5. Prihatin Tri.pdf

8/19/2019 5. Prihatin Tri.pdf

1/18

Majalah Geologi Indonesia, Vol. 26 No. 2 Agustus 2011: 113-130

113 Naskah diterima: 16 Mei 2011, revisi terakhir: 15 Agustus 2011

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis

dari Data Sumur Pemboran dan Seismik 3-D pada Lapangan PT,

Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan

Characteristics and Lateral Distribution of Granitic Basement

Reservoir from Well and 3-D Seismic Data, in PT Field,

Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin

Prihatin Tri Setyobudi1, W. H. Bambang3, A. Banu3, W. N. Krisputranto3, N. Hadi2, dan B. Sudaryo2

1

Mahasiswa Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang2Staf Pengajar Program Studi Teknik Geologi, Universitas Diponegoro, Semarang3 Geologiwan Petrochina International Jabung Ltd., Jakarta

SARI

Lapangan PT berada di Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan yang batuan dasarnya ber-struktur tinggian. Kompleksitas tektonik yang terjadi serta proses pelapukan menjadikan batuan dasar-nya berpotensi sebagai reservoir hidrokarbon. Karakteristik reservoir diketahui dengan melakukanevaluasi log kualitatif, deskripsi megaskopis dan petrogras, analisis porositas dan permeabilitas inti

pemboran, serta analisis uji laju alir. Selanjutnya korelasi log dan interpretasi seismik 3-D dilakukanuntuk mengetahui sebaran lateralnya. Granit di Lapangan PT berumur Eosen Akhir, terekahkan,serta lapuk dengan intensitas ubahan mineral lemah sampai sedang serta komposisi mineral ubahan

5,60% - 32,00%. Jenis batuan dasar yang menjadi reservoir hidrokarbon di Lapangan PT adalahgranit terekahkan dan granite wash. Nilai log rata-rata pada interval Granit Terekahkan untuk GR235 - 406API, LLD 16,1 - 80 ohm-M, densitas 2,25 - 2,54 g/cc, dan porositas neutron 0,058 - 0,201npu. Adanya rekahan ditunjukan oleh deeksi spektral uranium ke angka tinggi, pergerakan kurvaMSFL yang cepat, separasi antara LLD dan LLS, serta anomali sonik yang mengalami peningkatansecara tajam. Hasil pengukuran full diameter sample core dalam kondisi NOB porositasnya 11,8% -20,7% atau cukup sampai baik sekali, dan permeabilitas horizontal 1,19 - 46,4 md atau ketat sampai

baik. Hasil DST minyak terbaik pada granit terekahkan pada sumur PTD-2 sebesar 1044 BOPD,sedangkan DST minyak dan gas terbaik pada sumur PT-2 masing - masing sebesar 928,0 BOPDdan 0,712 MM CFGPD. Apabila dibandingkan dengan granit terekahkan, secara relatif granite wash memiliki nilai gamma ray hampir sama, namun porositas neutron lebih kecil serta densitasnya lebih

besar. Nilai log rata-rata tiap sumur untuk GR 360 - 386API, LLD 5,39 - 166 ohm-M, densitas 2,36- 2,38 g/cc, dan porositas neutron 0,162 - 0,185 npu. Satuan ini terbukti mengalirkan hidrokarabon

23,8 BOPD di Sumur WPT-2. Dari data seismik, top satuan reservoir batuan dasar granitik jatuh pada peak di antara sedimen yang onlap dan batuan dasar segar yang bertekstur reection free. SatuanGranit Terekahkan terdapat di seluruh area Lapangan PT dan pada lereng tinggian lebih berpeluanguntuk terakumulasinya hidrokarbon. Di atas Satuan Granit Terekahkan pada lereng sampai puncak

bukit intrusi berkembang Satuan Granit Terlapukkan yang semakin ke atas intensitas pelapukannyasemakin tinggi. Di dasar lereng barat daya bukit intrusi berkembang granite wash.

Kata kunci: reservoir, batuan dasar, granit terekahkan, granit terlapuk, granite wash

ABSTRACT

PT eld lies at Jambi Subbasin, South Sumatra Basin, of which its base rocks have a high struc-

ture. Tectonic complexity and weathering process have caused the base rocks to be potential as a

hydrocarbon reservoir. The reservoir characteristics were identied by carrying out qualitative log


2/18


114

PENDAHULUAN

Batuan dasar yang normalnya adalah sa-ngat masif dan ketat, saat ini diekplorasi

untuk diketahui keberadaan hidrokarbon di

dalamnya. Hal ini dilakukan dengan cara

mencari batuan dasar yang memiliki porosi-

tas sekunder dan mengandung hidrokarbon,

baik porositas yang terbentuk akibat proses

tektonik, oleh pelapukan maupun oleh

proses pelarutan.

Penelitian ini dilakukan di Lapangan PT,

Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra

Selatan (Gambar 1). Lapangan ini merupakan

lapangan pengembangan yang secara geologi

posisinya terletak di bagian tepi utara dari

Cekungan Sumatra Selatan. Batuan dasar

lapangan ini memiliki struktur tinggian. Aki-

bat kompleksitas tektonik yang terjadi serta

proses pelapukan, batuan dasar di lapangan

ini berpotensi menjadi reservoir hidrokarbon.

Maksud penelitian ini adalah melakukananalisis karakteristik reservoir batuan dasar

granitik dari data inti pemboran, log sumur,

dan drill stem test . Sementara tujuan peneli-

tian ini adalah untuk mengetahui karakteristikdan jenis batuan dasar yang menjadi reservoir

serta sebaran lateralnya di Lapangan PT.

METODOLOGI

Penilitian ini dilakukan dengan data sumur

pemboran yaitu berupa data inti pemboran,

log sumur, dan drill stem test serta data

seismik 3-D.

Analisis log yang dilakukan adalah analisis

kualitatif, statistika log, dan korelasi log.

Analisis inti pemboran meliputi deskripsi

megaskopis dan petrogras, analisis umur

batuan, analisis intensitas ubahan mineral,

dan analisis porositas dan permeabilitas.

Dengan data drill stem test dilakukan anali-

sis keberadaan uida, sedangkan dari data

seismik 3-D dilakukan interpretasi horizon

dan struktur geologi untuk pemetaan geologi

bawah permukaan.

evaluation, megascopic and petrographic description, porocity and bore core permeability analyses,as well as ow test analysis. Furthermore, log correlation and 3D-seismic interpretation werecarried out to nd out the rock lateral spread. Granite in PT eld is of Late Eocene age, cracked,and weathered with weak to medium mineral alteration intensity and the alteration mineral com-

position of 5.60% - 32.00%. The types of basement rocks which become the hydrocarbon reservoirin PT eld are cracked granite and granite wash. The average log value at cracked granite interval

for GR is 235 - 406API, LLD is 16.1 - 80 ohm-M, density is 2.25 -2.54 g/cc, and neutron porocityis 0.058 - 0.201 npu. The presence of the cracks is shown by the deection of uranium spectraltowards a high number, quick movement of MSFL curve, separation between LLD and LLS, and

sonic anomaly undergoing a considerable rise. A measurement of a full diameter sample coreat NOB condition resulted in the porocity of 11.8% - 20.7% or fair to very good, and horizontal

permeability of 1.19 - 46.4 md or rm to good. The best oil DST result at cracked granite in PTD-2 hole is 1044 BPOD, whilst the best oil and gas DST’s at PT-2 hole are 928.0 BPOD and 0.712

MM CFGPD respectively. Compared to cracked granite, granite wash has a relatively similar gamma ray, but its neutron porosity is lower and its density is greater. The average log value ofeach hole for GR is 360 - 386API, LLD 5.39 - 166 ohm-M, density 2.36 - 2.38 g/cc, and neutron

porocity is 0.162 - 0.185 npu. This unit was proved to ow hydrocarbon of 23.8 BPOD at WPT-2hole. From the seismic data, the top of granitic base ment rock reservoir unit falls in peak betweenonlap sedimen and fresh basement rocks having a texture of free reection. Cracked Granite Unitoccuring throughout the area of PT eld and at the high ank is more potential for hydrocarbon toaccumulate. Above the Cracked Granite Unit at the ank till the peak of the intrusion hill WeatheredGranite Unit is developing with intensity is getting higher towards the upper side. At the bottom ofthe southwest ank of the intrusion hill granite wash is developing.

Keywords: reservoir, basement rocks, cracked ganite, weathered granite, granite wash


3/18


4/18


116

TATAAN STRATIGRAFI

Secara stratigra, Cekungan Sumatra Se-

latan terdiri atas beberapa formasi yang

diendapkan di atas batuan dasar (Gambar 2).

Secara berurutan dari tua ke muda yaitu For-

masi Lahat, Formasi Talang Akar Bawah,

Formasi Talang Akar Atas, Formasi Batura-

ja, Formasi Gumai, Formasi Air Benakat,

Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai.

Menurut Salim drr. (1995), batuan dasar

berupa, batuan pratersier yang tersusun oleh

granit, kuarsit, batugamping, serpih, meta-

sedimen, lit, sekis, andesit, dan basal. Umursekuen litologi pra-Tersier berkisar antara Pa-

leozoikum akhir sampai Mesozoikum Akhir.

Formasi yang berkontak tidak selaras dengan

batuan dasar yaitu Formasi Lahat. Menurut

Musper (1937; dalam Darman dan Sidi,

2000) batuan sedimen ini berumur Eosen

- Oligosen Aural yang diendapkan dalam

lingkungan darat dan terletak tidak selaras

di atas batuan Pratersier. Batuan sedimen

ini terdiri atas runtutan sedimen yang tebaldeng an ukuran butir halus hingga kasar

kadang-kadang berukuran konglomerat,

berselingan dengan batu lempung, tuf, dan

lapisan tipis batubara. Formasi Lahat ini

kadang tidak muncul pada daerah dengan

morfologi yang tinggi, karena umumnya

terakumulasi pada bagian tengah cekungan.

Pada bagian tinggian, Formasi Lahat ke-

mungkinan besar tidak hadir, sehingga di atas batuan dasar terendapkan secara tidak selaras

Formasi Talang Akar. Menurut Salim drr.

(1995) batuan sedimen Formasi Talang Akar

ini umumnya berubah dari lingkungan uvial

pada bagian bawah, berangsur ke arah atas

menjadi lingkungan deltaik dan laut dangkal.

Secara litologi terdiri atas batuan sedimen

berbutir halus sampai kasar, kadang-kadang

dijumpai konglomerat, pemilahan bagus,

relatif bersih, berlapis tebal, dan memiliki porositas baik. Formasi Talang Akar bagian

bawah merupakan reservoir dengan kualitas

paling baik di Cekungan Sumatra Selatan.

HASIL ANALISIS DAN UMUR

GRANIT

Petrologi dan Umur Granit

Percontoh batuan dasar dari inti pemboran

pada sumur PT-1 dan WPT-6 berupa batuan

beku asam granitik, berwarna abu-abu

kekuningan, berstruktur masif dan setempat

terdapat rekahan, serta dalam kondisi lapuk

dengan tingkatan sub-weathered sampaidengan highly weathered . Secara umum

mineralnya berukuran kasar, bertekstur pali-

ritik, yang menandakan magma membeku di

dekat permukaan sebagai suatu tubuh intrusi.

Berdasarkan analisis petrogra dan peng-

klasikasian dengan mempertimbangkan

komposisi mineral kuarsa, alkali felspar,

dan plagioklas sesuai klasikasi IUGS ( In-

ternational Union of Geological Sciences) diketahui bahwa batuan beku yang diamati

itu secara petrogra adalah batuan granit

(Gambar 3). Dari sepuluh sayatan petrogra

yang diamati, batuan granit memiliki kom-

posisi mineral utama yaitu kuarsa sebanyak

21,20% - 30,00%, alkali felspar 34,40% -

41,20%, dan plagioklas 0% - 19,20%, serta

mineral primer lainnya berupa mika, apatit,

dan zirkon. Sementara itu, mineral sekunder

yang terdeteksi adalah dolomit, siderit, kao-

linit, serisit/illit atau paragonit, dan pirit.

Kaolinit, serisit/illit atau paragonit, siderit,

dan dolomit hadir sebagai mineral ubahan

dari felspar. Pada bagian tertentu kaolinit

dan siderit mengisi rekahan. Zirkon dan

apatit sebagai mineral inklusi, dan pirit se-

bagai mineral pengganti. Terdapat tekstur

perthitic yang merupakan tekstur pertum-

buhan bersama K-felspar dalam plagioklas.

Selain itu berkembang tekstur micrographic

atau granophyric.


5/18

Karakteristik dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Granitis dari Data Sumur Pemboran dan Seismik

3-D pada Lapangan PT, Subcekungan Jambi, Cekungan Sumatra Selatan (P. Tri Setyobudi drr.)

117

Bathyal Z A M A N

J T L

F O R M A S I

Selatan Utara

Sunda Land “Back-arc”

Litofasies ElemenHidrokarbon

H o r i z o n

S e i s m i k Lingkungan

Pengendapan Nonmarine

KegiatanTektonik

Plist.

P L I O .

A k h i r

A w a l K

a s a i

Pink

Purple

Orange

FLUVIO- DELTAIC

R E G R E S S I V E

Final BarisanUplift

Green

Blue

Deep Marineto Fluvio- Deltaic

Initial

BarisanCompression

M I O

S E N

A w a l

T e n g a h

A k h i r M

u a r a

E n i m

A i r

B e n a k a t

G u m a i

O L I G O

S E N

A w a l

A k h i r

T a l a n g

A k a r

B a w a h

T a l a n g

A k a r

A t a s

Baturaja

E O S E N

T e n

g a h

A k h i r

L a h a t

MESOZOIKUM R

SR

SR

SR

-S-

-S-

-S-

-S-

Seal

Reservor Rocks

Source Rock

Yellow

Red

Pre-Collision Passive Margin

Accretion of Continental Fragments

T e

r r e s t r i a l

Syn-Rift Alluvial to Fluvio- Lacustrine

“Back-arc”Transtensile Rifting

Uplift

Regional Subsidence

T r a n s g r e s s i v e

10

20

30

40

Anggota Bawah

Gambar 2. Stratigra Subcekungan Jambi, Sumatra Selatan (Holis drr., 2010).

Dari petrogra percontoh inti pemboran di

Sumur PT-1 diketahui ketidakhadiran pla-

gioklas pada tiga sayatan petrogra teratas,

kemungkinan dikarenakan pelapukan dan

leaching sehingga terjadi penggantian oleh

kaolinit dan siderit. Dari sepuluh sayatan


6/18


118

Foid-bearing alkali-feldspar syenite

Foid-bearing syenite

Foid-bearing monzonite

Foid-bearing monzodiorite/monzogabbro

Volcanic Rocks

Foid-bearing diorite/gabbro

Monzodiorite/Monzogabbro Diorite/Gabbro/Anorthosite

Alkali-feldspar granite

Quartz alkali- feldpar granite

Alkali-feldspar granite

Granodiorite

Tonalite

Quartz monzodiorite/monzogabbro

Quartz diorite/Gabbro/Anorthosite

Silica-Under saturated (most not shown)

Silica-supersaturaatedand saturated

Schematic of CompleteClassfication

Quartzolite

Q = quartz A = alkali feldspar P = plagioclase

Q

PORTION OF IUGS CLASSIFICATION OF PHANERITIC FELDSPATHIC ROCKS (after Streckeissen, 1973, 1976)

Granite

Quartz rich

granioids

Quartz syenite

Quartzmonzonite

monzonite syenite

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

A

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K 30 Millimeter s

Qz

Mc-Chl

Gambar 3. a. Mikrofoto sayatan 10, b. Plotting persentase mineral QAP pada Diagram Segitiga klasikasi batuan

beku asam (menurut IUGS).

a b

petrogra, kandungan mineral sekunder

berkisar dari 5,60% sampai 32,00% (Ta-

bel 1). Hal ini berarti intensitas ubahan

mineral berdasarkan persentase mineral

sekunder pada batuan granit dan mengacu

pada klasikasi yang dibuat oleh Morrison

(1997) yaitu dari lemah sampai dengan

sedang. Intensitas ubahan sedang hanya

terjadi pada satu sayatan tipis paling atas

atau pada Plate 3 di sumur PT-1. Kemung-kianan hal itu terjadi karena batuan lebih

dekat dengan permukaan daripada batuan

yang disayat lainnya, sehingga intensitas

pelapukannya lebih tinggi. Tingkat ubahan

yang terjadi selectively pervasive yaitu

proses ubahan hanya terjadi pada mineral-

mineral tertentu yang tidak terlalu resisten

pada batuan.

Umur absolut granit yang diambil dari

inti pemboran pada sumur PT-1, dari hasil

pertarikhan K-Ar adalah 34.30 ± 0.91 j.t.l.

Jika merujuk ke skala waktu geologi yaitu

sebanding dengan Eosen Akhir. Sementara

itu, pertarikhan radioaktif yang dilakukan

terhadap granit di salah satu sumur pada

lapangan di sebelah baratnya, didapatkan

umur 180.44 ± 3.58 juta tahun atau seban-

ding dengan Jura Awal. Hal ini dapat menan-

dakan bahwa telah terjadi intrusi pada EosenAkhir di Lapangan PT.

Perkembangan Porositas Sekunder dan

Batuan Granit

Porositas sekunder yang berkembang pada

batuan granit di lapangan PT adalah po-

rositas hasil pelarutan atau dissolusi dan

porositas rekahan. Dari sepuluh petrogra

sayatan granit, dissolusi dan rekahan dapat

menambah total porositas dari 1,60% sam-

pai dengan 8,80% (Tabel 2).

Kenampakan porositas sekunder di granit

dapat dilihat dari sayatan petrogra. Se-

bagai contoh pada Sayatan 5 yang diambil

dari Sumur PT-1 pada kedalaman 4710,10

ft MD, pelarutan felspar menghasilkan dis-

solution porosity sebesar 4% serta terben-

tuk porositas sekunder dari microfracture

sebesar 0.8% (Gambar 4). Berdasarkan

pengukuran porositas dan permeabilitas pada percontoh inti yang diambil pada

kedalaman 4710,10 ft MD di sumur PT-

1, yang sama dengan percontoh inti yang

dianalisis petrografi pada sayatan 5 di

atas, porositas yang terukur adalah sebesar

20.90% dan permeabilitas horizontalnya

157 md.

Proses alterasi mineral secara umum dapat

menyebabkan pertambahan porositas, na-

mun proses pelapukan dapat pula menye-


7/18



119

Tabel 1. Persentase Mineral Sekunder dan Intensitas Ubahan Mineral

Sayatan/

Sumur

Mineral Sekunder (%)

Intensitas

Ubahan S i d e r i t

K a o l i n i t

S e r i s

i t /

l l i t /

P a r a g o n i t

P i r i t

K l o r i t

K a l s i t

D o l o

m i t

T o t a l

3/PT-1 0.8 18.0 12.4 0.8 - - - 32.0 Sedang

3/PT-1 0.8 18.0 12.4 0.8 - - - 32.0 Sedang

4/PT-1 9.2 3.2 6.0 - - - 1.2 18.4 Lemah

5/PT-1 7.6 6.4 6.0 0.4 - - 1.2 20.4 Lemah

6/PT-1 5.6 3.2 11.2 0.4 - - - 20.4 Lemah

7/PT-1 2.0 1.6 1.2 - - 0.8 - 5.6 Lemah

8/PT-1 8.8 2.0 8.4 - 1.6 - - 20.8 Lemah

9/PT-1 4.0 7.6 3.6 0.4 0.8 - - 16.4 Lemah

10/PT-1 - 3.2 0.4 2.0 5.2 0.4 - 11.2 Lemah11/WPT-6 - 3.2 15.2 1.2 1.2 - 20.8 Lemah

12/WPT-6 - 7.2 1.6 - 3.2 2.8 - 14.8 Lemah

Sayatan/

Sumur

Porositas Terlihat Helium Poros-

ity at Ambient

Condition

Horizontal

Permeability

at Ambient

ConditionDisolusi Rekahan Total

3/PT-1 4.00% 0.80% 4.80% 18.70% 5.63 md

4/PT-1 7.20% 1.60% 8.80% 19.10% 7.5 md

5/PT-1 4.00% 0.80% 4.80% 20.90% 157 md

6/PT-1 6.00% 1.60% 7.60% 18.30% 51.3 md

7/PT-1 1.60% 2.00% 3.60% 14.00% 18.1 md

8/PT-1 4.40% 1.20% 5.60% 13.30% 8.00 md

9/PT-1 1.60% 0.80% 2.40% 10.90% 0.538 md

10/PT-1 1.60% Trace 1.60% Not Measured Not Measured

11/WPT-6 3.60% 1.60% 5.20% 17.30% 0.332 md

12/WPT-6 - 0.80% 0.80% 2.20% 0.005 md

Tabel 2. Porositas Sekunder dan Permeabilitas Horizontal Sayatan Batuan

Karakteristik Log Sumur

Granit terekahkan ( fractured granite) memi-

liki karakteristik log porositas neutron yang

nilainya bervariasi dari 0,058 - 0,201 npu,

begitu pula deep resistivity-nya sangat ber-

variasi nilainya, yaitu dari 16,1 sampai 801

ohm-M, densitasnya antara 2,25 - 2,54 g/cc,

soniknya 65,7 - 90,4 µs/ft. Berdasarkan data

sumur, ketebalan satuan ini adalah bervariasi

31-238 ft yaitu berada pada kedalaman 4223ft SSTVD sampai 5233 ft SSTVD.

babkan tertutupnya rekahan oleh mineral

sekunder, sehingga konektivitas rekahan

atau porositas efektifnya menjadi buruk

sehingga berpengaruh pada permeabilitias

reservoir. Seperti yang terlihat pada Sayatan

4, siderit mengisi rekahan (Gambar 5). Dari

hasil pengukuran porositas dan permea-

bilitas pada batuan yang disayat menjadi

Sayatan 4 ini besar permeabilitas horizon-

talnya 7,5 md, walaupun porositasnya baik

yaitu 19,1%.


8/18


9/18



121

DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANIT SECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOG DAN SECARA LANGSUNG DARI COREDI SUMUR PT-1

Zona 1(4689-4694 ft MD)

Zona 2(4720-4725 ft MD)

Zona 3(4745-4748 ft MD)

Keterangan:

: Induced Fracture

: Natural Fracture

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Zona 4

Zona 5

4720

4700

4680

4740

4760

4780

4800

4821

4660

4640

6810 BOOPD0.560 MMCFGPD

10,0 BOPD0,5 BWPD

4725

4724

4722

4721

4720

4723

4721

4746

PT-1 MD140,00 DTC 40,00 1,00 TG 1000000

0,00 PEF 1000

0 ,6 0 CN L 0, 001,70 FDC 2700,20 UD 2000,00

0,20 US 2000,000,20 MEF 2000,00

0,00 CGR 500,000,00 THO 100,00

0 ,0 0 URA 5 0, 000,00 POT 20,00

MD

46894745

4746

4747

Reservedcore

Reservedcore

Gambar 6. Deteksi kehadiran rekahan di zona 1, zona 2, dan zona 3 pada granit secara tidak langsung dari data

log dan secara langsung dari inti pemboran di sumur PT-1.

Korelasi Struktur dan Stratigraf

Korelasi yang dilakukan dibagi dalam tiga

lintasan. Lintasan pertama mengkorelasi

sumur WPT-2, PTD-6, WPT-6, PTD-3, dan

PTD-7. Lintasan kedua mengkorelasi sumur

PT-1, PTD-11, PTD-10, PTD-2, PT-2. Lin-

tasan ketiga mengkorelasi sumur WPT-5,

PTD-9, PTD-8, PT-3, PTD-1, dan PTD-4(Gambar 8 dan 9).

Dari korelasi struktur yang dilakukan diketa-

hui bahwa pada Sumur PTD-1, posisi batuan

dasar granitiknya adalah paling tinggi, se-

dangkan posisi batuan dasar granitik yang

tergolong di bawah daripada sumur-sumur

lainnya yaitu pada Sumur WPT-2, WPT-5,

WPT-6, PTD-10, dan PTD-11. Sementara

itu, sumur-sumur yang posisinya di bagian

lereng adalah Sumur PT-1, PT-2, PT-3, PTD-

2, PTD-3, PTD-4, PTD-6, PTD-7, PTD-8,

dan PTD-9.

Satuan Granit Terekahkan berkembang pada

semua sumur, sedangkan Granit Terlapukkan

hanya berkembang pada sumur yang po-

sisinya di puncak sampai lereng yaitu hampir

pada semua sumur keculi sumur WPT-2 dan

WPT-5. Pada kedua sumur ini yaitu SumurWPT-2 dan WPT-5 berkembang Satuan

Granite wash yang posisinya relatif berada

lebih bawah daripada sumur -sumur lainnya.

Korelasi stratigra yang dilakukan adalah

korelasi di- flatten pada batas atas For-

masi Talang Akar Bagian Bawah (LTAF).

Korelasi ini bertujuan untuk mengetahui

struktur batuan dasar atau paleogeogra

sebelum terendapkannya sedimen LTAF

dan kemenerusan sedimentasi Formasi


10/18


122

DETEKSI KEHADIRAN REKAHAN PADA GRANITSECARA TIDAK LANGSUNG DARI DATA LOGDAN SECARA LANGSUNG DARI COREDI SUMUR PT-1

Zona 5

(4770-4775 ft MD)Zona 4

(4757-4762 ft MD)

4760

4758

: Induced Fracture

: Natural Fracture

Keterangan:

6810BOOPD

0.560 MMCFGPD

Zona 5

Zona 4

Zona 3

Zona 2

Zona 1

4640

4660

4680

4700

4720

4740

4760

4780

4800

4820

4762

4773

Gambar 7. Deteksi kehadiran rekahan di zona 4 dan zona 5 pada granit secara tidak langsung dari data log dansecara langsung dari inti pemboran di sumur PT-1.


11/18



123

U

Keterangan Top Unit Litologi

: Top LTAF

: Top Batupasir (LTAF-A)+

: Top Batupasir Konglomerat (LTAF-B)

: Top Batulempung (LTAF-C)+

: Top Granite Wash

: Top Weathered Granite

: Top Fractured Granite

: Top Roof Basement

Top Unit LTAF-C dan LTAF-A menjadi TopFormasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)

+

Gambar 8. Korelasi struktur lintasan 3 (sumur WPT-5; PTD-9; PTD-8; PT-3; PTD-1; PTD-4).

Keterangan Top Unit Litologi: Top LTAF




: Top GraniteWash


: Top FracturedGranite

: Top Roof Basement

TopUnit LTAF-Cdan LTAF-Amenjadi TopFormasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)

+

U

Keterangan Top Unit Litologi

: Top LTAF




: Top Granite Wash



: Top Roof Basement

Top Unit LTAF-C dan LTAF-A menjadi TopFormasi Talangakar Bagian Bawah (LTAF)+

Gambar 9. Korelasi stratigra lintasan 3 (Sumur WPT-5; PTD-9; PTD-8; PT-3; PTD-1; PTD-4).

Talang Akar Bawah sebelum terganggu

struktur geologi yang terbentuk pada fase

kompresi Plio-Plistosen.

Dari hasil korelasi stratigrafi diketahui

bahwa LTAF pada daerah penelitian adalah

sedimen yang melampar pada semua bagian

Lapangan PT. sedimen Formasi Talang

Akar Bagian Bawah akan lebih menebal

pada bagian rendahan dan lebih tipis di ba-

gian puncak. Hal ini dikontrol oleh proses

sedimentasi LTAF pada lingkungan darat

atau tepatnya sungai teranyam dan berubah

menjadi shallow marine channel .

Setelah pembentukan intrusi granit terjadi

proses pelapukan dan pembentukan rekahan

akibat adanya gaya ekstensi yang bekerja se-

jak Kapur sampai Tersiar Awal. Pada Tersier

Awal terjadi longsoran-longsoran akibat

lereng yang curam dan batuan yang rapuh,

kemudian terendapkan Granite wash yang berkembang pada dasar tebing sebagai hasil

sedimentasi oleh proses longsoran dari bukit

intrusi granit. Satuan Granite wash yang ter-

deteksi pada sumur WPT-2 dan WPT-5 hanya

terdapat pada bagian-bagian tertentu dan

relatif kemudian terlindung dari erosi oleh

air yang mengalir pada (LTAF-C) channel .

Endapan di atasnya adalah endapan limbah

banjir yang berupa lempung karena posisinya

lebih tinggi daripada channel . Di antara da-

taran limbah banjir terdapat topogra yang


12/18


124

Time Slice 1340 ms

KeteranganHorizon LTAF

Horizon Graniticreservoir

Horizon Reabasement

Keterangan

Horizon Graniticreservoir

Horizon Reabasement

A

A

B

B

WPT-2 WPT-5 WPT-3 WPT-6 PT-1 PT-2

U

Gambar 10. Line seismik dan time slice.

lebih rendah dan berkembang braided chan-

nel yang mengendapkan LTAF-B. Karena

adanya transgresi dan penurunan, kemudian

berkembang LTAF-A sebagai sedimen shal-

low marine channel di atas LTAF-B.

Interpretasi Data Seismik 3-D dan Peta

Struktur Waktu dan Kedalaman

Berdasarkan cekshot yang tersedia, top Gra-

nit terekahkan dan Granit terlapukkan jatuh

pada amplitudo positif atau peak , begitu

pula Granite wash jatuh pada peak yang

sama, sedangkan Real basement jatuh pada

amplitudo negatif atau trough.Batuan dasar lapangan PT berupa granit

yang cenderung lapuk dan terekahkan, se-

hingga proses pelapukan itu menyebabkan

karakteristik seismik batuan dasar tidak

sepenuhnya bertekstur reection free. Oleh

sebab itu, dalam penelusuran top horizon

batuan dasar terekahkan dan terlapukkan

ini, prinsip posisi top horizon ini adalah

di bawah sedimen yang onlap dan di atas

batuan granit yang segar yang berteksturreection free (Gambar 10).

Dari peta struktur waktu (Gambar 11) dan

peta struktur kedalaman terlihat adanya

bukit intrusi granit yang memanjang dan

berorientasi utara-se latan. Kedalaman

puncak intrusi granit adalah 4440 ft yaitu

posisinya di sebelah barat daya dari sumur

PTD-1; sedangkan kontur terendah di la-

pangan PT adalah di bagian tenggara. Pada

titik elevasi lebih tinggi, batuan akan lebih

mudah lapuk daripada yang ada di bagian

bawah. Selain itu, efek dari adanya bukit ini

akan mengontrol pula sedimentasi Formasi

Talang Akar Bagian Bawah, sehingga for-

masi ini akan onlap terhadap bukit intrusi.

Pada Lapangan PT. terdapat beberapa ke-lompok struktur geologi (Gambar 12), yaitu:

1. Sebuah sesar berbalik sebagai batas

Timur Lapangan PT. Sesar yang besar

ini berorientasi barat laut - tenggara.

yang terbentuk oleh gaya kompresi

Pliosen - Plistosen.

2. Sebuah sesar normal berorientasi utara

- selatan, yang terbentuk oleh gaya eks-

tensi Jura - Tersier Awal.

3. Sebuah sesar yang berorientasi utara baratlaut - selatan tenggara sebagai batas barat


13/18



125

UNIVERSITAS DIPONEGORO

FAKULTAS TEKNIKPROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI

PETA STRUKTUR WAKTUTOP RESERVOIR BATUAN DASAR GRANITIK

LAPANGAN PT

Oleh

PRIHATIN TRI SETYOBUDI

L2L006041

Keterangan

:Sesar Normal

:Sesar Berbalik

Interval Kontur : 5ms

Skala

0 500 1000 1500 2000m

1:50000

1961

1230122512401255

1270

12851300

13151330

134513601375

13901405

14201435

1450

14651480

14951510

152515401555

1570

1585

156015751590

uuU

U

colourrange

data contour

Gambar 11. Peta struktur waktu Top Reservoir batuan dasar granitis (Setyobudi, 2011).

Lapangan PT. Berdasarkan pergerakan-nya, sesar ini diinterpretasi kan sebagai

sesar gunting. Sesar ini awalnya meru-

pakan sesar normal tua yang terbentuk

oleh gaya kompresi pada Jura - Kapur,

dan berkembang menjadi sesar gunting

akibat gaya kompresi Pliosen - Plistosen.

4. Enam buah sesar normal berorientasi

timur laut - barat daya. yang terbentuk

oleh gaya kompresi Pliosen - Plistosen.

Fasies Batuan Dasar Granitis

Karena dalam satu peak terdapat tiga top

horizon, maka dalam pemetaan sebaran fasies

batuan dasar granitik yang dapat menjadi re-

servoir hidrokarbon, ketiga horizon dipetakan

menjadi satu horizon, kemudian variasinya

diketahui dengan melihat data sumur dan

mempertimbangkan paleogeogra atau posisi

relatif sumur satu dengan lainnya sebelum

terendapkannya Formasi Talang Akar Bawah,

dan bisa dilihat dari korelasi stratigra yang

dilakukan (Gambar 13).

Granit di lapangan ini mengalami perekah-

an dan tersebar pada seluruh bagian dari

Lapangan PT yang disebabkan oleh proses

tektonik yang mempengaruhi batuan gra-

nit di lapangan ini. Di atas Satuan Gra-

nit terekahkan ini terdapat satuan Granit

terlapukkan dengan intensitas pelapukan

yang berbeda-beda bergantung pada ele-vasi, posisi, dan adanya erosi. Sehingga

pada puncak bukit, batuan granitnya akan

mengalamai pelapukan lebih tebal daripada

yang di lereng. Pada lembah yang biasanya

menjadi penyaluran air, pelapukan tidak

terjadi. Pada bagian dasar lereng di sebelah

barat laut berkembang Satuan Granite wash

yang terangkut dari puncak dan lereng bukit

dengan jarak yang dekat dan sistem aliran

debris, sehingga karakteristiknya miripdengan granit yang insitu.


14/18


126

0 500 10001500 2000m

1:50000

Skala

41504200425043004350440044504500455046004650470047504800485049004950500050505100515052005250530053505400545055005550560056505700575058005850590059506000

color range

data contour

: Sesar Normal

Keterangan

: Sesar Berbalik

:Trend NW-SE (Sesar Berbalik)

: Trend NE-SW(Sesar Normal)

: Trend N-S(Trend Normal)

: Trend NNW-SSE

Interval Kontur :25 ft

U

Penafsiran struktur geologi lapangan PT berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur geologi regional

Trend dan Strain Elipsoid struktur geologicekungan Sumatra Selatan (Pulonggono, 1992)

Compressional Phase

CompressionalPhase

Extensional PhaseExtensional Phase

ExtensionalPhase

4225

4897

Gambar 12. Penafsiran struktur geologi berdasarkan Trend dan Strain Elipsoid struktur regional (Setyobudi, 2011).

Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest

Known Gas (LKG)

Dari hasil uji, laju alir minyak terbaik di La-

pangan PT pada interval Granit terekahkan

terdapat pada sumur PTD-2 yaitu sebesar1044 BOPD. Sementara DST minyak dan

gas terbaik terdapat pada sumur PT-2 yaitu

sebesar 928.0 BOPD dan 0.712 MM CF-

GPD. Sementara itu reservoir Granite wash

memiliki laju alir yang terbaik, yaitu sebesar

23.8 BOPD pada sumur WPT-2; sedangkan

pada interval LTAF-A yang litologinya batu-

pasir dan interval LTAF-B yang litologinya

batupasir konglomeratan laju alir minyak

520.0 BOPD, 0.449 MM CFGPD, dan 149.0BWPD di sumur PT-2.

Lowest Known Oil (LKO) diketahui dari

DST di Sumur WPT-2 yaitu pada kedalam-

an 4920 ft SSTVD, sedangkan Lowest

Known Gas (LKG) diketahui dari DST di

sumur PTD-4 yaitu pada kedalaman 4593

ft SSTVD (Gambar 14).

Ketidak hadiran uida pada reservoir granitis

di sumur PTD-4 yang secara posisi berdeka-

tan dengan sumur PT-3 adalah diakibatkan

oleh konektivitas yang buruk dari reservoir

batuan dasar Granit terekahkan (Gambar 15).

Sehingga lebih ke bagian tengah tubuh intru-

si biasanya lebih kecil kemungkinan batuan

dasar Granit terekahkan dapat menyimpan

hidrokarbon, kecuali jika reservoir terisi oleh

proses migrasi hidrokarbon ke arah bawah


15/18



127

: S e s a r N o r m a l

: S e s a r B e r b a l i k

: G r a n i t e w a s h

: W e a t h e r e d G r a n i t e

: F r a c t u r e d G r a n i t e

: T o p L T A F

: T o p G r a n i t e W a s h

: T o p W e a t h e r e d G r a n i t e

: T o p F r a c t u r e d G r a n i t e

: T o p R e a l B a s e m e n t

K o n t u r I n t e r v a l : 2 5 f t

K

e t e r a n g a n

S k a l a

0

5 0 0

1 0 0 0

1 5 0 0

2 0 0 0 m

1 : 5 0 0 0 0

F r a c t u r e d G r a n i t e






W e a t h e r e d G r a n i t e





G r a n i t e w a s h

G r a n i t e w a s h

U

P T D 2 ( S S T V D )

P T D 2

( S S T V D )

P T - 1

( S S T V D )

P T - 3

( S S T V D )

W P T - 6

( S S T V D )

W P T - 2

( S S T V D )

F r a

c t u r e d G r a n i t e

W P T - 5

( S S T V D )

G a m

b a r 1 3 .

P e t a s t r u k t u r k e d a l a m a n t o p r

e s e r v o i r b a t u a n d a s a r g r a n i t i s d i - o v e r l a y - k a n d e n g a n p r e d i k s i s e b a r a n f a s i e

s b a t u a n d a s a r g r a n i t i s d a r i d a t a s u m u

r s e r t a r e s p o n

l o g G

a m m a R a y d a n d e n s i t a s i n t e r v a l L T A

F d a n g r a n i t l a p a n g a n P T ( S e t y o b u d i , 2 0 1 1 ) .


16/18


128

Keterangan

:Sesar Normal

:Sesar Berbalik

: DST IntervalGranite Wash

: SDT Interval Fractured Granite

: LKG(4593 ft SSTD)

: LKO(4920 ft SSTVD)

Interval Kontur : 5ms

Peta Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Known Gas (LKG) serta Drill Steam Test (DST) pada Interval Granite Wash dan Fractured Granite lapangan PT

23,8 BOPD (5160,01-5181,99 ft MD)

no to small influx(5404-5450 ft MD)

no fluid recovery(5540-5552 ft MD)

0,265 MM CFGPD(5038-5048 ft MD)

681,0 BOPD and 0,560 MMCFGPD (4750-4770 ft MD)

1044 BOPD(6424-6436 ft MD)

928,0 BOPD and 0,712 MMCFGPD (6988,01-7002,02 ft MD)

307,0 BOPD and 0,191 MMCFGPD (4800-4814 ft MD)

149,0 BOPD and 364,0 BWPD(4746-4757 ft MD)

Flowed gas, water and no oil,trace of condensate(5518-5524 ft MD)

small trace of gas at 5720-5732ft MD,5846-5886 ft MDand 6064-6084 ft MD

Skala

0 500 1000 1500 2000m

U

colourrange

data contour 4150

4225

4967

4200

4250

4300

4350

4400

4450

4500

4550

4600

4650

4700

4750

4800

4850

4900

4950

5000

5050

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

5500

5550

5600

5650

5700

5750

5800

5850

5900

5950

6000

Gambar 14. Peta Lowest Known Oil (LKO) dan Lowest Known Gas (LKG) serta Drill Stem Test (DST) Interval

Granite Wash dan Fractured Granite (Setyobudi, 2011).

A A’Tenggara

Barat laut

LKG (4593 SSTVD)

LKO (4920 SSTVD)

Keterangan:

: Top Granite Wash

: Top Real Basemen



LKG : Lowest Known Gas

LKO : Lowest Known Oil

: Sesar Normal

Gambar 15. Penampang korelasi struktur Lintasan A – A’, Lapangan PT beorientasi Barat laut - Tenggara(Setyobudi, 2011).


17/18



129

(downward ) dari sedimen di atasnya terjadi.

Namun dari penelitian ini belum terdapat

bukti untuk membuktikan bahwa dapat ter-

jadinya migrasi ke arah bawah dari sedimen

di atas batuan dasar menuju reservoir batuandasar granitis di Lapangan PT.

Rekonstruksi Sejarah Geologi

Rekonstruksi sejarah geologi dibantu de-

ngan line seismik yang melalui Lapangan

PT dapat dilihat pada Gambar 16.

Pada Jura Awal atau 180.44 ± 3.58 juta tahun

lalu, sesuai dengan hasil pertarikhan radio-

aktif batuan granit pada salah satu sumureksplorasi di sebelah barat Lapangan PT,

terjadi intrusi yang membentuk batolit. Sejak

Jura - Kapur, Cekungan Sumatra Selatan

berada pada rezim kompresi. Akibatnya pada

bagian barat Lapangan PT terbentuk sesar be-

rarah utara barat laut - selatan tenggara yang

menurut Pulonggono (1992) berdasarkan

arahnya diinterpretasikan se bagai sesar nor-

mal. Kemudian pada Kapur Akhir - Tersier

Awal, Cekungan Sumatra Selatan dipenga-

ruhi oleh gaya ekstensi, sehingga sesar utara

barat laut - selatan tenggara ini masih tetap

berkembang se bagai sesar normal.

Adanya sesar normal di atas menyebabkan

terbentuknya zona lemah yang mudah ter-

intrusi, sehingga terjadi intrusi granit di La-

pangan PT. pada Eosen Akhir atau tepatnya

34,30 ± 0,91 juta tahun lalu sesuai dengan

hasil pertarikhan radioaktif di sumur PT-1.

Seiring dengan perubahan rezim tektonik

ekstensi yang masih berlangsung sejak Ka-

pur Akhir sampai Tersier Awal, sesar normal

yang berarah utara barat laut - selatan teng-

gara ini masih aktif bergerak ekstensif ,dan

dalam kondisi batuan granit di Lapangan PT.

tersingkap dipermukaan atau dalam kondisi

overburden minimum, sehingga batuan granit

ini akan mudah mengalami rekahan-rekahansekunder yang terbuka. Selain itu, disaat ber-

samaan terbentuk pula sesar normal berarah

utara - selatan akibat gaya ekstensi dan juga

berkembang proses pelapukan dan erosi. Ke-

mudian pada Oligosen Akhir sampai dengan

Miosen secara berurutan waktunya terendap-

kan Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja,

Formasi Gumai, Formasi Air Benakat, dan

Formasi Muara Enim.

Pada Pliosen-Plistosen berkembang tektonik

kompresi yang menyebabkan terbentuknya

sesar berbalik berorientasi barat laut - teng-

Waktu geologi Waktu geologi

Eosen akhir Intrusi granit dan Basin Rifting masih berlangsungdan terbentuk sesar turun

N-S di bagian tenggaralapangan PT(tidak ditampilandalam gambar)

T e r b e n t u k s e s a r n o r m a l

UBL-Teng akibat gayakompresi jurasik dan kemudian berubahdikontrol oleh gaya ekstensi padakapur akhir menyebabkan terjadinya Basin Rifting

Jura-Kapur

Jura Awal

Keterangan :

: Formasi Talang Akar Bagian bawah

: Weathered Granite

: Granite Wash

: Fractured Granite

: Real Basement (Late Eocene Granite)

: Real Basement (Early Jurassic Granite)

: Horison seismik Formasi Talang Akar Bagian Bawah

: Horison seismik Granitic Basement Reservoir

: Horison seismik Real Basement

Intrusi Batolit

Pelapukan dan erosi

Resen

Plio-Plistosen reaktivasi sesar normal UBL-STengmenjadi sesar gunting NNW-SSEdan pembentukan sesar berbalik BL-Tengserta sesar turun TL-BD akibat gaya kompresi

Oligosen Akhir Basin rifting masih berlangsung

pelapukan dan erosidan sedimentasi Syn rift

Proses endogen Proses endogenProses eksogen Proses eksogenSketsa/gambar sketsa/gambar

Gambar 16. Rekonstruksi sejarah geologi pembentukan reservoir batuan dasar granitis di Lapangan PT.


18/18


130

gara dan sesar normal berorientasi timur laut

- barat daya. Selain itu, sesar turun di sebe-

lah barat Lapangan PT. yang berarah utara

timur laut - selatan barat daya ini meng-

alami perubahan arah pergerakan, sehinggamenjadi sesar gunting akibat dari adanya

kontak batuan yang bervariasi densitas dan

jenisnya. Pergerakan sesar-sesar pada fase

ini juga menyebabkan granit di Lapangan

PT terekahkan. Bersamaan dengan rezim

tektonik ini terendapkan Formasi Kasai.

KESIMPULAN

Batuan dasar granitik pada Lapangan PT

yang dapat menjadi reservoir hidrokarbon

sebagai target utama adalah:

Granit terekahkan berumur Eosen Akhir,

lapuk dengan intensitas ubahan ringan

sampai sedang dengan komposisi mineral

ubahan 5,60% - 32,00%. Top satuan ini jatuh

pada deeksi membesar gamma ray. Nilai

log rata-rata tiap sumur bervariasi untuk

gamma ray 235 - 406 API, resistivitas 16,1- 801 ohm-M, densitas 2,25-2,54 g/cc, dan

porositas neutron 0,058 - 0,201 npu. Adanya

rekahan ditunjukan oleh deeksi membesar

spektral uranium, pergerakan kurva MSFL

yang cepat, separasi log LLD dan LLS,

serta nilai anomali sonik yang meningkat

secara tajam. Dari analisis inti pemboran

pada kondisi NOB porositasnya 11,8% -

20,7% atau cukup sampai baik sekali, dan

permeabilitas horizontal 1,19 - 46,4 md atauketat sampai baik. Pada seismik, top satuan

ini jatuh pada peak di antara sedimen yang

onlap dan granit segar bertekstur reection

free. Ketebalan satuan ini adalah 31 - 323

ft pada kedalaman 4223 - 5233 ft SSTVD.

DST terbaik pada Sumur PTD-2 sebesar

1044 BOPD. Satuan ini tersebar di seluruh

area Lapangan PT dan terbukti bahwa aku-

mulasi hidrokarbon terdapat pada lereng

tinggian. Pada bagian lereng sampai puncaktinggian, di atas satuan ini terdapat Satuan

Granit terlapukkan yang semakin ke puncak

tinggian semakin tebal pelapukannya.

Granite wash yang berkembang pada dasar

lereng baratdaya tinggian dengan ketebalan33 - 235 ft pada kedalaman 4674 - 4931 ft

SSTVD. Nilai log rata-rata untuk gamma

ray 360 - 386 API, resistivitas 5,36 - 166

ohm-M, densitas 2,36 - 2,38 g/cc, dan po-

rositas neutron 0,162 - 0,185 npu. DST ter-

baik pada Sumur WPT-2 yaitu 23.8 BOPD.

UCAPAN TERIMAKASIH

Terimakasih disampaikan kepada BP. MIGAS, Pet-

rochina International Jabung Ltd., dan Universitas

Diponegoro yang telah memberikan ijin penelitian

dan publikasi serta bimbingan.

ACUAN

Darman, H. dan Sidi, F.H. 2000. An Outline of The

Geology of Indonesia. IAGI.

Holis, Z., Sapiie, B. Suta, I. N., Utama, M. K., dan

Hadiana, M., 2010. Fault Characteristic and Palin-

spatic Reconstruction of The Jabung Field, South

Sumatra Basin, Indonesia. Proceedings, 39th Annual

Convention of Indonesian Association of Geologists,

Lombok, 20 pp.

Morison, K., 1997. Hydrothermal Minerals and Their

Signicance. Geothermal and Mineral Service Divi-

sion of Kingston Morrison Ltd: Auckland.

Pulunggono, A., Haryo, A. S., dan Kosuma, C.G. 1992.

Pre-Tertiary and Tertiary fault systems as a framework

of the South Sumatra Basin; a study of SAR-maps. Proccedings, 21 st Annual Convention of Indonesian

Petroleum Association. Jakarta, p. 339 - 360.

Salim, Y., Nana, D., Maryke, P., Yustika, I., Mimi

S., dan Fauzi M., 1995. Technical Study Report

Remaining Potential of The South Sumatra Basin.

South Sumatra AMI Study Group.

Setyobudi, P. T. 2011. Tugas Ahir: Studi Karakteristik

dan Sebaran Lateral Reservoir Batuan Dasar Grani-

tik dengan Data Sumur Pemboran Dan Seismik 3-D

Pada Lapangan PT, Sub Cekungan Jambi, Cekung anSumatra Selatan. UNDIP, Semarang.

Documents

5. Prihatin Tri.pdf