ANALISIS KARAKTERISTIK RESERVOIR FORMASI MENGGALA BAGIAN ATAS UNTUK PENGEMBANGAN LANJUT LAPANGAN BEKASAP
TESIS Karya tulis sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Magister dari Institut Teknologi Bandung
Oleh
YUNI BUDI PRAMUDYO NIM : 22005018 Program Studi Magister Teknik Geologi Opsi Geologi Migas
INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2007
ANALISIS KARAKTERISTIK RESERVOIR FORMASI MENGGALA BAGIAN ATAS UNTUK PENGEMBANGAN LANJUT LAPANGAN BEKASAP
Oleh
Yuni Budi Pramudyo NIM : 22005018
Program Studi Magister Teknik Geologi Opsi Geologi Migas Institut Teknologi Bandung
Menyetujui Tim Pembimbing
Tanggal : 3 Juli 2007
Ketua
(Dr. Dardji Noeradi)
Anggota
(Prof. Dr. R.P. Koesoemadinata)
Anggota
(Prof . Dr. Ir. Yahdi Zaim)
ABSTRAK ANALISIS KARAKTERISTIK RESERVOIR FORMASI MENGGALA BAGIAN ATAS UNTUK PENGEMBANGAN LANJUT LAPANGAN BEKASAP Oleh:
YUNI BUDI PRAMUDYO NIM : 22005018
Lapangan Bekasap merupakan salah satu lapangan minyak yang terletak di cekungan Sumatera Tengah. Lapangan Bekasap memiliki ukuran panjang sekitar 5 kilometer dan lebar 5 kilometer. Lapangan Bekasap ditemukan pada Juni 1955 dan mulai berproduksi pada September 1957. Reservoir produktif pada lapangan minyak Bekasap merupakan penyusun dari 4 formasi yaitu Formasi Pematang, Formasi Menggala, Formasi Bangko dan Formasi Bekasap. Setelah beberapa puluh tahun berproduksi, sebagian besar reservoir utama mengalami penurunan tekanan reservoir, sehingga produksi minyak mengalami penurunan. Teknik injeksi air sekeliling (peripheral waterflood) telah dilakukan sejak Juli 1997 untuk menaikkan tekanan reservoir dan menaikkan laju produksi. Injeksi air sekeliling telah memberikan pengaruh positif yaitu dengan meningkatnya produksi minyak di lapangan tersebut. Seiring dengan meningkatnya laju produksi dan terkurasnya reservoir berkualitas baik, maka potensi sisa minyak sisa berada pada reservoir yang memiliki kualitas rendah. Sehingga pemahaman terhadap geometri reservoir dan sebaran kualitas batuan menjadi penting untuk mengetahui posisi sisa minyak dan mengoptimisasi injeksi air sekeliling. Batupasir 2420 Formasi Menggala bagian atas menjadi salah satu objek penelitian yang menarik karena memiliki kualitas batuan yang relatif rendah, sehingga faktor pengurasan masih rendah. Data yang digunakan untuk penelitian mencakup 48 sumur yang memiliki log sumur sinar gamma, log resistivitas, log densitas dan tiga diantaranya memiliki batuan inti bor serta data 3D seismik. Aspek penelitian meliputi deskripsi dan analisis batuan inti bor, fasies interpretasi, korelasi, analisis atribut seismik, pemetaan fasies, kualitas reservoir dan strategi pengembangan lapangan. Langkah yang dilakukan adalah deskripsi batuan inti bor untuk mengetahui asosiasi litofasies. Selanjutnya dibuat kalibrasi antara batuan inti bor dan log sumur yang dijadikan model untuk melakukan interpretasi asosiasi fasies menggunakan data log sumur. Data atribut seismik dekomposisi spektral digunakan sebagai data pendukung untuk mengetahui penyebaran fasies secara lateral dan berkaitan dengan ketebalan reservoir. Pemetaan terhadap ketebalan fasies dilakukan untuk mengetahui geometri dan sebaran fasies. Pemetaan
1
terhadap nilai porositas dan permabilitas dilakukan dengan menggunakan simulasi dengan 2 realisasi. Dari hasil penelitian diinterpretasikan terdapat 5 asosiasi litofasies yaitu tidal fluvial channel, tidal channel, tidal prograding bar, mud flat dan transgressive lag. Dari 5 asosiasi fasies, yang merupakan reservoir adalah tidal fluvial channel, tidal channel dan tidal prograding bar. Lingkungan pengendapan dari asosiasi fasies tersebut adalah tide dominated estuaries. Hasil korelasi didapatkan 2 interval yaitu interval R dan dan S yang menunjukkan interval kesamaan waktu. Pola sebaran fasies tidal fluvial channel adalah berarah baratlaut-tenggara yang semakin menebal ke arah barat laut. Fasies tidal channel yang merupakan fasies yang diendapkan diatas tidal fluvial channel memiliki orientasi baratlaut-tenggara yang semakin menebal ke arah tenggara dan selatan. Demikian juga dengan fasies tidal prograding bar yang memiliki orientasi kelurusan berarah baratlaut-tenggara dan semakin menipis ke arah tenggara. Atribut sesimik dekomposisi spektral pada frekuensi 12 herzt menunjukkan nilai amplitudo yang berpola channel dan estuaries yang menunjukkan pola yang sama dengan pola sebaran asosiasi fasies. Pemetaan terhadap nilai porositas dan permeabilitas pada masing-masing interval menunjukkan pola yang sama dengan pola sebaran fasies pada masing-masing interval. Dapat disimpulkan bahwa pola sebaran nilai porositas dan permeabilitas dikontrol oleh proporsi asosiasi fasies yang ada pada interval. Peta porositas dapat dijadikan acuan untuk mengatur strategi pengembangan lapangan bekasap dan optimisasi injeksi air sekeliling. Berdasarkan atribut seismik yang terbukti berhubungan erat dengan peta keteban fasies, maka peluang pengeboran sumur step out terdapat pada bagian utara dengan sebaran fasies channel dan bagian selatan dengan pola sebaran tidal sand bar. Untuk strategi injeksi air sekeliling direkomendasikan untuk tidak melakukan injeksi di bagian timur lapangan, karena memiliki sebaran nilai permeabilitas dan porositas yang relatif jelek. Strategi masing-masing interval akan berbeda tergantung pola sebaran nilai permeabilitas dan porositas, posisi sumur injeksi dan struktur geologi pada lapangan Bekasap.
2
ABSTRACT RESERVOIR CHARACTERIZATION ANALYSIS OF UPPER MENGGALA FORMATION FOR FURTHER DEVELOPMENT OF BEKASAP FIELD By:
YUNI BUDI PRAMUDYO NIM : 22005018
Bekasap field is one of oil fields that is located in Central Sumatera Basin. The dimension of Bekasap field is about 5 km long and 5 km wide. Bekasap field was discovered in June 1955 and starting to produce oil since September 1957. The productive reservoirs of Bekasap field are part of 4 formations, which are Pematang Formation, Menggala Formation, Bangko Formation and Bekasap Formation. After producing for many years, the pressure of the main reservoir was getting low, then influencing the production peformance. Peripheral waterflood has been implementing since July 1997 to increase reservoir pressure and oil production. Peripheral waterflood was proved to provide positive impact that indicated by increasing pressure and oil production. The recovery factor of good reservoir was getting higher and the remaining oil mostly located at the low quality reservoir. The understanding of reservoir geometri and the distribution of reservoir quality is critical to find the remaining oil. The upper Menggala Formation 2420 sand is become interesting because it has low quality reservoir and low recovery factor. The data used to do the research are 48 wells that having sinar gamma, resistivity and density log including 3 core wells, and 3D seismic data. The scope of the research are the core description, facies interpretation, correlation, seismic attibute analysis, mapping of fasies and reservoir properties and the strategies of field development. The first step is description of core data to interpret facies association. The core to log calibration is the next step to create core log model. This model will be used to do facies interpretation using log data in the well without core data. Seismic attribute spectral decomposition is used as supporting data to interpret facies laterally. The next step is facies mapping to determine facies geometri and lateral distribution. Then continueing by porosity and permeability mapping using sequencial gaussian simulation with 2 realizations. The results are 5 facies association tidal fluvial channel, tidal channel, mud flat, tidal prograding bar and transgressive lag. The depositional environment in the reasearch area is tide dominated estuaries. Tidal fluvial channel has northwest southeast trending and become thicker to the northwest. Tidal channel has the
3
similar trend northwest southeast. Tidal prograding bar has northwest-southeast trending as well and become thinner to the southeast. Seismic attribute spectral decomposition at 12 hertz shows channel and estuarine bar pattern. The distribution of the facies and seismic attribute is in match at the planview. The result of the simulation mapping of reservoir properties show the same trending for each mapping interval. it can be cloncluded that the porosity and permability values distribution are controlled by the distribution of facies proportion. Average porosity and permeability simulation map can be used as reference to generate the strategies of field development of Bekasap field and waterflood optimization.The seismic attribute spectral decomposition is proved having good relationship with the facies thickness map, the the new step out well opportunity can be proposed in th northern and southern area of Bekasap field. It recommend not to inject water in the eastern part of bekasap field because it has low porosity and permeability values. The strategies of each interval will vary depend on the distribution of porosity and permeability values, injection wells location and the striuctural geologi of Bekasap field.
4
ABSTRAK ANALISIS KARAKTERISTIK RESERVOIR FORMASI MENGGALA BAGIAN ATAS UNTUK PENGEMBANGAN LANJUT LAPANGAN BEKASAP Oleh:
YUNI BUDI PRAMUDYO NIM : 22005018
Lapangan Bekasap merupakan salah satu lapangan minyak yang terletak di cekungan Sumatera Tengah. Lapangan Bekasap memiliki ukuran panjang sekitar 5 kilometer dan lebar 5 kilometer. Lapangan Bekasap ditemukan pada Juni 1955 dan mulai berproduksi pada September 1957. Reservoir produktif pada lapangan minyak Bekasap merupakan penyusun dari 4 formasi yaitu Formasi Pematang, Formasi Menggala, Formasi Bangko dan Formasi Bekasap. Setelah beberapa puluh tahun berproduksi, sebagian besar reservoir utama mengalami penurunan tekanan reservoir, sehingga produksi minyak mengalami penurunan. Teknik injeksi air sekeliling (peripheral waterflood) telah dilakukan sejak Juli 1997 untuk menaikkan tekanan reservoir dan menaikkan laju produksi. Injeksi air sekeliling telah memberikan pengaruh positif yaitu dengan meningkatnya produksi minyak di lapangan tersebut. Seiring dengan meningkatnya laju produksi dan terkurasnya reservoir berkualitas baik, maka potensi sisa minyak sisa berada pada reservoir yang memiliki kualitas rendah. Sehingga pemahaman terhadap geometri reservoir dan sebaran kualitas batuan menjadi penting untuk mengetahui posisi sisa minyak dan mengoptimisasi injeksi air sekeliling. Batupasir 2420 Formasi Menggala bagian atas menjadi salah satu objek penelitian yang menarik karena memiliki kualitas batuan yang relatif rendah, sehingga faktor pengurasan masih rendah. Data yang digunakan untuk penelitian mencakup 48 sumur yang memiliki log sumur sinar gamma, log resistivitas, log densitas dan tiga diantaranya memiliki batuan inti bor serta data 3D seismik. Aspek penelitian meliputi deskripsi dan analisis batuan inti bor, fasies interpretasi, korelasi, analisis atribut seismik, pemetaan fasies, kualitas reservoir dan strategi pengembangan lapangan. Langkah yang dilakukan adalah deskripsi batuan inti bor untuk mengetahui asosiasi litofasies. Selanjutnya dibuat kalibrasi antara batuan inti bor dan log sumur yang dijadikan model untuk melakukan interpretasi asosiasi fasies menggunakan data log sumur. Data atribut seismik dekomposisi spektral digunakan sebagai data pendukung untuk mengetahui penyebaran fasies secara lateral dan berkaitan dengan ketebalan reservoir. Pemetaan terhadap ketebalan fasies dilakukan untuk mengetahui geometri dan sebaran fasies. Pemetaan
i
terhadap nilai porositas dan permabilitas dilakukan dengan menggunakan simulasi dengan 2 realisasi. Dari hasil penelitian diinterpretasikan terdapat 5 asosiasi litofasies yaitu tidal fluvial channel, tidal channel, tidal prograding bar, mud flat dan transgressive lag. Dari 5 asosiasi fasies, yang merupakan reservoir adalah tidal fluvial channel, tidal channel dan tidal prograding bar. Lingkungan pengendapan dari asosiasi fasies tersebut adalah tide dominated estuaries. Hasil korelasi didapatkan 2 interval yaitu interval R dan dan S yang menunjukkan interval kesamaan waktu. Pola sebaran fasies tidal fluvial channel adalah berarah baratlaut-tenggara yang semakin menebal ke arah barat laut. Fasies tidal channel yang merupakan fasies yang diendapkan diatas tidal fluvial channel memiliki orientasi baratlaut-tenggara yang semakin menebal ke arah tenggara dan selatan. Demikian juga dengan fasies tidal prograding bar yang memiliki orientasi kelurusan berarah baratlaut-tenggara dan semakin menipis ke arah tenggara. Atribut sesimik dekomposisi spektral pada frekuensi 12 herzt menunjukkan nilai amplitudo yang berpola channel dan estuaries yang menunjukkan pola yang sama dengan pola sebaran asosiasi fasies. Pemetaan terhadap nilai porositas dan permeabilitas pada masing-masing interval menunjukkan pola yang sama dengan pola sebaran fasies pada masing-masing interval. Dapat disimpulkan bahwa pola sebaran nilai porositas dan permeabilitas dikontrol oleh proporsi asosiasi fasies yang ada pada interval. Peta porositas dapat dijadikan acuan untuk mengatur strategi pengembangan lapangan bekasap dan optimisasi injeksi air sekeliling. Berdasarkan atribut seismik yang terbukti berhubungan erat dengan peta keteban fasies, maka peluang pengeboran sumur step out terdapat pada bagian utara dengan sebaran fasies channel dan bagian selatan dengan pola sebaran tidal sand bar. Untuk strategi injeksi air sekeliling direkomendasikan untuk tidak melakukan injeksi di bagian timur lapangan, karena memiliki sebaran nilai permeabilitas dan porositas yang relatif jelek. Strategi masing-masing interval akan berbeda tergantung pola sebaran nilai permeabilitas dan porositas, posisi sumur injeksi dan struktur geologi pada lapangan Bekasap.
ii
ABSTRACT RESERVOIR CHARACTERIZATION ANALYSIS OF UPPER MENGGALA FORMATION FOR FURTHER DEVELOPMENT OF BEKASAP FIELD By:
YUNI BUDI PRAMUDYO NIM : 22005018
Bekasap field is one of oil fields that is located in Central Sumatera Basin. The dimension of Bekasap field is about 5 km long and 5 km wide. Bekasap field was discovered in June 1955 and starting to produce oil since September 1957. The productive reservoirs of Bekasap field are part of 4 formations, which are Pematang Formation, Menggala Formation, Bangko Formation and Bekasap Formation. After producing for many years, the pressure of the main reservoir was getting low, then influencing the production peformance. Peripheral waterflood has been implementing since July 1997 to increase reservoir pressure and oil production. Peripheral waterflood was proved to provide positive impact that indicated by increasing pressure and oil production. The recovery factor of good reservoir was getting higher and the remaining oil mostly located at the low quality reservoir. The understanding of reservoir geometri and the distribution of reservoir quality is critical to find the remaining oil. The upper Menggala Formation 2420 sand is become interesting because it has low quality reservoir and low recovery factor. The data used to do the research are 48 wells that having sinar gamma, resistivity and density log including 3 core wells, and 3D seismic data. The scope of the research are the core description, facies interpretation, correlation, seismic attibute analysis, mapping of fasies and reservoir properties and the strategies of field development. The first step is description of core data to interpret facies association. The core to log calibration is the next step to create core log model. This model will be used to do facies interpretation using log data in the well without core data. Seismic attribute spectral decomposition is used as supporting data to interpret facies laterally. The next step is facies mapping to determine facies geometri and lateral distribution. Then continueing by porosity and permeability mapping using sequencial gaussian simulation with 2 realizations. The results are 5 facies association tidal fluvial channel, tidal channel, mud flat, tidal prograding bar and transgressive lag. The depositional environment in the reasearch area is tide dominated estuaries. Tidal fluvial channel has northwest southeast trending and become thicker to the northwest. Tidal channel has the
iii
similar trend northwest southeast. Tidal prograding bar has northwest-southeast trending as well and become thinner to the southeast. Seismic attribute spectral decomposition at 12 hertz shows channel and estuarine bar pattern. The distribution of the facies and seismic attribute is in match at the planview. The result of the simulation mapping of reservoir properties show the same trending for each mapping interval. it can be cloncluded that the porosity and permability values distribution are controlled by the distribution of facies proportion. Average porosity and permeability simulation map can be used as reference to generate the strategies of field development of Bekasap field and waterflood optimization.The seismic attribute spectral decomposition is proved having good relationship with the facies thickness map, the the new step out well opportunity can be proposed in th northern and southern area of Bekasap field. It recommend not to inject water in the eastern part of bekasap field because it has low porosity and permeability values. The strategies of each interval will vary depend on the distribution of porosity and permeability values, injection wells location and the striuctural geologi of Bekasap field.
iv
PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS
Tesis S2 yang tidak dipublikasikan terdaftar dan tersedia di Perpustakaan Institut Teknologi Bandung, dan terbuka untuk umum dengan ketentuan bahwa hak cipta ada pada pengarang dengan mengikuti aturan HaKI yang berlaku di Institut Teknologi Bandung. Referensi kepustakaan diperkenankan dicatat, tetapi pengutipan atau peringkasan hanya dapat dilakukan seizin pengarang dan harus disertai dengan kebiasaan ilmiah untuk menyebutkan sumbernya.
Memperbanyak atau menerbitkan sebagian atau seluruh tesis haruslah seizin Direktur Program Pascasarjana, Institut Teknologi Bandung.
v
KATA PENGANTAR
Alhamdulillaah, puji syukur penulis panjatkan kehadirat Allah SWT yang telah melimpahkan hidayah, taufiq, rahmat dan karunianya sehingga tesis ini bisa diselesaikan pada saatnya.
Ungkapan rasa terima kasih yang sebesar-besarnya dan setulusnya penulis sampaikan kepada Dr. Ir. Dardji Noeradi, Prof. Dr. R.P. Koesoemadinata, Prof. Dr. Ir Yahdi Zaim selaku pembimbing tesis serta seluruh staf dosen pengajar Program Studi Magister Teknik Geologi ITB-CPI 2005-2007. Ucapan terima kasih juga penulis sampaikan kepada rekan-rekan sekelas, Ir. Hendar SM, MT atas bantuan, diskusi dan masukan-masukannya. Terakhir ucapan terima kasih penulis sampaikan kepada managemen PT Chevron Pacific Indonesia yang telah memberikan kesempatan untuk mengikuti employee self development program. Alhamdulillaahirabbil ‘aalamiin. Bandung, 3 Juli 2007
vi
DAFTAR ISI
ABSTRAK .............................................................................................................. i ABSTRACT.......................................................................................................... iii PEDOMAN PENGGUNAAN TESIS ...................................................................v KATA PENGANTAR.......................................................................................... vi DAFTAR ISI........................................................................................................ vii DAFTAR GAMBAR............................................................................................ ix DAFTAR TABEL ................................................................................................ xi DAFTAR LAMPIRAN ....................................................................................... xii Bab I Pendahuluan ................................................................................................1 I.1 Latar Belakang................................................................................................1 I.2 Masalah Penelitian..........................................................................................2 I.3 Lokasi dan Objek Penelitian...........................................................................3 1.4 Aspek Penelitian ............................................................................................4 I.5 Peneliti Terdahulu...........................................................................................5 I.6 Maksud dan Tujuan ........................................................................................6 I.7 Asumsi dan Hipotesis .....................................................................................7 I.8 Metodologi Penelitian.....................................................................................8 I.9 Analisis dan Penafsiran...................................................................................9 Bab II Tinjauan Pustaka .....................................................................................11 II.1 Geologi Regional Cekungan Sumatera Tengah ..........................................11 II.2 Geologi Lapangan Bekasap.........................................................................19 Bab III Pengolahan dan Analisis Data...............................................................22 III.1 Deskripsi dan Analisis Batuan Inti Bor .....................................................22 III.2. Kalibrasi data batuan inti bor dan log sumur ............................................24 III.3 Korelasi dan analisa log sumur ..................................................................25 III.4 Atribut seismik...........................................................................................29 III.5 Pemetaan asosiasi fasies.............................................................................32 III.6 Evaluasi formasi.........................................................................................35 III.7 Pemetaan penyebaran properti ...................................................................37 III.8 Integrasi dan validasi data..........................................................................40
vii
Bab IV Pengembangan Lapangan......................................................................41 IV.1 Prospek Pengembangan Lapangan Bekasap..............................................41 IV.2 Optimisasi injeksi air sekeliling.................................................................44 Bab V Kesimpulan ...............................................................................................45 DAFTAR PUSTAKA...........................................................................................46
viii
DAFTAR GAMBAR Gambar I.1
Lokasi Penelitian...........................................................................3
Gambar I.2
Tipe log reservoir Batupasir 2420 Formasi Menggala bagian atas yang menjadi Objek penelitian .....................................................4
Gambar I.3
Korelasi stratigrafi peneliti terdahulu pada 3 sumur yang memiliki batuan inti bor, pada Formasi Menggala bagian atas ....7
Gambar I. 4
Diagram alir penelitian................................................................10
Gambar II.1
Kerangka
tektonik
regional
Cekungan
Sumatera
Tengah
(modifikasi dari Heidrick & Aulia, 1993).................................. 11 Gambar II.2
Kolom stratigrafi regional Cekungan Sumatera Tengah (Heidrick & Aulia, 1996 op. cit. Irene, 2006). ........................................... 14
Gambar II.3
Perkembangan tektonik selama Tersier pada Cekungan Sumatera Tengah (Yarmanto et al., 1997 op. cit. Irene, 2006). ................. 17
Gambar II.4
Kerangka Struktur Geologi Fase F2 dan F3 Cekungan Sumatera Tengah (Modifikasi dari Heidrik & Aulia, 1993 op. cit. Irene, 2006). ......................................................................................... 18
Gambar II.5
Peta struktur kedalaman Formasi Menggala, Lapangan Bekasap.. ................................................................................................... 21
Gambar III.1
Lokasi sumur batuan inti bor ..................................................... 23
Gambar III.2
Penampang Korelasi 83-73-100-91-35-36 melalui sumur batuan inti bor........................................................................................ 26
Gambar
III.3
Penampang korelasi
19-83-77-28-79-58-38-31yang berarah
baratdaya-timurlaut. ................................................................... 27 Gambar III.4
Penampang
Korelasi
61-82-42-19-73-100-91-35-65-72-10
berarah baratlaut-tenggara.......................................................... 28 Gambar III.5
Penampang seismik dengan ilustrasi top window bottom window ................................................................................................... 31
Gambar III.6
Seismik atribut dekomposisi pada frekuensi 12 Herzt............... 31
Gambar III.7
Peta ketebalan dan proporsi fasies tidal fluvial channel interval ST, menunjukkan bahwa distribusi fasies ini berarah baratlaut– tenggara...................................................................................... 33
ix
Gambar III.8
Peta ketebalan dan proporsi fasies tidal channel interval S-T, menunjukkan bahwa distribusi fasies ini relatif mengikuti distribusi Fasies tidal fluvial channel, dan semakin menebal dibagian utara............................................................................. 33
Gambar III.9
Peta ketebalan dan proporsi fasies tidal prograding bar interval R-S pola utama berarah baratlaut–tenggara dan semakin menipis pada bagian tenggara.................................................................. 34
Gambar III.10
Peta ketebalan dan proporsi fasies tidal fluvial channel interval R-S pola utama berarah baratlaut–tenggara dan semakin menipis pada bagian tenggara.................................................................. 35
Gambar III.11
Peta distribusi nilai porositas rata 2 realisasi pada interval R-S yang menunjukkan arah orientasi baratlaut-tenggara ................ 38
Gambar III.12
Peta distribusi nilai rata-rata porositas 2 realisasi pada interval ST yang menunjukkan arah orientasi baratlaut-tenggara............. 38
Gambar III.13
Peta distribusi nilai rata-rata permeabilitas 2 realisasi pada interval R-S yang menunjukkan arah orientasi baratlaut-tenggara ................................................................................................... 39
Gambar III.14
Peta distribusi nilai rata-rata pemeabilitas realisasi pada interval S-T yang menunjukkan arah orientasi baratlaut-tenggara ......... 39
Gambar III.15
Peta pie proporsi fasies pada interval S-T dengan latarbelakang atribut seismik dekomposisi spektral pada frekuensi 12 Hz. ..... 40
Gambar IV.1
Lokasi pengembangan sumur step out di lapangan Bekasap (warna hijau transparan)............................................................. 42
Gambar IV.2
Lokasi yang perlu dihindari untuk pengeboran sumur sisipan di lapangan Bekasap (warna merah transparan)............................. 43
Gambar IV. 3
Peta struktur dengan latar belakang peta sebaran nilai rata permeabilitas interval R dan S, serta rekomendasi strategi injeksi pada masing-2 interval. Warna merah jambu berarti dibuka, warna putih berarti ditutup (tidak diinjeksi) .............................. 44
x
DAFTAR TABEL Tabel I.1
Zonasi stratigrafi peneliti terdahulu (BATM USAKTI, 1999) ...........6
xi
DAFTAR LAMPIRAN
LAMPIRAN 1
Deskripsi batuan in bor sumur Bekasap 36
47
LAMPIRAN 2
Deskripsi batuan in bor sumur Bekasap 65
48
LAMPIRAN 3
Deskripsi batuan in bor sumur Bekasap 83
49
LAMPIRAN 4
Model fasies tide dominated estuaries (Dalrymple,1992)
LAMPIRAN 5
50
Penampang Korelasi 26-89-20-100-81-86-23-8566-18-59
51
LAMPIRAN 6
Penampang Korelasi 71-35-78-76-44-17-43-62
52
LAMPIRAN 7
Penampang Korelasi 10-36-22-51-49-48
53
LAMPIRAN 8
Penampang Korelasi 57-64-28-86-33-76-98-22
54
LAMPIRAN 9
Penampang Korelasi 67-58-75-85-37-44-56-51
55
LAMPIRAN 10
Penampang Korelasi 31-47-18-43-48
56
xii
