Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Cekungan Jawa Timur atau yang biasa dikenal dengan Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan mature yang telah berkontribusi banyak terhadap komoditi migas di Indonesia. Formasi Ngimbang merupakan salah satu Formasi penyusun Cekungan Jawa Timur yang diperkirakan merupakan penghasil 95% hidrokarbon pada sistem perminyakan regional yang ada (Mudjiono & Eko Pireno, 2002). Salah satu bagian dari formasi ini adalah Anggota Ngimbang Klastik, yang memiliki potensi ganda, baik sebagai source rock maupun reservoir rock, tergantung pada variasi fasies, litologi, dan kondisi diagenetiknya (Dwi Nugraha et al., 2016). Untuk mengoptimalkan eksplorasi dan eksploitasi dari cekungan ini, perlu dilakukan banyak penelitian untuk mengamati aspek geologis dari cekungan, salah satunya adalah analisis fasies dan lingkungan pengendapan. Penelitian ini mengintegrasikan beberapa data berupa data log sumur, laporan deskripsi core dan cutting, laporan biostratigrafi, serta peta bawah permukaan (isopach map dan depth structure map) dari delapan sumur eksplorasi yang terletak di North Madura Platform, Blok Ketapang, Jawa Timur. Berdasarkan hasil analisis, pola elektrofasies symmetrical, serrated, bell-shape, dan cylindrical teridentifikasi. Dari integrasi data-data yang ada, didapat asosiasi fasies berupa subtidal flat, marsh/swamp, tidal channel, mudflat, dan shallow marine shelf yang terendapkan di lingkungan tide-dominated estuari dan lagoon / protected marine, dengan arah dominan endapan yang cenderung mengarah ke laut (basinward) di sebelah timur.

---

The East Java Basin is one of the mature basins that has contributed much to the oil and gas commodity in Indonesia. The Ngimbang Formation is one of the constituent formations of the East Java Basin which is estimated to produce 95% of the hydrocarbons in the existing regional petroleum system (Mudjiono & Eko Pireno, 2002). One part of this formation is the Ngimbang Klastik Member, which has dual potential, both as source rock and reservoir rock, depending on variations in facies, lithology, and diagenetic conditions (Dwi Nugraha et al., 2016). To optimize the exploration and exploitation of this basin, it is necessary to conduct many studies to observe the geological aspects of the basin, one of which is the analysis of facies and depositional environment. This study integrates several data such as well log data, core and cutting description reports, biostratigraphy reports, and subsurface maps (isopach map and depth structure map) of 8 exploration wells that is located on the North Madura Platform, Ketapang Block, East Java. Based on the analysis, symmetrical, serrated, bell-shape, and cylindrical electrofacies patterns were identified. From the integration of existing data, facies associations of subtidal flat, marsh/swamp, tidal channel, mudflat, and shallow marine shelf were obtained, which were deposited in tide-dominated estuary and lagoon/protected marine environments with the dominant direction of deposits tending to be basinward in the east."

"Formasi Baturaja merupakan reservoir karbonat yang aktif berproduksi di Cekungan Sunda. Formasi Baturaja memiliki sifat batuan yang kompleks dan heterogen dikarenakan batugamping memiliki fasies pengendapan yang bervariasi dan pengaruh kontrol diagenesis terhadap petrofisika batuan. Oleh karena itu, analisis hubungan antara fasies pengendapan dan analisis petrofisika dibutuhkan untuk mengevaluasi produktivitas cekungan dalam menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Studi fasies pengendapan dan petrofisika batuan dapat dianalisis melalui data wireline log yang dikombinasikan dengan data batuan inti, dan data pendukung lain seperti Drill Stem Test. Berdasarkan data tersebut, fasies pengendapan dan sifat petrofisika batuan di wilayah penelitian dapat dianalisis berdasarkan pola elektrofasies, rock type Hydraulic Flow Unit, dan deskripsi batuan inti. Analisis petrofisika dilakukan melalui perhitungan log sumur, meliputi Volume Shale (Vsh), porositas efektif (PHIE), dan saturasi air (Sw) dengan tujuan untuk mengevaluasi ketebalan zona hidrokarbon. Pola elektrofasies yang ditemukan di wilayah penelitian mencakup pola Cylindrical dengan asosiasi fasies Mudstone-Packstone dan dominasi rock type HFU 4-7 serta pola Bell dengan asosiasi fasies Wackestone-Grainstone dan dominasi rock type HFU 1-4. Karakteristik batuan yang tersebar mencerminkan lingkungan pengendapan Inner Lagoon hingga Outer Lagoon. Parameter petrofisika wilayah penelitian memiliki interval nilai rata-rata, yaitu Volume Shale (Vsh) 17,1%-43,9%; Porositas Efektif (PHIE) 13,8%-19%; dan Saturasi air (Sw) 65,9%-94,6%. Berdasarkan nilai cut-off yang ditentukan, nilai net pay kumulatif dari kelima sumur penelitian adalah 361,5’ MD dengan pay zone paling tebal sekitar 130,5’ MD di sumur Q-1. Sumur paling produktif dalam menyimpan hidrokarbon terletak pada sumur Q-3 (54%) dan Q-1 (44,5%).

---

The Baturaja Formation is an active carbonate reservoir in the Sunda Basin. The Baturaja Formation exhibits complex and heterogeneous rock properties due to its varied deposition facies and the influence of diagenesis on rock petrophysics. Therefore, an analysis of the relationship between sedimentation facies and petrophysical analysis is needed to evaluate the productivity of the basin in storing and draining hydrocarbons. Studies of sedimentation facies and rock petrophysics can be analyzed through data from Wireline Logs combined with core rock data, and other supporting data, such as Drill Stem Tests. Based on these data, the deposition facies and petrophysical properties of the rocks in the study area can be analyzed based on the pattern of electrophacies, rock type Hydraulic Flow Unit, and a description of the core rock. Petrophysical analysis is carried out through the calculation of well logs, including Volume Shale (Vsh), effective porosity (PHIE), and water saturation (Sw) to evaluate the thickness of the hydrocarbon zone. The patterns of electrofacies found in the study area include the Cylindrical with the facies association Mudstone-Packstone and dominance Rock Type HFU 4-7, and patterns Bell with the facies association Wackestone-Grainstone and dominance Rock Type HFU 1-4. The characteristics of the scattered rocks reflect the deposition environment Inner Lagoon to Outer Lagoon. The petrophysical parameters of the research area have an average value interval: Shale Volume (Vsh) 17.1%-43.9%; Effective Porosity (PHIE) 13.8%-19%; and Water saturation (Sw) 65.9%-94.6%. By value Cut-off specified, the value net pay cumulative of the five research wells is 361.5' MD, with the pay zone thickest about 130.5' MD in well Q-1. The most productive wells for storing hydrocarbons are located in the Q-3 (54%) and Q-1 (44.5%) wells."

"Dalam usaha pengembangan lapangan minyak Rahma dan Nala penting untuk dilakukan pemodelan dan karakterisasi reservoir yang meliputi distribusi fasies dan properti reservoir batupasir 1950 dan 2110 Formasi Bekasap yang merupakan salah satu reservoir di lapangan ini. Hasil penelitian ini diharapkan dapat memberikan gambaran suatu play concept yang lebih baik dalam meningkatkan performance lapangan.Identifikasi distribusi fasies dan properti reservoir menggunakan metoda simulasi kondisional sekuensial yang merupakan salah satu metode geostatistik yang termasuk dalam kategori simulasi berbasis grid dengan mengintegrasikan beberapa data seperti data core, data sumur dan data seismik 2D.Berdasarkan analisa data core dan elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari beberapa fasies pengendapan yakni fasies channel sand, fasies bar sand dan fasies marine shale dimana batupasir 1950 dan 2110 yang menjadi objek penelitian merupakan fasies channel sand.Akibat keterbatasan data maka geometri reservoir fasies channel sand tidak dapat diidentifikasi secara pasti. Untuk mengakomodasi ketidakpastian ini maka pemodelan dilakukan berdasarkan tiga skenario yang meliputi lebar dan ketebalan fasies channel sand serta arah pengendapan yang akan memberikan 23 realisasi model distribusi fasies. Dari beberapa realisasi model yang dihasilkan, akan di ranking dan diuji kebenarannya untuk mendekati kondisi geologi bawah permukaan yang sebenarnya.

---

During the development program of Rahma and Nala fields, it is important to execute modeling and reservoir characterization that is comprised of reservoir properties and facies distribution. The program will focus on two potential reservoir in Bekasap Formation, they are 1950 and 2110 sandstone. The expectation from the evaluation result capability to describe a better play concept in order to increase fields performance.

Identification of reservoir properties and facies distribution in these fields will use Sequential Conditional Simulation. Sequential Conditional Simulation is one of geostatistical method which is categorized as grid base simulation that integrates several data such as core, well data and 2D seismic.

According to core and electrofacies analysis, the field can be differentiated into several depositional facies which are channel sand facies, bar sand facies and marine shale facies while 1950 and 2110 sandstone are known as channel sand facies. Reservoir geometry cannot be determined easily because of data limitation. To accommodate the uncertainty, the modeling was run by emphasizing 3 scenarios, such as width and thickness of channel sand and azimuth. The scenarios will produce 23 realizations of facies model distribution. All of them will be ranked and will be tested in order to approach real sub surface condition.

"

"Cekungan Sumatra Selatan adalah salah satu wilayah yang memiliki potensi besar dalam cadangan minyak bumi dan gas, terutama di Formasi Talang Akar. Untuk mengoptimalkan eksplorasi dan produksi di cekungan ini, dibutuhkan studi yang melibatkan bidang geologi untuk menemukan dan mengembangkan potensi baru. Penelitian ini difokuskan pada Formasi Talang Akar Bagian Bawah, dengan menggunakan beberapa sumur bor di daerah penelitian. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis persebaran dari variasi litologi dan menganalisis fasies dan sistem pengendapan berdasarkan pola elektrofasies pada tiap sumur daerah penelitian dari batuan penyusun Formasi Talang Akar Bagian Bawah pada lapangan “X”. Metode yang digunakan dalam penelitian ini melibatkan data batuan inti dan data sumur. Kedua jenis data tersebut memiliki peran penting dalam mengkarakterisasi batuan penyusun yang terdapat di daerah penelitian. Analisis fasies dan sistem pengendapan digunakan untuk menggambarkan sifat dan lingkungan deposisi batuan, yang diambil dari data batuan inti yang akan digunakan sebagai validasi terhadap interpretasi data sumur atau elektrofasies. Hasil penelitian menunjukkan bahwa daerah penelitian dapat dibagi menjadi beberapa elemen yaitu, fluvial meandering channel, floodplain, tidal distributary channel, distributary mouth bar, dan delta front/marine shale. Elemen tersebut terendapkan pada dua sistem pengendapan yang berbeda, yaitu meandering system dan tide dominated delta system. Hasil interpretasi log gamma ray pada tiga sumur menunjukkan dua litologi utama: sandstone dan shale. Persebaran litologi dan pola penyusunannya dapat dikorelasikan antar sumur. Namun, satu tubuh sandstone tebal di dasar sumur B-1 tidak ada pada dua sumur lainnya. Secara vertikal, pola litologi dari log gamma ray menunjukkan beberapa tren, termasuk fase yang didominasi oleh sandstone dan fase yang didominasi oleh shale. Dalam penelitian ini, analisis fasies dan sistem pengendapan akan memberikan pemahaman yang mendalam tentang karakteristik batuan dan lingkungan deposisi di Lapangan “X”, Formasi Talang Akar Bagian Bawah. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan kontribusi atau sudut pandang baru terhadap kegiatan pengembangan lapangan minyak dan gas bumi pada daerah penelitian.

---

The South Sumatra Basin is one of the regions with significant potential for oil and gas reserves, especially within the Talang Akar Formation. To optimize exploration and production in this basin, a study involving the field of geology is needed to discover and develop new potentials. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation, using several drilling wells in the research area. The objective of this study is to analyze the distribution of lithological variations and to analyze facies and deposition systems based on electrofacies patterns in each well within the research area of the Lower Talang Akar Formation in the "X" field. The methods employed in this research involve core rock data and well data. Both types of data play a crucial role in characterizing the constituent rocks present in the research area. Facies and deposition system analysis are used to depict the nature and depositional environment of the rocks, derived from core rock data, which will be used as validation for the interpretation of well data or electrofacies. The research results indicate that the research area can be divided into several elements, namely fluvial meandering channels, floodplains, tidal distributary channels, distributary mouth bars, and delta fronts/marine shales. These elements are deposited within two distinct deposition systems, namely the meandering system and the tide-dominated delta system. The interpretation results of the gamma-ray log in the three wells indicate two main lithologies: sandstone and shale. The distribution of lithology and its arrangement can be correlated between wells. However, a thick sandstone body at the base of well B-1 is not present in the other two wells. Vertically, the lithology pattern from the gamma-ray log indicates several trends, including phases dominated by sandstone and phases dominated by shale. In this study, facies and deposition system analysis will provide an in-depth understanding of rock characteristics and depositional environments in the "X" field of the Lower Talang Akar Formation. This research is expected to contribute new insights or perspectives to the development of oil and gas fields in the research area."

"Cekungan Sunda merupakan salah satu cekungan sedimen penghasil hidrokarbon terbesar di Indonesia. Reservoar utama berupa batupasir pada cekungan tersebut berada pada Formasi Talang Akar. Formasi ini terendapkan di daerah fluvio-deltaic atau fluvial sampai daerah transisi, sehingga karakter reservoar batupasir formasi ini cukup beragam. Untuk memaksimalkan hal ini dilakukan studi terkait lingkungan pengendapan dan zona potensi reservoar hidrokarbon melalui analisis log sumur, batuan inti, dan laporan biostratigrafi. Berdasarkan hasil analisis pola elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari empat pola yaitu cylindrical, bell, symmetrical, dan serrated. Hasil asosiasi fasies daerah penelitian diinterpretasikan sebagai tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, dan marsh/swamp yang berada pada lingkungan pengendapan tide-dominated estuary. Pada analisis petrofisika didapat nilai rata-rata parameter petrofisika kelima sumur yaitu Volume Shale (Vsh): 15.2% – 26.8%; Porositas Efektif (PHIE): 19.3% – 25.5%; Saturasi Air (Sw): 28% – 53.9%. Nilai ketebalan zona hidrokarbon (net pay) dihitung dengan parameter cut off yaitu Vsh ≤ 58%, porositas ≥ 8%, dan Sw ≤ 88%. Net pay atau total ketebalan zona hidrokarbon pada kelima sumur antara lain yaitu K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, dan K-5 11.5 ft.

---

The Sunda Basin is one of the largest hydrocarbon-producing sedimentary basins in Indonesia. The main sandstone reservoir in the basin is the Talang Akar Formation. This formation was deposited in fluvio-deltaic or fluvial to transitional areas, so the character of the sandstone reservoir of this formation is quite diverse. To maximize this, a study was conducted related to the depositional environment and potential hydrocarbon reservoir zones through the analysis of well logs, cores, and biostratigraphic reports. Based on the results of the electrofacies pattern analysis, the research area consists of four patterns, namely cylindrical, bell, symmetrical, and serrated. The results of the facies association of the research area are interpreted as tidal sand bar, tidal point bar, intertidal flat, and marsh/swamp in a tide-dominated estuary depositional environment. In the petrophysical analysis, the average value of the petrophysical parameters of the five wells is obtained, namely Volume Shale (Vsh): 15.2% - 26.8%; Effective Porosity (PHIE): 19.3% - 25.5%; Water Saturation (Sw): 28% - 53.9%. The hydrocarbon zone thickness value (net pay) was calculated with cut off parameters of Vsh ≤58%, porosity ≥8%, and Sw ≤88%. Net pay or total hydrocarbon zone thickness in the five wells are K-1 72.5 ft, K-2 182.5 ft, K-3 249.91 ft, K-4 59.3 ft, and K-5 11.5 ft."