Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPenelitian ini memberikan perspektif baru mengenai mekanisme pembentukan Cekungan Sumatera Utara, karena penelitian sebelumnya masih melihat Sesar Malaka sebagai sesar yang berperan dalam pembentukannya. Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah peta gaya berat, peta konfi gurasi batuan dasar, data seismik dan data sumuran. Cekungan Sumatera Utara dapat dibagi menjadi dua (2) sub-cekungan yaitu: Sub-Cekungan Bagian Utara dan Sub-Cekungan Bagian Selatan. Sub-Cekungan Bagian Utara, dalam, diendapkan batuan sedimen serpih Paleogentebal, mengalami percepatan gravitasi rendah serta nilai alir bahang kecil seperti di Rendahan Arun. Sebaliknya, di Sub-Cekungan Bagian Selatan, dangkal, batuan serpih Paleogen relatif tipis tetapi mengalami percepatan gravitasi tinggi serta nilai alir bahangnya tinggi, sehingga berpotensi sebagai batuan induk gas serpih. Sub-Cekungan Bagian Selatan (Dalaman Tamiang) mengalami tektonik intensif. Penelitian mengenai proses sedimentasi, tektonik, dan analisis geokimia dapat menentukan konsep eksplorasi potensi gas serpih di Cekungan Sumatera Utara."

"Formasi Baong bagian bawah bertanggung jawab sebagai batuan induk yang mengisi reservoar batupasir pada lapangan minyak dan gas di bagian tenggara Cekungan Sumatera Utara. Penelitian ini mengungkapkan data dan fakta dari laboratorium, pengeboran, wireline well log dan seismik melalui studi analisa petrofisika, geokimia, geomekanika dan geofisika Formasi Baong bagian bawah. Pemahaman tentang geokimia, mineralogi dan geomekanika serpih sangat penting untuk memahami bagaimana reservoir serpih memiliki potensi untuk cadangan dan produksi ketika dilakukan stimulasi. Analisis laboratorium geokimia digunakan untuk menentukan kekayaan, kematangan dan kerogen tipe. Penelitian ini mengklasifikasikan serpih berdasarkan kekayaan organik, kematangan, jenis, kekuatan serpih, kerapuhan serpih dan kandungan clay. Formasi Baong bagian bawah yang menjadi target pada studi ini terletak pada kedalaman 1778-2428 m (TVD), memiliki material organik yang kaya dengan TOC berkisar antara 1,88-3,85% wt, tingkat kematangan 12% sudah matang dan 88% belum matang, serta menghasilkan 20% kerogen tipe III dan 80% kerogen tipe II/III sehingga dapat dijadikan sebagai batuan induk yang berpotensi menghasilkan gas dan gas/minyak. Rigiditas Formasi Baong bagian bawah sangat sangat brittle dengan memiliki rata ? rata kandungan mineral kuarsa 33,7% dan mineral brittle seperti kalsit 8,8%, dolomit 1,8% dan siderit 0,9%, serta brittle 80% dan less brittle 20%, sehingga dapat dilakukan hyhraulic fracturing dengan baik. Nilai impedansi serpih Formasi Baong bagian bawah berkisar antara 20203 ? 24615 ((ft/s)*(g/cc)).

---

The Lower Baong Formation is responsible for source rock filled up sandstones reservoir in the oil and gas field in the southeastern part of North Sumatra Basin. This study reveals the data and facts from the laboratory, drilling, wireline well logs and seismic through the analysis study of petrophysics, geochemistry, geomechanics and geophysics of Lower Baong Formation. An understanding of shale geochemistry, mineralogy and geomechanics is very important to understand how the shale reservoir has the potential to reserve and produce when carried out stimulation. Geochemical laboratory analysis is used to determine the richness, maturity and kerogen type. This study classify shale based on organic richness, maturity, type, shale strengthness, shale brittleness and clay content. The Lower Baong Formation being targeted in this study lies at a depth of 1778-2428 m (TVD), has a rich organic material with TOC ranging from 1.88 to 3.85 wt%, the maturity level of 12% is mature and immature 88%, and generate 20% kerogen type III and 80% kerogen type II / III so it can be used as a source rock potential to produce gas and gas / oil. Lower Baong Formation rigidity are very brittle by having the averages 33.7% quartz mineral content and brittle minerals such as 8.8% calcite, 1.8% dolomite and siderite 0.9%, and brittle 80% and less brittle 20%, so it can be done hyhraulic fracturing very well. Sahle values of Lower Baong Formation bottom ranges from 20203-24615 ((ft/s)*(g / cc))."

"Gas Serpih dianggap sebagai salah satu sumber energi yang paling menjanjikan untuk menopang kebutuhan energi dunia. Meskipun begitu, eksplorasi terhadap gas serpih di beberapa negara dinilai masih kurang bekembang dimana hasl ini disinyalir disebabkan karena kurangnya metode dan implementasi teknologi dibandingkan dengan eksplorasi hidrokarbon konvensional. Selain itu, teknologi, metode, dan data yang tersedia di berbagai perusahaan migas saat ini masih terkonsentrasi pada eksplorasi hidrokarbon konvensional. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengusulkan metode yang berbeda dalam eksplorasi gas serpih dengan memanfaatkan data eksplorasi hidrokarbon konvensional yang ada menggunakan pendekatan data science dan decision analysis. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah K-Mean Clustering untuk mengelompokkan batuan berdasarkan karakterisitik yang serupa (TOC, Porosity, Poisson Ratio dan Water Saturation) kemudian dilanjutkan dengan Multi Criteria Decision Analysis untuk menentukan cluster batuan terbaik untuk eksplorasi gas serpih. penelitian ini mengambil Formasi Serpih Banuwati di Cekungan Asri sebagai studi kasus yang dikenal sebagai salah satu batuan induk yang menjanjikan di Indonesia. Berdasarkan penelitian ini, batuan di daerah penelitian dapat diklasifikasikan menjadi tiga cluster. Cluster 1 ditetapkan sebagai “High Fractability Cluster”, Cluster 2 ditetapkan sebagai “Water Saturated Cluster” dan Cluster 3 ditetapkan sebagai “High Organic Content Cluster” berdasarkan sifat fisik dan kimianya. Sementara itu, Cluster 3 ditetapkan sebagai cluster terbaik dengan interval kedalaman 10212 ft – 10412 ft (3113 m – 3174 m) yang dinilai sebagai sweet spot untuk eksplorasi Shale Gas berdasarkan hasil Multi Criteria Decision Analysis style

---

Shale gas has been regarded as one of the most promising energy sources to sustain the world’s energy demand. However, its exploration is still underdeveloped in several countries due to a lack of methods and technology implementation compared to conventional hydrocarbon exploration. In addition, the technology, methods, and data available in various oil and gas companies are currently still concentrated on conventional hydrocarbon exploration. The purpose of this study is to propose a new comprehensive method in shale gas exploration by utilizing the existing conventional hydrocarbon exploration data using data science and decision analysis approaches. The methods used in this study are K-Mean Clustering to cluster the similar rock characters (TOC, Porosity, Water Saturation, and Poisson Ratio) then continued by Multi-Criteria Decision Analysis to determine the best rock cluster for shale gas exploration. The study takes Banuwati Shale Formation in Asri Basin as a case which is well known as one of the promising source rocks in Indonesia. Based on this study, the rocks in the study area can be classified into three clusters. Cluster 1 is determined as “High Fractability Cluster”, Cluster 2 is determined as “Water Saturated Cluster” and Cluster 3 is determined as “High Organic Content Cluster” based on its physical and chemical properties. Meanwhile, Cluster 3 is determined as the best cluster with 10212 ft – 10412 ft (3113 m – 3174 m) depth interval preferred as the sweet spot for Shale Gas exploration based on Multi-Criteria Decision Analysis result."