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