d pustaka - institut teknologi bandung · daftar pustaka anonym, (1998), duri field, ... west...
Post on 01-Jul-2018
221 Views
Preview:
TRANSCRIPT
89
Daftar Pustaka
Anonym, (1998), Duri Field, Lower Miocene Sihapas Group: Tide Influenced
Delta, Far East C& C Reservoir Evaluation Report, 28 p.
Allan, U.S., (1989), Model for hydrocarbon migration and entrapment within
faulted structures, AAPG Bulletin, v.73, p.803-811
Bretan, Peter, (2006), TrapTester V5.3 Training Caourse Manual, 8 ch.
Berg, et al, (1995), Sealing property of Tertiary Growth Fault, AAPG Bulletin,
v.79 N0.3 March 1995, p.375-379.
Cerveny, K., Davies, R., Dudley G., Kaufman P., Knippe R., Krantz B., (2005),
Reducing Uncertainty with Fault Seal Analysis, Schlumberger
Oilfield Review p.38-51.
Chalik, M., (2001), Sealing and non sealing faults along a major wrench trend in
the Kakap Area, West Natuna Basin, 28-th Annual Convention,
Indonesian Petroleum Association, Jakarta, Indonesia, 32 p.
Doughty, P.T., (2004), Clay smear seal and fault sealing potential of an exhumed
of growth fault Rio Grande Rift, New Mexico, AAPG Bulletin, v.87,
No.3, p.427-444.
Dawson, W.C., Yarmanto, Sukanta, U., Kadar, D., and Sangree, J., (1997),
Regional sequence stratigraphic correlation Central Sumatera, Interim
report, PT. Caltex Pacific Indonesia, Rumbai, 60 p.
Eubank, R.T., and Makki, A.C., (1981), Structural geology of The Central
Sumatera Back-Arc Basin, IPA 10
th
Annual Convention, Jakarta.
Heidrick, T. L. and Aulia, K., (1996), Regional Structural Geology, Chapter II: in
Petroleum Geology of the Central Sumatra Basin, edited and Published
by BPPKA/Pertamina, Jakarta Indonesia, P. 13-156.
Johannsen DC & Lyle, JH, (1990), Geology of Duri field, Central Sumatra,
Indonesia, 14 p.
Knotts, (1993), Fault seal analysis in the North Sea, AAPG Bulletin, v.77, p.778-
792.
90
Knippe, R.J., (1997), Juxtaposition and Seal Diagrams to help Analyize Fault
Seals in Hydrocarbon Reservoirs, AAPG Bulletin, v.81, p.187-195.
Knippe, R.J., (1992), The Influence of Fault Zone Processes and Diagenesis on
Fluid Flow, AAPG Study in Geology 36, Diagenesis and Basin
Development, Chapter 10 p. 135 – 151.
Maerten, L., Gillespie, P., Daniel, J.M., (2006), Three dimensional geomechanical
modeling for constraint of sub seismic fault simulation, AAPG Bulletin
V.90, No.9 September 2006 p.1337-1358.
Manzocchi, T., Walsh, J.J., Nell P., Yielding G., (1999), Fault Transmissibility
multipliers for flow simulation model, Petroleum Geoscience, Vol. 5
1999 p.53-63.
McNaboe, G.J., (1996) Duri Field Formation Evaluation Procedure, Duri,
Resource Technical Team.
Sapiie B., and Sompie, M.V., (2006) Fault Seal Analysis of North Duri Field,
Central Sumatra Basin, Project Report ITB – Chevron Pacific
Indonesia Heavy Oil BU (unpublished)
Sapiie B, (2002), Fault Seal Analysis and Eruption Mitigation, Faculty of Earth
sciences and Mineral Technology, ITB-CPI, internal report.
Sorkhabi, R., Tsuji, Y., (2006), Faults, Fluid Flow and Petroleum Traps, AAPG
Memoir 85, 324p.
Smith, D.A., (1966), Theoretical consideration of sealing and non sealing faults,
AAPG Bulletin, v.50, p.363-374.
Smith, Derrell A, (1980), Sealing and non sealing faults in Louisiana Gulf Coast
Salt Basin, AAPG Bulletin, v.64, p.145-172.
Sulistyo, A., Gross, S.J., and Lederhos, L.J., (1995), Evaluation of the steam flood
potential of the Rindu reservoirs in the Duri field, IPA 24
th
Annual
Conv., p. 153-166.
Syafruddin, Sayentika and Sapiie B., (2005), Eocene-Middle Miocene Structural
Reconstruction of the Duri Anticline, Central Sumatra Basin, Indonesia,
Proc IPA10p.
91
Wongsosantiko, A., (1976), Lower Miocene Duri Formation Sands, Central
Sumatera Basin, IPA 5
th
Annual Conv., p.133-150.
Watts, N., (1987), Theoretical aspect of cap rock and Fault Seal for single and two
phase hydrocarbon columns, Marine Petroleum geology, v.4 p.274-
307.
Wiggins, D., Gerdes, M., Bombarde, S., (2002), Fault Seal Overview, Handout
Presentasi, Exploration and Production Technology Company
Framework Modelling and Structural Geology Team, Chevron Texaco,
San Ramon
Yarmanto and Aulia, K., (1988), The Seismic Expression of Wrench Tectonics,
Central Sumatra Basin, 17-th Annual Convention, Ikatan Ahli Geologi
Indonesia, Jakarta, Indonesia, 34p.
Yarmanto, Aulia, K., Mertani, B., Heidrick, T.L., (1996), Petroleum Geology of
Indonesia Basin: Principles, Methods, and Applications, Vol II Central
Sumatera Basin, Pertamina BPPKA, Jakarta 232p.
Yielding, G., and Needham, D.T., (1997), Quantitative Fault Seal Prediction,
AAPG Bulletin, v.81, P.897-917.
Yielding, G., (2002), Shale Gouge Ratio – calibration by geohistory. In: A.G.
Koestler and R. Hunsdale, eds., Hydrocarbon Seal Quantification,
Norwegian Petroleum Society (NPF), special publication 11, Elsevier,
Amsterdam p.1-15.
92
BIODATA PENELITI
Nama : IRVAN NOVIKRI
Tempat / tanggal lahir : YOGYAKARTA, 23 NOVEMBER 1974
Alamat kerja : Reservoir Management Team – Duri Heavy Oil
PT Chevron Pacific Indonesia (subsidiary of
ChevronTexaco – IndoAsia Business Unit)
New Main Office G-30 Duri District, RIAU
Telephone : 62 0765-827094
Email : irnovik@chevron.com
Pendidikan terakhir : SARJANA S-1 TEKNIK GEOLOGI – UGM
Judul skripsi : Study Salinitas Air Formasi Pada Anggota
Batupasir Formasi Talang Akar, Cekungan Sunda
Pengalaman kerja:
1997-1998 : Practical Training – kerjasama riset antara Geologi
UGM dan MAXUS SES
1998-2001 : Application Support Geoscientist - Exploration &
Geoscience Dept Medco Energi
2002-2005 : Operation Geologist – Technical Team HO PT
Chevron Pacific Indonesia
2005-present : Reservoir/Production Geologist - Duri Steamflood
Project (Area 10) PT Chevron Pacific Indonesia
Afiliasi:
Anggota Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI, sejak tahun 2003)
Anggota Indonesian Petroleum Association (IPA, sejak tahun 2003)
AAPG Associate Membership (AAPG, mulai tahun 2007)
SPWLA Membership (mulai tahun 2007)
Lampiran 1.1 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K dan Duri_Area10_Anti_3L dengan
arah A-A’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
93
Lampiran 1.2 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_5L
dengan arah B-B’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
94
Lampiran 1.3 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K
dengan arah C-C’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
95
Lampiran 1.4 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan bagian selatan dari Duri_Area_10_Syn_5J
dengan arah D-D’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
96
Lampiran 1.5 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan bagian selatan dari Duri_Area_10_Syn_5L
dengan arah E-E’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
97
Lampiran 2.1 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan dan horison berarah melintang Barat – Timur
98
Lampiran 2.2 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan dan horison berarah melintang Barat – Timur
99
Lampiran 2.3 Penampang vertikal seismic dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan
Duri_Area10_Syn_5L dengan horison berarah melintang Barat - Timur
100
Lampiran 2.4 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan
Duri_Area10_Anti_6K dengan horison berarah melintang Barat – Timur
101
Lampiran 2.5 Penampang vertikal seismic dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan
Duri_Area10_Anti_6K dengan horison berarah melintang Barat – Timur
102
Lampiran 2.6 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan
Duri_Area10_Anti_6K dengan horison berarah melintang Barat - Timur
103
Lampiran 2.7 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_5J; dan Duri_Area10_Syn_5L
dengan horison berarah melintang Utara - Selatan
104
Lampiran 2.8 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K
dengan horison berarah melintang Utara - Selatan
105
Lampiran 3.1 Peta Kontur Struktur Puncak Rindu dari Daerah Penelitian
dengan Skala 1 : 10000
106
Lampiran 3.2 Peta Kontur Struktur Puncak Pertama dari Daerah Penelitian
dengan Skala 1 : 10000
107
Lampiran 3.3 Peta Kontur Struktur Puncak Rindu01 dan Rindu05
dari Daerah Penelitian dengan Skala 1 : 10000
108
Lampiran 3.4 Peta Kontur Struktur Puncak Unit Reservoir Pertama dari daerah Penelitian dengan Skala 1 : 10000
109
Lampiran 4.1 Peta Dasar Daerah Penelitian
110
Lampiran 4.2 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Tampilkan data kedalaman
111
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.3 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Yang menampilkan data loncatan vertikal
112
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.4 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Yang menampilkan harga rasio gouge serpih (kurva)
113
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.5 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Yang menampilkan harga rasio gouge serpih (zonal)
114
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.6 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Yang menampilkan distribusi harga permeabilitas
115
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.7 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Yang menampilkan aspek geometri data kemiringan dari zona patahan
116
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.8 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian
Yang menampilkan aspek geometri kelurusan dari zona patahan
117
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.9 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_3K
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang
Menampilkan harga Shale rouge Ratio (SGR)
118
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.10 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_3K
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Rouge Ratio (SGR)
119
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.11 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_3L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
120
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.12 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_3L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
121
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.13 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_5L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
122
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.14 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_5L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
Lampiran 4.15 Hasil Pemode lan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_5J
123
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shal Gouge Ratio (SGR)
124
0
100m
50 m
0
100m
50 m
Lampiran 4.16 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_5J
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga SGR
125
top related