapatkan profit data permeabilitas formasi batuan secara kontinu. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengestimasi profit data permeabilitas tersebut adaiah dengan melakukan survai logging monopole array acoustic. Dari survai tersebut kita dapat melakukan pengolahan data gelombang Stoneley (tabung) untuk melakukan estimasi permeabilitas formasi batuan. Teknologi baru ini relatif murah dan cukup efektif dibandingkan dengan teknologi pengukuran permeabilitas formasi batuan yang lain. Permeabilitas Akustik atau Stoneley diturunkan berdasarkan pada perhitungan atenuasi dan waktu tempuh gelombang Stoneley, yang secara langsung berhubungan dengan permeabilitas formasi batuan (gerakan fluida dan gangguan tekanan gelombang). Penjalaran gelombang Stoneley dalam lubang bor akan menggerakkan fluida dalam rongga formasi batuan yang memotong lubang bor, sehingga akan terjadi kelambatan waktu tempuh dan atenuasi gelombang Stoneley. Hubungan tersebut dirumuskan oleh X.M. Tang et al. 1991 sebagai berikut: (atenuasi, kelambatan waktu tempuh) K/p KrK : permeabilitas formasi p : viskositas fluida Kf : inkompresibilitas Suatu model gelombang Stoneley sintetik dibuat tanpa memasukkan unsur permeabilitas kedalamnya. Perbandingan antara data gelombang Stoneley pengukuran dan model gelombang Stoneley sintetik akan menghasilkan pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh. Adanya pergeseran frekuensi menunjukkan adanya atenuasi gelombang. Dengan melakukan inversi dari pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh gelombang akan menghasilkan profit permeabilitas Stoneley atau Akustik.Analisis data permeabilitas dilakukan pada sumur Rengan Condong, mengintegrasikannya dengan data lain seperti penurunan permeabilitas hasil survai NMR (Nuclear Magnetic Resonance), hasil uji formasi dan pemerian litologi data serbuk pemboran.

---

Rock Formation Permeability Analysis from the Monopole Acoustic Data EstimationRock formation Permeability is one of the most important elements in the reservoir characterization and fluid management. For last decade, new techniques have been developed to invert the continuous reservoir permeability profile estimation. One of the techniques is the wire-line monopole array acoustic logging. Stoneley (tube) wave which is preserved during acoustic logging, could be processed to estimate the reservoir permeability profile. This technique is cheaper and more effective than the other permeability determination techniques.

Stoneley or Acoustic Permeability is determined based on the attenuation and delay times of the Stoneley wave propagations in the reservoir. During the propagation in a porous media, the Stoneley wave moves the formation pore fluid at the borehole interface, results the attenuation and travel time delay. The relations are formulated by X.M. Tang et al. 1991 :

(Attenuation, Travel Time Delay) --K

K : formation permeability p : fluid viscosity Kr : incompressibility

The Stoneley wave model creates only for formation elasticity and borehole effects, without permeability effect. The measured data contain of all effects, permeability, formation elasticity and borehole. Comparison of the model and measured wave data yields the centroid frequency shift and travel time delay. The centroid frequency shift indicates the measure of wave attenuation. Applying the inversion method to the centroid frequency shift and travel time delay results the Stoneley permeability profile.

An integrated data analyzing of permeability applied to the Rengan Condong well. They are the acoustic permeability, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) permeability, DST (Drill Stem Test) and lithology description data."

"Daerah Prospek panasbumi "B" terletak di Pesawaran, Kabupaten Lampung Selatan, Lampung. Dari data remote sensing diketahui bahwa arah utama dari kelurusan-kelurusan pada daerah panasbumi prospek "B" adalah Baratlaut-Tenggara yang sesuai dengan pola struktur geologi utama dan berhubungan dengan kehadiran manifestasi permukaan. Dari data geokimia diketahui bahwa zona outflow prospek panasbumi "B" berada pada daerah manifestasi mata air panas dan dari plotting ternary diagram Na-K-Mg menunjukkan temperatur reservoar sebesar 220 C. Analisis geofisika dari data gravitasi sebanyak 163 titik pengukuran dan dari data Magnetotellurik sebanyak 58 titik pengukuran menunjukan bahwa lapisan clay cap dengan densitas 2.2 gr/cc memiliki nilai resistivitas sebesar.

---

Area prospect of B geothermal area is located in Pesawaran, South Lampung District, Lampung. From remote sensing data is known that the main direction of the lineaments in the area of geothermal prospect B is Northwest Southeast in accordance with the pattern of major geological structures and associated with the presence of surface manifestations. From the geochemical data known that the prospects for geothermal outflow zone B in the region of hot springs and the manifestation of plotting Ternary Diagram Na K Mg shows a reservoir temperature of 220 C. Geophysical analysis from gravity 163 data and magnetotelluric 58 data measuring point indicate that the clay cap layer with a density of 2.2 g cc and resistivity of "

"ABSTRAKSingkapan di Sungai Cipamingkis yang termasuk dalam Formasi Jatiluhur memiliki sekumpulan struktur sedimen yang disebut Sequence Bouma. Sekuen Bouma merupakan salah satu kumpulan struktur sedimen yang terbentuk dari proses aliran turbidit. Aliran turbidit terjadi pada kedalaman air rata-rata 2000m, sehingga sulit untuk diamati secara langsung untuk memahami proses sedimentasi secara komprehensif. Aliran turbidit dalam penelitian ini difokuskan pada klasifikasi berdasarkan Bates (1953) dan sifat kohesivitasnya. Data yang diperoleh dari singkapan dalam penelitian ini berupa kolom Pengukuran Penampang Stratigrafik. Data tersebut akan menjadi data utama dalam melakukan eksperimen fisika. Eksperimen fisik tangki flume merupakan salah satu metode dalam memahami proses sedimentasi aliran turbidit. Pendekatan yang dilakukan dalam percobaan fisika ini adalah dengan menggunakan Froude Number dan Reynold Number. Percobaan fisis yang dilakukan memiliki 5 data percobaan dengan hasil berupa bilangan Froude, bilangan Reynold, perbandingan massa jenis campuran dengan massa jenis tangki flume air, kecepatan aliran maksimum, dan hasil geometri. Geometri hasil yang diperoleh dari percobaan fisika ini akan menjadi analog perbandingan singkapan di daerah penelitian.ABSTRACTThe outcrop in the Cipamingkis River which is included in the Jatiluhur Formation has a collection of sedimentary structures called Sequence Bouma. The Bouma sequence is a collection of sedimentary structures formed from the process of turbidite flow. Turbidite flow occurs at an average water depth of 2000m, so it is difficult to observe directly to understand the sedimentation process comprehensively. The turbidite flow in this study focused on the classification based on Bates (1953) and its cohesive properties. The data obtained from the outcrop in this study were in the form of a Stratigraphic Cross-sectional Measurement column. These data will be the main data in conducting physics experiments. The physical experiment of the flume tank is one method in understanding the process of turbidite flow sedimentation. The approach taken in this physics experiment is to use Froude Number and Reynold Number. The physical experiments carried out have 5 experimental data with the results in the form of Froude number, Reynold number, ratio of the density of the mixture to the density of the water flume tank, maximum flow velocity, and geometric results. The geometry of the results obtained from this physics experiment will be analogous to the comparison of outcrops in the research area."

"Daerah penelitian berada pada Lapangan XYZ yang merupakan bagian dari Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini mengkaji potensi perangkap stratigrafi sistem onlap Formasi Bekasap pada tinggian basement, berdasarkan pendekatan konsep sekuen stratigrafi. Tujuannya untuk menentukan potensi jebakan stratigrafi pada Formasi Bekasap dimana hidrokarbon dapat terakumulasi. Penemuan jebakan stratigrafi diharapkan dapat menjadi alternatif perangkap hidrokarbon sehingga dapat menahan laju penurunan produksi lapangan XYZ. Data utama yang digunakan dalam studi ini adalah data log sumur, data batuan inti dan data seismik 3D sedangkan data tambahan berupa data biostratigrafi dan data tekanan formasi. Data batuan inti dan data biostratigrafi digunakan dalam menentukan fasies dan lingkungan pengendapan. Pada studi ini dilakukan korelasi sumur dan pemetaan isochore, atribut RMS amplitudo seismik dan peta frekuensi rendah10 Hz dan 15 Hz. Integrasi data yang diperoleh digunakan untuk mendukung analisis mengenai pemodelan lingkungan pengendapan serta penentuan potensi jebakan stratigrafi Formasi Bekasap. Hasil analisis menunjukkan bahwa Formasi Bekasap terdiri dari fasies estuarine channel, estuarine bar dan bar shoreline. Fasies tersebut terendapkan pada lingkungan estuarin hingga laut dangkal. Potensi jebakan stratigrafi berupa jebakan isolated bar yang berada dibagian selatan Lapangan XYZ, dengan potensi resources sebesar 5,400.54 MBO.

---

The research site, located in XYZ field, is part of the Central Sumatra Basin. This study examines stratigraphic trap potential Bekasap Formation onlap system on high basement, based on sequence stratigraphic concept. Which is intended to determine the stratigraphic trap potential of the Bangko formations where hydrocarbons accumulate. Thus, the discovered stratigraphic traps are expected to be alternatives to hydrocarbon trap so that they can restrain the rate of decline oil production in XYZ field.

The primary data in this study are well log, core, and 3D seismic, and the secondary data are that of biostratigraphy and formation pressure data. The seismic-well tie is conducted to tie the seismic data to well log prior to seismic mapping. This study generates well log correlation and mapping isochore, RMS amplitude seismic and low frequency 10 Hz and 15Hz map. The integration of all collected data is to support the analysis of the depositional environment modeling and to determine potential stratigraphic traps of the Bekasap Formation. Bekasap Formation consists of estuarine channel facies, estuarine shoreline bar and estiarine bar.

The facies shows that the Bekasap Formation in XYZ Field is generally deposited on the estuarine environment to the shallow marine. Potential stratigraphic trap on Bekasap Formation is isolated bar located in the southern part of XYZ Field with total resources 5,400.54 MBO."