Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Kebutuhan energi di Indonesia semakin meningkat dan cadangan gas alam semakin menipis. Indonesia memiliki potensi shale gas yang besar dan perlu di kembangkan. Pada tesis ini dibahas perbandingkan karakteristik shale gas di Amerika dan Indonesia. Perbandingan perkembangan shale gas antara lain data eksplorasi, teknologi, infrastruktur dan sistem kontrak. Perbandingan karakteristik shale gas dari umur batuan, tipe endapan dan properti batuan menentukan kesuksesan hydraulic fracturing. Studi shale gas dilakukan di Cekungan Bintuni yang memiliki potensi Risked GIP 114,3 TCF dan TRR 28,6 TCF. Profil produksi shale gas menggunakan metode penurunan hiperbolik dan perkiraan biaya investasi berdasarkan data di Amerika dan Indonesia. Analisa keekonomian shale gas di Cekungan Bintuni menunjukkan sistem konsesi lebih menarik dibanding sistem PSC bagi perusahaan. Nilai IRR maksimal sistem konsesi sebesar 16,57% sedangkan IRR maksimal sistem PSC dengan porsi bagi hasil 55%:45% sebesar 15,8%. Pemberian insentif Tax Holiday selama 5 tahun pada sistem PSC porsi bagi hasil 55%:45% pada tipe sumur penurunan sedang memberikan IRR 14,04% dan pemasukan bagi negara $720 juta selama 20 tahun masa produksi

---

ABSTRACT
Indonesia’s energy demand increases otherwise natural gas resources diminish. Indonesia has big shale gas resources and need to be developed. This thesis compares shale gas in America and Indonesia. Comparation of shale gas development includes exploration data, technology, infrastructure and contract system. Comparation of shale gas characteristic such as source rock age, depositional type and property of rock determine hydraulic fracturing successes. Shale gas study performed in Bintuni basin with 114,3 TCF Risked GIP and TRR 28,6 TCF. Production profile shale gas using hyperbolic decline curve method and investment cost based on America and Indonesia data. Economic analysis of shale gas in Bintuni basin shows that concession system more attractive than PSC for company. The best IRR concession system was 16,57% and PSC system was 15,8% on 55%:45% profit split. The present of tax holiday incentive for 5 years using 55%:45% profit split on medium decline rate wells results IRR 14,04% and $720 million for Government of Indonesia during 20 year production lifetime.

Abstrak :
ABSTRAK
Selisih antara jumlah pasokan dan kebutuhan gas bumi di Indonesia yang semakin meningkat setiap tahunnya diakibatkan jumlah pasokan gas bumi semakin menurun dan kebutuhan akan gas bumi yang semakin meningkat serta kurangnya penemuan cadangan gas terbaru. Hal ini mendorong pemerintah Indonesia untuk mengembangkan sumber daya gas lainnya seperti shale gas sehingga dapat diproduksi secara komersial. Potensi shale gas Indonesia diperkirakan mencapai 574 TCF yang tersebar di Sumatera, Kalimantan, Jawa dan Papua. Formasi Meliat yang berada di Cekungan Tarakan memiliki sumber daya shale gas yang bisa dihasilkan secara teknis sebesar 3.8 TCF dari gas-in-place resiko sebesar 25.1 TCF. Tujuan penelitian ini mengkaji skema kontrak gross split terhadap aspek keekonomian dari pengembangan lapangan shale gas di Formasi Meliat, Cekungan Tarakan. Skenario dasar dalam penelitian ini yaitu membuat tiga profil laju alir yang dikembangkan dengan menggunakan kurva penurunan hiperbolik Arps, antara lain profil produksi rendah dengan laju alir awal (qi) sebesar 50 mmcf/mo, profil produksi sedang qi=125 mmcf/mo dan profil produksi tinggi qi=200 mmcf/mo. Amerika Serikat dan lapangan migas terdekat menjadi benchmarking dalam membuat biaya investasi pengembangan lapangan shale gas di Cekungan Tarakan. Pada kondisi analisis kontrak gross split memiliki NPV>0, IRR>10% pada profil produksi sedang dan tinggi. Analisis sensitivitas dilakukan pada profil produksi, biaya pengeboran dan harga gas. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor yang lebih berpengaruh terhadap peningkatan NPV dalam kontrak gross split adalah profil produksi. NPV positif dicapai ketika gas bumi dijual pada $9.24/MMBTU pada profil produksi sedang dan $6.43/MMBTU pada profil produksi tinggi.

---

ABSTRACT
The difference between the amount of supply and demand of natural gas in Indonesia is increasing each year year due to the decreasing natural gas supply with increasing demand and the lack of discovery of the latest gas reserves. This encourages the Indonesian government to develop other gas resources such as shale gas so that it can be produced commercially. Shale gas potential in Indonesia was predicted reached 574 TCF which spread in Sumatra, Kalimantan, Java and Papua. Meliat Formation, located in Tarakan Basin has shale gas potential in which 3.8 TCF is technically recoverable with 25.1 TCF risked gas in place. The purpose of this study is to examine the gross split contract scheme on technoeconomic aspect of shale gas field development in Meliat Formation in Tarakan Basin. The basic scenario in this research is to create three flow rate profiles developed using the Arps hyperbolic decline curves, consist a low production profile with initial production (qi) of 50 mmcf / mo, medium production profile qi = 125 mmcf / mo and high production profile qi = 200 mmcf / mo. The The United States and the nearest oil and gas field in Tarakan Basin have become a benchmark in making investment costs for the development of this shale gas field. In the analysis condition, gross split contracts have NPV> 0, IRR> 10% on medium and high production profiles. Sensitivity analysis is carried out on the production profile, drilling costs and wellhead gas price. The analysis shows that the factor that has more affected on the increase in NPV in gross split contract is the production profile. A positive NPV is reached when gas price is $ 9.24 / MMBTU at medium production profile and $ 6.43 / MMBTU at high production profile.

Abstrak :
Lumpur berbasis air rendah padatan dan tahan temperatur tinggi bagi pemboran di formasi serpih

Abstrak :
Shale hidrokarbon masih menjadi salah satu topik hangat dalam industri perminyakan. Indonesia memiliki potensi shale gas yang cukup besar yaitu sekitar 574 TCF. Pemerintah bersama investor sedang memulai pengusahaan shale hidrokarbon. Parameter-parameter geokimia dan geomekanik merupakan aspek penting dalam eksplorasi potensi shale hidrokarbon dan memberikan informasi penting dalam rangka optimasi produksi. Namun demikian, masih cukup terbatas penelitian-penelitian terkait hubungan parameter-parameter petrofisik untuk shale hidrokarbon. Area penelitian berada pada bagian tepi selatan cekungan Sumatera Utara. Formasi Baong dipercaya sebagai target pengusahaan shale hidrokarbon dengan dominan litologi adalah shale. Formasi Baong berada pada kisaran kedalaman 1.465 ndash;3.224 m dengan mudstone tebal, didominasi oleh calcareous shale berwarna abu-abu coklat hingga hitam yang kaya foraminifera, mengindikasikan pengendapan pada lingkungan laut. Umur Formasi Baong bervariasi dari Miocen Bawah hingga Miocen Tengah dan secara vertikal dapat diklasifikasikan menjadi 3 unit, yaitu : Baong Bagian Atas, Baong Bagian Tengah dan Baong Bagian Bawah yang didominasi oleh shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi potesni shale hidrokarbon dengan menganalisa Total Organic Carbon TOC , Brittleness Index BI , Hydrogen Index HI dan parameter-parameter kematangan. Berbagai metode dilakukan untuk menganalisa beberapa parameter tersebut, diantaranya dengan geokimia, mineralogi, petrofisik, cross plotting, dan interpretasi seismik. Hasil analisa Rock-Eval dan petrografi menunjukkan bahwa TOC bervariasi antara 0,1 ndash;2,3 , vitrinite reflectance Ro berkisar 0,4 ndash;0,9, HI bervariasi antara 31 ndash;171 dan temperatur maksimum Tmax berkisar antara 432 ndash;461oC. TOC menunjukkan kategori cukup hingga baik. Crossplot antara HI dan Tmax pada diagram van Krevelen menunjukkan dominasi kerogen tipe II dan III. Kerogen dapat diklasifikasikan sebagai early mature hingga mature. BI pada shale termasuk pada kategori less brittle hingga brittle. Area prospektif untuk pengembangan shale hidrokarbon yaitu pada sekuen MFS-2, MFS-3, SB-2 dan SB-3 dengan potensi berupa shale oil.

---

Shale hydrocarbon remains one of the hot topics in the petroleum industry. Indonesia has a great potential shale gas resource 574 TCF , and both government and oil companies have promoted the development of shale gas. Geochemical and geomechanical parameters are important aspects for exploring new shale gas play, and it provides significant information to optimize production plan and stimulation design. However, there is limited research on correlations inter petrophysical parameters for shale hydrocarbon reservoirs. The study area is located on the southeast border of the North Sumatra Basin. Lower Baong Formation shales are believed to be favorable shale gas targets with a dominant shale lithology. The Baong Formation occurs at depths from 1.465 ndash 3.224 m in the study area with the thick mudstone, dominated by gray, brown to black calcareous shale rich in foraminifera, indicating a marine environment. The Baong Formation age varies from the Lower Miocene to Middle Miocene can split into three vertical units the Upper Baong, Middle Baong, and the dominantly shale Lower Baong. This research is aimed to characterize and identify shale hydrocarbon by examining the Total Organic Carbon TOC , Brittleness Index BI , Hydrogen Index HI and maturity parameters. Various methods were used to analyze these parameters, including geochemistry, mineralogy, petrophysics, cross plotting, and seismic interpretation. Our analysis on Rock Eval and petrographic data shows that TOC varies between 0.1 ndash 2.3 , vitrinite reflectance of 0.4 ndash 0.9 , HI varies from 31 ndash 171, and maximum temperature Tmax from 432 ndash 461oC. TOC resulted in a poor to good category. A cross plot of the HI and Tmax in the van Krevelen diagram revealed the dominant kerogen types as II and III. The kerogen can be considered as early mature to mature. The BI of the shale formation of the research area is categorized in less brittle to brittle. The prospective areas for the development of shale hydrocarbon are the sequences of MFS 2, MFS 3, SB 2 and SB 3 with the potential of shale oil.

Abstrak :
ABSTRAK
Indonesia memiliki cadangan gas non konvensional berupa shale gas yang cukup besar yaitu sebesar 574 Tcf (hypothetical resources), yang belum diexplorasi hingga saat ini. Potensi shale gas ini perlu untuk segera dimanfaatkan untuk memenuhi kebutuhan gas dalam negeri yang diperkirakan akan meningkat dengan pesat di masa akan datang. Data-data biaya CAPEX dan OPEX akan diambil dari contoh pengembangan shale gas di Marcellus basin sebagai benchmark. Profil produksi gas diestimasi dengan menggunakan model persamaan exponensial menurun. Dari hasil analisa keekonomian diketahui bahwa pengembangan shale gas di Sumatera Selatan akan potensial menguntungkan secara komersial apabila sales gas dijual pada harga awal 10 USD/MMBTU, FTP (first trance petroleum) sebesar 0% dan profil produksi sedang atau tinggi. Sedangkan bila sales gas dijual dengan harga awal 6 USD/MMBTU akan kurang menguntungkan bahkan pada profil produksi tinggi sekalipun. Hasil analisa sensitivitas menunjukkan bahwa perubahan besaran harga gas dan produksi gas memberikan pengaruh positif terhadap IRR dan BEP, sedangkan perubahan besaran CAPEX memberikan pengaruh sebaliknya. Perubahan besaran harga gas memberikan pengaruh yang lebih besar baik terhadap IRR maupun BEP dibandingkan perubahan produksi gas. Pemberian insentif berupa penetapan FTP sebesar 0% (dibandingkan dengan kondisi normal FTP sebesar 20%) memberikan pengaruh yang relatif kecil terhadap IRR dan BEP. Apabila gas dijual pada harga awal 10 USD/MMBTU dan FTP sebesar 0%, maka pada recovery factor sebesar 10% dari potensi kandungan shale gas di Sumatera Selatan, dapat diperoleh potensi pemasukan buat pemerintah Indonesia sebesar 352 trilyun rupiah.

---

ABSTRACT
Indonesia has hypothetical resources of unconventional shale gas about 574 tcf that has not been explored yet. The potential of shale gas resources should be utilized to fulfill the fast growing demand of natural gas expected in the future. CAPEX and OPEX cost will be adopted from example of shale gas development of Marcellus shale as a benchmark. Gas production profile will be estimated by using declining exponential model of equation. The economic analysis result shows that shale gas development in South Sumatera will be feasible if initial price of sales gas is 10 USD/MMBTU, FTP is 0% and gas production profile is medium or high type. On the other hand if initial sales gas price is at 6 USD/MMBTU then it will not be feasible even at high production profile. Sensitivity analysis result shows that sales gas price and production profile will give positive impact to IRR and BEP. In contrary, CAPEX will give negative impact. Sales gas price will give higher impact than gas production. Government incentive like FTP at 0% (instead of 20% at normal condition) will give insignificant impact to IRR and BEP. In case sales gas is at 10 USD/MMBTU and FTP at 0%, with recovery factor of 10% from hypothetical shale gas resources in South Sumatera, it is estimated that the potential income to Indonesian Government is about 352 trillion rupiah.

Abstrak :
ABSTRAK
Jumlah pasokan dan kebutuhan gas bumi di Indonesia masih dalam kondisi defisit yang diakibatkan jumlah pasokan gas bumi semakin menurun dan kebutuhan akan gas bumi yang semakin meningkat setiap tahunnya. Namun, defisit antara pasokan dan kebutuhan dapat diperkecil seiring penemuan cadangan gas bumi konvensional yang baru atau dengan mengembangkan lapangan gas nonkonvensional seperti shale gas. Potensi shale gas Indonesia diperkirakan mencapai 574 TCF yang tersebar di Sumatera, Kalimantan, Jawa dan Papua. Formasi Naintupo yang berada di Cekungan Tarakan memiliki sumber daya shale gas yang bisa dihasilkan secara teknis sebesar 5 TCF dari gas-in-place resiko sebesar 35 TCF. Penelitian ini akan membahas mengenai aspek teknoekonomi dari pengembangan lapangan shale gas di Formasi Naintupo, Cekungan Tarakan dengan menggunakan skema Kontrak Bagi Hasil (Production Sharing Contract) dan skema kontrak gross split.

Tiga profil laju alir akan dikembangkan dengan menggunakan kurva penurunan hiperbolik Arps, yaitu profil produksi rendah dengan laju alir awal (qi) sebesar 150 mmcf/mo, profil produksi sedang (qi=250 mmcf/mo) dan profil produksi tinggi (qi=350 mmcf/mo) . Perkiraaan biaya investasi berdasarkan benchmarking biaya pengembangan lapangan shale gas di Amerika Serikat dan pengembangan lapangan migas di Cekungan Tarakan. Pada kondisi analisis kontrak bagi hasil dan kontrak gross split memiliki NPV>0, IRR>10% pada profil produksi sedang dan tinggi. Bagi kontraktor, kontrak bagi hasil akan lebih menguntungkan pada profil produksi rendah dan kontrak gross split lebih menguntungkan pada profil produksi tinggi. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa faktor yang lebih berpengaruh terhadap peningkatan NPV dalam kontrak bagi hasil adalah harga gas dan dalam kontrak gross split adalah profil produksi. Untuk mendapatkan nilai NPV yang positif pada Kontrak Bagi Hasil, gas bumi harus dijual pada harga $12,05/MMBTU pada profil produksi rendah, $7,88/MMBTU pada profil produksi sedang dan $6,03 pada profil laju alir tinggi. Pada kontrak gross split, NPV yang positif dicapai ketika gas bumi dijual pada $8,42/MMBTU pada profil produksi sedang dan $6,52/MMBTU pada profil produksi tinggi.

---

ABSTRACT
The amount of supply and demand of natural gas in Indonesia is still in deficit condition due to the decreasing supply with increasing demand each year. This deficit of supply and demand could be minimized by new reserve discovery of conventional natural gas or by developing unconventional gas field like shale gas. Shale gas potential in Indonesia was predicted reached 574 TCF which spread in Sumatra, Kalimantan, Java and Papua. Naintupo Formation, located in Tarakan Basin has shale gas potential in which 5 TCF is technically recoverable with 35 TCF risked gas in place. This study will discuss technoeconomic aspect of shale gas field development in Naintupo Formation in Tarakan Basin by using production sharing contract scheme and gross split contract scheme.

Three flow profiles would be developed by using Arps hyperbolic decline curves, consist of low production profile with initial production (qi) of 150 mmcf/mo, medium production profile (qi = 250 mmcf/mo) and high production profile (qi = 350 mmcf/mo). Costs estimation were based on benchmarking cost of developed shale gas field in United States and nearby oil/gas field development in Tarakan Basin. On the base case, production sharing contract and gross split contract gave NPV>0, IRR>10% on middle and high production profile. For contractor, production sharing contract was more profitable in low production profile and gross split contract was more profitable on high production profile. Sensitivity analysis showed that the NPV increase was more affected by gas price in production sharing contract and production profile was more influential in gross split contract. To develop positive NPV in production sharing contract, gas price should be $12.05/MMBTU in low production profile, $7.88/MMBTU in middle production profile and $6.03 in high production profile. In gross split contract, positive NPV was reached when gas price was $8.42/MMBTU in middle production profile and $6.52/MMBTU in high production profile.

Abstrak :
Oil Shale merupakan salah satu bahan bakar non konvensional berbentuk sedimen batuan halus, yang dapat menjadi sumber energi alternatif. Dalam proses retorting, Oil Shale dapat dikonversi menjadi shale oil dan shale gas. Sebelumnya, terdapat beberapa penelitian yang membahas potensi shale gas untuk memproduksi gas hidrogen. Pada penelitian ini, dilakukan pemodelan sistem menggunakan Aspen Plus untuk mengetahui potensi pemanfaatan keseluruhan shale oil beserta shale gas hasil dari retorting untuk memproduksi hidrogen menggunakan teknologi chemical looping. Selain itu, penelitian ini bertujuan untuk mengetahui efisiensi energi dari sistem apabila meneruskan tahapan produksi hidrogen hingga ke tahap produksi ammonia untuk penyimpanan. Berdasarkan hasil simulasi, produk retorting dari 0,126 kg/s bahan baku oil shale komposisi New Albany, yaitu 0,0063 kg/s shale oil dan 0,0024 kg/s shale gas, dapat memproduksi hidrogen sebanyak 0,0037 kg/s. Hidrogen ini dapat dikonversi menjadi ammonia sebanyak 0,012 kg/s dengan sisa hidrogen sebanyak 0,00089kg/s. Berdasarkan analisis energi, didapatkan efisiensi dari keseluruhan proses oil shale retorting hingga produksi ammonia adalah sebesar 55%. ......Oil shale is one of the non-conventional fuel in the form of fine rock sediments, which can be utilized as an alternative energy resource. In the retorting process, Oil Shale is converted into shale oil and shale gas. Previously, there were several studies that discussed the potential utilization of the shale gas product to produce hydrogen gas. In this study, a simulation was carried out using Aspen Plus to determine the potential of using both shale oil and shale gas products from the retorting process, to produce hydrogen using a chemical looping system. In addition, this study is aimed at analysing the energy efficiency of the system with the additional process of converting hydrogen into ammonia for storage. Based on the simulation results, the retorting product from 0,126 kg/s of oil shale, respectively 0,0063 kg/s and 0,024 kg/s of shale oil and shale gas, could produce 0,0031 kg/s of hydrogen. This amount of hydrogen could be converted into 0,012 kg/s of ammonia, with a remaining hydrogen product of 0,00089 kg/s. Based on the energy analysis, the efficiency of the entire system from the oil shale retorting process up to the ammonia production is 55%.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Penelitian ini melakukan identifikasi lapisan shale gas menggunakan Inversi Impedansi Akustik dan Dekomposisi Spektral. Penelitian dilakukan di Lapangan "AP", Cekungan Barito dan formasi target yaitu Formasi Tanjung. Nilai Total Organic Carbon (TOC) ditentukan dengan menggunakan Passey's Number dan data geokimia. Selanjutnya, zona shale gas ditentukan dengan mengorelasikan Log Gamma-ray dengan Log Densitas, Sonic, NPHI, dan Resistivitas pada dua sumur. Hasil korelasi menunjukkan terdapat zona shale gas pada masing-masing sumur, yaitu dikedalaman 7130-7370 ft (Sumur A-1) dan 3100-3280 ft (Sumur P-1). Zona shale gas Sumur A-1 dan Sumur P-1 memiliki TOC rata-rata 5.4 wt% dan 2.8 wt%. Hasil tersebut didukung oleh hasil inversi impedansi akustik (AI) yang menujukkan nilai impedansi rendah untuk zona shale gas antara 5000-8000 m/s*g/cc (Line A-1), dan 7200-8900 m/s*g/cc (Line P-1). Selain itu, hasil tersebut juga didukung oleh hasil dekomposisi spektral yang menunjukkan anomali Continuous Wavelet Transform (CWT) tinggi pada frekuensi 18 Hz (untuk Line A-1) dan 20 Hz (untuk Line P-1). Analisis terintegrasi antara data seismik, hasil inversi AI dan CWT menunjukkan terdapat daerah potensial shale gas pada punggungan antilkin di Line A-1 dan Line P-1.

---

This study identify shale gas layer using acoustic impedance (AI) and spectral decomposition. The object of this study is Field ‘AP’, Barito Basin, and the formation target is Tanjung Formation. Total Organic Carbon (TOC) values was determined using Passey’s Number and geochemical data. Furthermore, shale gas zone was determined by correlating Gamma-ray log with Density, Sonic, NPHI and Resistivity log in two wells. Correlation result showed there are a shale gas zone in each well, which is at 7130-7370 ft (Well A-1) and 3100-3280 ft (Well P-1). Shale gas zone Well A-1 and P-1 has average TOC of 5.4 wt% and 2.8 wt%. These results are supported by calculation of AI inversion, which showed a low impedance values for shale gas zone between 5000-8000 m/s*gr/cc (Line A-1) and 7200-8900 m/s*gr/cc (Line P-1). Besides, spectral decomposition also showed high CWT anomaly at 18 Hz (Line A-1) and 20 Hz (Line P-1). Integrated analysis of seismic data, AI, and CWT indicates there are potentials area of shale gas on the anticline ridge on Line A-1 and Line P-1.

Abstrak :
A detailed combined geological and geophysical study in North Sumatra basin has shown that prospective formations for shale play containing gas sweet spots are found to be shales from Bampo, Belumai, and Baong Formations. Bampo Formations Exhibits low shale gas potential with very low to medium in organic material contents, maturity index of immature to mature, and moderate brittleness. Rocks within the formation tent to be reactive to highly reactive to water, with a moderate degree of swelling capacity. Porosity varies within 5.8-7.4% with permeability raging from 0.37 to 3.2 mD. Sweet spots in the formation found around Basilam-l and Securai-l wells occupy about 21% of the formation. On the other hand, Belumai Formation shows moderate to good shale gas potential, with low to high organic material contents, immature to mature levels of maturity, and moderately brittle to brittle. Sweet spots areas in the formation fpund around the two wells are about 29% of the formation. For Baong Formation, analysis reveals moderate to good shale gas potential, with low to medium contents of organic material, immature to mature in maturity index, moderately brittle to brittle in brittleness, and tendency of being reactive to highly reactive to water but with low degree of swelling capacity. Sweet spots in the formation found around two wells occupies are roughly 11% of the total formation volume in the area. Basin modeling leading to gas resources estimation for Baong, Belumai, and Bampo Formations has led to estimated volumes of 6, 379 TCF, 16, 994 TCF, and 25,024 TCF, respectively, with a total amount of 48, 397 TCF. The resources figures are speculative in nature and do not incorporate any certainty and efficiency factors.