Upload
suwinda-sabrina
View
257
Download
3
Embed Size (px)
Citation preview
Petroleum Systems of the Northwest Java Province, Indonesia
1) Pendahuluan The Northwest Java Basin terletak di perairan Indonesia dan termasuk beberapa daerah
onshore Jawa Provinsi ini meliputi cekungan Sunda dan Asri di wilayah Sumatera lepas pantai
tenggara dan meluas ke arah timur menyeberangi Laut Jawa untuk wilayah Basin Ardjuna dan
Jatibarang Basin dan dekat kota Semarang di pantai utara Jawa (Gambar 1. dan Gambar.
2 ). Batas selatan provinsi adalah Jawa darat pada marjin utara Palung Bogor. Provinsi ini juga
mencakup Basin Vera lepas pantai dan bagian dari Billiton Basin, Karimunjawa Arch, dan
Trough Banwean, yang semuanya berada di Paparan Sunda di bawah Laut Jawa ( Gambar. 2 ).
Konsesi Onshore dioperasikan oleh Pertamina, nasional Indonesia perusahaan minyak,
dan konsesi lepas pantai yang dioperasikan oleh perusahaan dalam produksi-sharing perjanjian
dengan Pertamina. Konsesi mencakup daerah yang luas dan telah beroperasi selama bertahun-
tahun, namun, beberapa bagian dari wilayah Laut Jawa tetap hampir belum diselidiki.
2) Kerangka Tektonik Regional North West Java Basin
Suwinda Sabrina 1111.100.126Plug 2
Paparan Sunda dibatasi oleh oleh kerak samudera di sebelah timur dan pusat spreading, dari
barat dengan kerak benua, dan ke selatan dengan kerak samudera. Sistem subduksi saat ini, terletak di
lepas pantai selatan Jawa masa kini, dimulai pada Oligosen akhir (Hamilton, 1979). Stres tektonik dan
ekstensi, yang dihasilkan dari utara pergerakan lempeng Australia dan India dan rotasi Kalimantan,
membentuk perpecahan atau setengah graben pada kompleks sisi selatan dari Paparan Sunda (sekarang
Sumatera dan Jawa) dalam Eosen ke waktu Oligosen ( Gambar 3. ) (Hall, 1997a, b, Longley, 1997,
Sudarmono dan lain-lain, 1997). Kompleks ini sejajar utara-selatan dan dipisahkan oleh dataran
tinggi. Fitur struktural Onshore terdiri cekungan bolak dan tertinggi struktural, dari barat ke timur ini
adalah Tinggi Tangerang, Ciputat Basin, Rengasdengklok Tinggi, Pasir Putih Basin, Pamanukan-
Kandanghaur Tinggi dan Horst, Jatibarang Basin, dan palung Ceribon ( Gambar. 2 ) ( Reminton dan
Pranyoto, 1985; Adnan dan lain-lain, 1991). Struktur lepas pantai termasuk Sunda dan cekungan Asri,
Platform Seribu, Ardjuna Basin, F Tinggi, Vera Basin, Jatibarang Basin, Eastern Shelf, Billiton Basin,
Karimunjawa Arch, dan palung Banwean (Ponto dan lain-lain, 1988; Adnan dan lain-lain,
1991) . Beberapa bukti menunjukkan sag simetris gabungan dan setengah-graben sejarah ke tektonik awal
Sunda dan cekungan Asri (Aldrich dan lain-lain, 1995).
Batuan Induk Formasi Banuwati – Oligocene / Miocene (382.401)
Suwinda Sabrina 2111.100.126Plug 2
Eosen Akhir hingga awal Oligosen Banuwati endapan cekungan Sunda dan Asri diendapkan di
anoxic, danau lingkungan ( Gambar 4. ) (Wicaksono dan lain-lain, 1992; Pertamina, 1996, Noble dan
lain-lain, 1997). Ini shale merupakan tingkat terbesar dari danau di akhir periode pengendapan Formasi
Banuwati. Danau ini menempati kontemporer beberapa setengah-setengah graben dan terhubung-graben
sistem di seluruh provinsi. Dua timur miring dan satu arah barat miring setengah-grabens adalah
depocenters untuk Shale Banuwati di Cekungan Sunda di mana basement 12,000-16,000 ft (3,648-4,864
m) dalam (Wicaksono dan lain-lain, 1992). Satu timur miring setengah graben adalah tempat
pengendapan Shale Banuwati di Cekungan Asri (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Ini cokelat tua sampai
hitam serpih lebih dari 400 kaki (121 m) tebal di bagian terdalam dari Cekungan Sunda setengah graben,
namun menipis sampai 100 ft (30 m) di marjin shoaling (Wicaksono dan lain-lain, 1992; Pertamina,
1996). Ini adalah minyak serpih-rawan (Tipe I) batuan dan segel untuk batupasir intraformational
(Wicaksono dan lain-lain, 1992). Sumber-rock endapan danau serpih memiliki karbon organik total
(TOC) nilai 1,87-8,0% berat, dan indeks hidrogen (HI) dari 573-637 miligram hidrokarbon / gram TOC
(mg HC / g) (Pertamina, 1996). Pemodelan menunjukkan bahwa minyak rawan batuan sumber mencapai
fase utama generasi minyak saat dikubur pada kedalaman antara 9.500 ft (2.888 m) (Wicaksono dan lain-
lain, 1992) dan 11.800 ft (3.587 m) (Pertamina, 1996) 15-8 MA. Penemuan dari 1,2 miliar barel minyak
(BBO) dipulihkan dan 65 BCFG dikaitkan dengan ini batuan induk (Aldrich dan lain-lain, 1995).
Batubara dan serpih overbank dan serpih endapan danau dangkal Anggota Zelda dan Gita dari Formasi
Talang Akar akan batuan sumber baik jika matang. Bara Gita yang kental dengan nilai-nilai TOC dari
3,7-25% berat (Pertamina, 1996). Serpih laut dan napal dari Raja Batu dan Formasi Gumai mungkin
menghasilkan hidrokarbon jika dikubur dalam-cukup untuk menjadi matang (Pertamina, 1996).
Petroleum Occurrence (Migrasi) Formasi Banuwati – Oligocene / Miocene (382.401)
Unit Sunda / Asri penilaian terdiri dari dua cekungan lepas pantai, cekungan Sunda yang mencakup
setengah grabens beberapa cekungan Asri yang terdiri dari satu setengah-graben ( Gambar. 1 , Gambar
2. dan Gambar. 5 ). cekungan ini telah digabungkan dalam sistem petroleum 382.401 karena sifat endapan danau
dari batuan sumber di kedua, meskipun baskom masing-masing memiliki gaya struktural yang agak berbeda, sejarah
pengendapan, dan usia. Wilayah konsesi yang mencakup cekungan hanya lebih dari 11.000 km2 kedalaman (Wight
dan lain-lain, 1997) dan air adalah 70-90 kaki (21-27 m) (Wicaksono dan lain-lain 1992). Pada tahun 1997, produksi
Suwinda Sabrina 3111.100.126Plug 2
kumulatif dari kedua daerah adalah 800 MMBO pada tingkat rata-rata 90.000 barel minyak per hari (BOPD) (Wight
dan lain-lain, 1997).
Migrasi vertikal disarankan sebagai mekanisme untuk mengisi waduk di atas batas areal terbatas batuan
induk matang, dan migrasi baik vertikal dan lateral mungkin terlibat dalam pengadaan waduk terletak updip dan
jauh dari bidang batuan induk matang (Wicaksono dan lain-lain, 1992). Migrasi lateral terjadi melalui beberapa
zona dari batu pasir dan cuaca saluran bawah tanah. Para batuan dasar pra-Tersier di Ambar ( Gambar. 5 )
membentuk reservoir hidrokarbon sebanyak 200 ft (60 m) tebal (Pertamina, 1996).Ini zona batuan dasar lapuk juga
diduga memberikan jalur penting bagi hidrokarbon yang dihasilkan dalam graben setengah-untuk bermigrasi updip
ke waduk yang lebih muda (Pertamina, 1996).
Lapangan Widuri di Cekungan Asri ( Gambar 5. ) dibatasi oleh kesalahan bahwa minyak bumi terperangkap, yang
dihasilkan oleh batuan induk Banuwati matang dalam graben setengah dalam, migrasi up-dip sepanjang margin
shoaling dari separo graben Asri.Terjadinya bidang ini menunjukkan migrasi lateral lebih dari 18 mil (30 km)
(Wicaksono dan lain-lain, 1992).
Migrasi lateral yang cukup besar juga disarankan di Cekungan Sunda oleh lokasi akumulasi berbagai jauh dari
lokasi yang dikenal dari batuan induk dewasa ( Gambar. 5 ). Di bagian tenggara cekungan ini ada produksi minyak
dari laut dangkal dan batugamping karbonat platform di Formasi Batu rendah Miosen Raja dan Formasi Gumai
(Wicaksono dan lain-lain, 1995). Meskipun tujuh bidang dalam bermain karbonat gabungan telah menghasilkan 250
MMBO, rendahnya kualitas reservoir, perangkap ukuran yang terbatas, dan faktor pemulihan yang rendah telah
membatasi keberhasilan penemuan dalam drama ini (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Fields yang menghasilkan
minyak dan gas dari reservoir karbonat di Cekungan Sunda didistribusikan sejauh utara Lapangan Dita dan
umumnya terletak di tepi barat dan selatan Cekungan Sunda (Park dan lain-lain, 1995). Migrasi dari serpih
Banuwati dewasa awalnya atas keluar dari main setengah graben sepanjang kesalahan dan lateral sebanyak 28 mil
(45 km) ke dalam perangkap karbonat reservoir (Wicaksono dan lain-lain, 1995).
Trap (Perangkap) Formasi Banuwati – Oligocene / Miocene (382.401)
Lima dari enam bidang dijelaskan oleh Petroconsultants (1996) di Cekungan Asri terjebak dalam
anticlines, lapangan terbesar, Widuri, digambarkan sebagai perangkap sesar. Lebih dari 55% dari bidang
di Cekungan Sunda adalah sesar atau struktural perangkap (Petroconsultants, 1996). Hampir 63% dari
cadangan minyak setara dalam unit penilaian terjebak oleh sesar, blok sesar, atau pengaturan struktural
lainnya, sedangkan lebih dari 36% dari cadangan terjebak dalam anticlines (Petroconsultants,
1996). Karbonat terumbu dan account buildups untuk sisa, yang terutama gas (Petroconsultants, 1996).
Suwinda Sabrina 4111.100.126Plug 2
Reservoir Rocks Formasi Banuwati – Oligocene / Miocene (382.401).
Formasi Banuwati, dari Eosen sampai Oligosen, reservoir pasir hadir bawah dan dalam interval batuan ( Gambar.
4 ). Synrift ini, deposito klastik kasar merupakan lingkungan aluvial dan fluvial awal keretakan-isi dan pengaturan
kemudian marjinal-endapan danau, fluvial, delta, dan turbidit (Aldrich dan lain-lain, 1995; Pertamina, 1996). The
Sunda Basin Janti dan penggemar Yani prograded ke dalam air di mana endapan danau sumber-rock fasies sedang
disimpan. Penggemar ini mengakibatkan reservoir batu pasir dengan porositas 5-15% dalam bagian sebanyak 700 ft
(212 m) tebal (Pertamina, 1996). The Janti-3 baik IP di 2.450 BOPD dan sumur Yani-1 dan -2 pada 1.000 BOPD
dan 100 BOPD ( Gambar. 5 ) (Pertamina, 1996). Porositas berkurang akibat pemadatan dan sementasi namun
porositas solusi sekunder terjadi. Deposito fan serupa bisa diharapkan di Cekungan Asri dan setengah-grabens.
Formasi TAlang Akar di daerah Sunda / Asri dibagi menjadi Anggota Zelda Oligosen dan Miosen Anggota Gita
( Gambar. 4 ).Di Cekungan Asri Anggota Gita adalah sebaya dengan Formasi Raja rendah Batu.
Batupasir Stacked aliran dikepang, distributary, dan fasies titik bar menunjukkan pengkasaran-atas keseluruhan dari
saluran fluvial diskrit di bagian bawah Anggota Zelda ke saluran digabung di bagian atas (Pertamina,
1996). Rentang saluran 5-25 ft (1.5-6 m) kental dengan 20-30% porositas dan Darcies beberapa permeabilitas
(Pertamina, 1996). Para Anggota Zelda adalah reservoir memproduksi dan juga berfungsi sebagai saluran migrasi
untuk sumber Pembentukan endapan danau Banuwati mendasari atasnya Batu Raja karbonat reservoir (Aldrich dan
lain-lain, 1995, Pertamina, 1996). Diagenesis kaolinit menyumbat tenggorokan pori pada kedalaman penguburan
meningkat di bawah 8.000 kaki (2.432 m) (Pertamina, 1996). Risma-1, 2,3 memproduksi minyak dari interval ini
dan IP pada 1,245-4,500 BOPD ( Gambar. 5 ) (Pertamina, 1996).
Gita di Cekungan Asri lebih muda dari Gita di Cekungan Sunda ke selatan, pelanggaran laut setelah terjadi
kemudian menuju utara. Ini adalah reservoir utama di Widuri dan Intan di Cekungan Asri dengan 60% dari
cadangan ladang ( Gambar. 5 ) (Petroconsultants, 1996). Cekungan Asri diuji pada tahun 1988 dan Widuri-1, dibor
hingga -3.735 ft bawah laut (1.135 m), ditemukan 170 ft (51 m) dari minyak bersih di Formasi Talang Akar atas
dalam 6 ditumpuk waduk (Young dan lain-lain, 1991) .Pengeboran delineasi mengkonfirmasi ladang minyak sekitar
5.000 hektar (2.020 hektar) (Young dan lain-lain, 1991). Produksi dimulai pada tahun 1990. Bidang ini adalah
perangkap kombinasi struktural dan stratigrafi dianggap sebagai tiga-cara kesalahan penutupan (Young dan lain-
Suwinda Sabrina 5111.100.126Plug 2
lain, 1996). Kesalahan adalah kesalahan Oligosen diaktifkan kembali dalam waktu Miosen awal (Young dan lain-
lain, 1991). Para Anggota Gita di Cekungan Asri terdiri dari pasir channel distributary sebanyak 56 ft (17 m) tebal
di saluran 2,000-4,000 ft (608-1,216 m) lebar (Pertamina, 1996). Porositas adalah 25-35%, permeabilitas adalah 1-
30 Darcies dan IP adalah 2,000-6,000 BOPD (Pertamina, 1996). Seluruh bagian umumnya denda atas dan menjadi
semakin kelautan.
Turunkan Formasi Batu Raja The Batu Bawah Raja karbonat dikembangkan selama paleotopography dari bukit dan lembah menorehkan dalam
pengaturan rak dangkal ( Gambar. 4 ) (Park dan lain-lain, 1995). Serangkaian Formasi Batu karang Raja dan
lagoonal karbonat pinggiran pra-Tersier pulau beku dan vulkanik (Wight dan Hardian, 1982). Kompleks Cinta-
Rama bidang terletak sekitar Arch Cinta dan Krisna dan Fields Yvonne rim paleohighs ( Gambar. 5 ) (Park dan lain-
lain, 1995). Minyak Krisna lapangan, ditemukan pada tahun 1976, terletak di tinggi Krisna, yang terbesar dari
paleoislands ( Gambar 3. dan Gambar. 5 ) (Wight dan Hardian, 1982). Raja Batu tidak hadir di puncak tinggi Krisna
dan mengental jauh dari tinggi ke maksimal 250 ft (76 m) (Wight dan Hardian, 1982). Beberapa waduk dalam unit
ini melebihi 100 ft (30 m) dengan ketebalan dan 25% rata-rata porositas (Wight dan Hardian, 1982). IP dalam
sumur dengan gaji bersih 40-100 ft (12-30 m) diukur pada 3,000-8,000 BOPD dengan water drive (Wight dan
Hardian, 1982). Kontak minyak / air adalah 150 kaki (45 m) lebih rendah di sisi utara lapangan (Wight dan Hardian,
1982). Tinggi sekunder porositas dikembangkan pada fasies karang dan fasies lagoonal biasanya ketat karena
pencucian bahan skeletal aragonitic di lingkungan air tawar freatik sebagai akibat dari paparan lowstand berulang
sub-aerial (Wight dan Hardian, 1982). Patahan dan basement zona pelapukan menambah permeabilitas dan
pengembangan jalur migrasi (Wight dan Hardian, 1982).
Di bagian tenggara Cekungan Sunda, Formasi Batu Bawah Raja selaras ignimbrit serpih dan batu bara dari Anggota
Gita dari Formasi Talang Akar (Wicaksono dan lain-lain, 1995). The ft 240 (73 m) bagian tebal terdiri dari empat
siklus dari berbagai ketebalan yang mewakili pembangunan di 65 ft (20 m) kedalaman air untuk kondisi sub-aerial
(Wicaksono dan lain-lain, 1995).Porositas ditingkatkan oleh pelarutan meteorik tetapi kemudian pengisi dengan
semen kalsit, sehingga umumnya miskin porositas (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Porositas berkisar 5-35%
dengan permeabilitas kurang dari 10 mD dan sebagian besar kurang dari 1 mD (Wicaksono dan lain-lain,
1995). Karbonat dari Raja Batu Lower dan Upper dan Limestone Gumai di lokasi ini dikembangkan pada platform
terjun utara yang bergantian banjir dan terkena (Wicaksono dan lain-lain, 1995).
Atas Batu Raja Formation Di tenggara Sunda Basin Batu Raja Hulu terdiri dari batu gamping lebih dari 200 kaki (61 m) tebal dikembangkan
Suwinda Sabrina 6111.100.126Plug 2
selama highstand pada platform, dangkal interior di mana sirkulasi air dibatasi (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Di
Nora dan Yuli sumur Batu Raja Hulu terdiri dari enam kaki 20-40 (6-12 m) urutan tebal wackestones berubah ke
packstones atasnya dan rudstones dengan percabangan puing-puing karang dan penurunan kandungan liat
(Wicaksono dan lain-lain, 1995). Bagian atas dari setiap urutan menampilkan peningkatan porositas. Minor paparan
sub-aerial utama ditunjukkan di bagian atas setiap urutan dan fitur diagenesa tak jenuh muncul di bagian atas dari
anggota pada kontak dengan Formasi Gumai atasnya (Wicaksono dan lain-lain, 1995).Sekunder porositas 20-30%
adalah hasil pembubaran aragonit dihasilkan oleh paparan berulang dan pembubaran semen kalsit dari paparan
utama pada akhir Miosen awal (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Permeabilitas umumnya <10 mD dengan local area
100 mD (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Produksi awal (IP) mengikuti acidization Nora-1 dilaporkan di 2.275
BOPD (Wicaksono dan lain-lain, 1995).
Di Cekungan Asri, Batu Raja Hulu terdiri dari tipis, serpih dan batu kapur laut dangkal kurang berkembang dan
batupasir dengan beberapa non-komersial menunjukkan minyak dan gas.
Formasi Gumai Formasi Miosen rendah Gumai di Cekungan Sunda merupakan periode pelanggaran berakhir dengan pengendapan
segel shale daerah ( Gambar 4. ) (Wicaksono dan lain-lain, 1995). Para Anggota Gumai Limestone hadir sebagai
buildups karbonat lokal di wilayah tenggara cekungan. Hal ini terdiri dari empat siklus mendalam untuk batuan laut
dangkal, hanya tertua yang menunjukkan bukti paparan sub-aerial berikutnya (Wicaksono dan lain-lain,
1995). Wicaksono dan lain-lain (1995) menggambarkan fase pembubaran luas yang disebabkan oleh pembilasan
dari platform karbonat dengan air meteorik sebelum akhir pengendapan karbonat.
Seal (penutup)
The Gumai Shale Anggota adalah segel regional yang efektif di Sunda / Asri daerah (Pertamina, 1996)
atasnya baik Formasi Batu Raja dan Gumai Anggota Limestone di wilayah tenggara Cekungan Sunda
(Wicaksono dan lain-lain, 1995). Hal ini digambarkan sebagai deep-air transgresif batulempung
(Wicaksono dan lain-lain, 1995) dan sebanyak 900 ft (274 m) tebal (Pertamina, 1996).Sedimen liat terus
diendapkan selama Miosen tengah, dan strata usia ini dikenal sebagai Air Benakat batulempung
( Gambar. 4 ).Para batulempung segel Batu Raja waduk yang dikembangkan pada platform karbonat dan
buildups karbonat yang dikembangkan di dan sekitar paleohighs ( Gambar. 4 ) (Wicaksono dan lain-lain,
1992). Bidang Krisna disegel oleh Batu Raja shale, yang tirai reservoir karbonat dan basement onlaps
(Wight dan Hardian, 1982). Di Cekungan Asri, Gumai yang hadir umumnya sebagai shale tanpa
komponen karbonat (Wicaksono dan lain-lain, 1995; Aldrich dan lain-lain, 1995). Dalam baskom, para
serpih dari Formasi segel Raja Batu bentuk (Wicaksono dan lain-lain, 1992), dan serpih di bagian atas
Suwinda Sabrina 7111.100.126Plug 2
dari Formasi Talang Akar segel klastik waduk (Wight dan lain-lain, 1997). Gumai ini ditindih oleh
Formasi Cisubuh, yang di beberapa tempat terdiri dari batu pasir alluvial volkanik dan akhir-akhir
Miosen-Plio-Pleistosen usia dan di tempat lain adalah shale laut Miosen ke Pliosen usia ( Gambar. 4 )
(Pertamina, 1996) . Cisubuh secara lokal bertindak sebagai segel dimana serpih Gumai adalah tidak ada
atau telah transeksi oleh kesalahan (Pertamina, 1996).
http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50R/ardj_occr.html#JATIBARANG
Jatibarang / Talang AKAR-OLIGOCENE/MIOCENE (382.402) Ardjuna PENILAIAN UNIT (38.240.201)
Minyak Kejadian The Jatibarang / Talang Akar-Oligocene/Miocene sistem petroleum terdiri dari polong beberapa Jatibarang aktif dan
Talang Akar batuan sumber Formasi ( Gambar. 7 ). Daerah-daerah yang digabungkan ke dalam satu sistem petroleum dan satu unit penilaian dalam laporan ini, meskipun perbedaan geokimia dapat dibuat antara hidrokarbon
yang berasal dari daerah-daerah dewasa interval sumber-rock yang sama (Noble dan lain-lain, 1997). Ada lima interval stratigrafi utama yang menghasilkan hidrokarbon di unit masing-masing dengan penilaian Ardjuna jenis perangkap terkait: 1) tuf Jatibarang, 2) Talang Akar batupasir, 3) Raja Batu karbonat, 4) klastik hasil Cibulakan Atas
dan karbonat, dan 5) karbonat Parigi ( Gambar. 4 ). Beberapa interval stratigrafi membentuk tren geografis, sedangkan terumbu karbonat laut, misalnya, yang terletak di tertinggi topografi (sering utara / selatan tren blok kesalahan) dan menempati wilayah kedalaman paleowater menguntungkan.
Cakrawala stratigrafi tertua memproduksi adalah tuff vulkanik dari Formasi Jatibarang. Hidrokarbon terakumulasi dalam blok patahan yang berdekatan dengan daerah downfaulted dari batuan induk matang terutama di Cekungan
Jatibarang dekat Cirebon (Gambar. 8 ) (Adnan dan lain-lain, 1991). Bidang Jatibarang telah menghasilkan 72 MMBO pada tahun 1989 dari reservoir vulkanik.Cadangan tambahan di reservoir atasnya (Adnan dan lain-lain, 1991), dengan produksi dari klastik hasil Talang Akar, Raja Batu karbonat, klastik hasil Cibulakan Atas, dan
karbonat Parigi (Adnan dan lain-lain, 1991). Batuan endapan danau di Cekungan Jatibarang, di daerah baik di darat dan lepas pantai, adalah sumber dari akumulasi hidrokarbon besar di segala arah (Adnan dan lain-lain, 1991, Noble
dan lain-lain, 1997). Ini batuan endapan danau matang sumber disertakan dalam Jatibarang / Talang Akar-
Oligocene/Miocene petroleum system (382.402). Minyak diidentifikasi sebagai bersumber oleh batuan endapan danau sumber dicampur dalam beberapa bidang dan berbeda pada orang lain di daerah ini (Noble dan lain-lain,
1997). Bidang Jatibarang adalah bidang terbesar ditemukan di Jawa Northwest onshore (Adnan dan lain-lain, 1991).
Sandstone waduk dari fluvial-delta, pantai, laut dangkal Talang Akar Pembentukan menghasilkan minyak dan gas dalam perangkap didistribusikan daratan dan lepas pantai di unit penilaian Ardjuna ( Gambar 8. ) (Pertamina,
1996). Channel pasir laut dan batu gamping terumbu dari Formasi Batu Raja, yang terbentuk selama fase pasca-sag keretakan sebagai akibat dari pelanggaran laut luas dari selatan, juga memproduksi waduk penting dalam unit penilaian (Pertamina, 1998).
The Cibulakan Atas waduk besar-besaran dan utama terdiri dari klastik hasil delta dan dekat pantai dan karbonat
platform. Mereka diendapkan selama kenaikan permukaan laut yang membanjiri Platform Sunda (Yaman dan lain-
lain, 1991). Utara-ke selatan-berorientasi Mid-Main buildups karbonat yang terletak di timur laut wilayah kecil Jakarta (Yaman dan lain-lain, 1991).
Suwinda Sabrina 8111.100.126Plug 2
Pre-Parigi dan karbonat Parigi dikembangkan di tengah waktu Miosen akhir ( Gambar. 4 ), ketika sebuah platform karbonat dengan utara-selatan bioherms berorientasi dikembangkan di seluruh daerah (Yaman dan lain-lain,
1991). Pre-Parigi buildups yang terletak di daerah besar yang memanjang 30 mil (50 km) lepas pantai timur laut dari
Jakarta (Carter dan Hutabarat, 1994, Yaman dan lain-lain, 1991). Dari timur dari Jakarta ke utara Cirebon, Parigi buildups karbonat terjadi, offset ke timur dari Pra-Parigi buildups, atas area yang luas baik di darat dan lepas pantai (Carter dan Hutabarat, 1994, Yaman dan lain-lain, 1991).
Minyak dianalisis dengan GeoMark (1998) dari kesamaan penilaian show unit Ardjuna dari komposisi isotop karbon yang stabil dari fraksi hidrokarbon jenuh (13Cs) diplot terhadap rasio murni untuk fitana (Pr / Ph) ( Gambar
6. ). Unit ini memiliki minyak dengan konsentrasi oleanana tinggi, C27/C29 sterane> 1, hopane / sterane> 4 dan
didominasi oleh berat medium n-alkana (Haposan dan lain-lain, 1997). Minyak ini dikaitkan dengan batuan sumber
terbentuk dalam lingkungan, delta yang kaya batu bara pengendapan (Haposan dan lain-lain, 1997). Konsentrasi
Sulfur dari 0,02-0,42% dilaporkan oleh Haposan dan lain-lain (1997). Ada juga minyak yang memiliki banyak botryococcane, hopane / sterane> 8, distribusi sterane dari C28 adalah> C29 lebih besar dari C27, dan n-alkana C21-C33 dari menunjukkan asal endapan danau untuk beberapa batuan sumber dalam penilaian Unit (Haposan dan lain-
lain, 1997). Konsentrasi Sulfur minyak ini dilaporkan sebagai 0,11-0,16% (Haposan dan lain-lain, 1997). Ini
akumulasi telah disertakan dengan sistem petroleum. Sebuah minyak karbonat yang diturunkan, mungkin dicampur dengan minyak bersumber delta / batubara, juga diakui oleh Haposan dan lain-lain (1997).
Gas dalam sistem Jatibarang / Talang minyak Akar-Oligocene/Miocene, ditafsirkan akan berasal dari fase gas dari
batuan sumber yang sama seperti yang dibahas di atas. Karbon dioksida konten dalam gas rendah kecuali di beberapa daerah di mana CO 2onshore konten lebih tinggi dari 50% dan dikaitkan dengan metamorfosis mineral karbonat (Noble dan lain-lain, 1997).
Minyak migrasi terjadi baik secara vertikal dan lateral. Jalur migrasi vertikal terutama kesalahan yang
memungkinkan migrasi dari batuan induk ke batuan reservoir atasnya (Noble dan lain-lain, 1997). Jalur migrasi lateral terjadi di sepanjang permukaan bawah tanah dan ketidakselarasan, atau melalui tempat tidur berpori, batuan
reservoir jauh dari lokasi batuan induk matang. Saluran klastik dari Formasi Talang Akar, selaras utara ke selatan,
diyakini jalur migrasi sangat penting di wilayah tersebut (Noble dan lain-lain, 1997). Saluran ini menghubungkan beberapa cekungan yang mengandung batuan induk matang darat ke penampungan yang sekarang berada di luar
negeri, sampai mencelupkan dan ke utara ( Gambar. 1 ) (Noble dan lain-lain, 1997). Kombinasi migrasi vertikal dan lateral mekanisme yang penting di kawasan ini untuk sumber penampungan ditumpuk beberapa (Noble dan lainnya,
1997). Gas dalam bidang karbonat dangkal Pre-Parigi dan Formasi Parigi mungkin berasal dari batuan sumber Talang Akar di sebanyak banyak dari buildups terjadi pada kesalahan yang penurunan terkendali dari beberapa
subbasis matang. Karbonat buildups yang tidak memiliki sistem sesar, di sisi lain, mengandung gas sedikit atau
tidak ada (Yaman dan lain-lain, 1991; Carter dan Hutabarat, 1994). Buildups lain yang terletak jauh dari ini subbasis dan kesalahan mungkin berisi gas dari sistem petroleum biogenik dan unit penilaian.
Medan rata-rata yang menghasilkan dari Formasi Talang Akar di daerah lepas pantai mengandung 25-30 juta barel
setara minyak (MMBOE) dengan volume yang sama gas dan minyak (Gresko dan lain-lain, 1995). Pada akhir tahun 1995 produksi minyak kumulatif dilaporkan pada 1,025 BBO dan gas mencapai 1427000000000 kaki kubik gas
(TCFG).
Jatibarang / Talang AKAR-OLIGOCENE/MIOCENE (382.402) Ardjuna PENILAIAN UNIT (38.240.201)
Sumber Rock dan Pematangan (Source Rock and Maturation) Batuan sumber utama di unit penilaian Ardjuna adalah serpih karbon delta dan batubara di Formasi Talang Akar atas
Suwinda Sabrina 9111.100.126Plug 2
usia Oligosen akhir yang disimpan dalam synrift terlambat untuk pasca-keretakan pengaturan tektonik (Noble dan lain-lain, 1997;, Gordon 1985; Nugrahanto dan Noble, 1997; Haposan dan lain-lain, 1997; Gresko dan lain-lain,
1995; Ponto dan lain-lain, 1988). Ini batuan induk adalah tipe II dan III dan minyak dan gas rawan dengan TOC dari
40-70% wt dalam bara dan 0,5-9% berat dalam serpih (Ponto dan lain-lain, 1988), dan HI dari 200-400 . Perkiraan
hidrokarbon diusir dari batuan sumber Talang Akar adalah 64 miliar barel (Ponto dan lain-lain, 1988). Batuan sumber kecil yang diwakili oleh strata endapan danau dari Formasi Talang Akar yang lebih rendah (Noble dan lain-lain, 1997; Nugrahanto dan Noble, 1997; Haposan dan lain-lain, 1997) dan mungkin dari Formasi Jatibarang di
subbasin Jatibarang ( . Gambar 6 ) (Gresko dan lain-lain, 1995; Noble dan lain-lain, 1997). Pembentukan hidrokarbon mungkin telah dimulai pada awal 25 Ma untuk unit yang lebih rendah dari Talang Akar dan hingga akhir 1 Ma untuk unit selanjutnya ( Gambar. 7 ) (Pertamina, 1996).
Grabens beberapa bagian dengan tebal Formasi Talang Akar dianggap mengandung batuan sumber matang (Noble
dan lain-lain, 1997). Ini subbasis digabungkan ke dalam satu sistem petroleum terdiri dari hitam pekat, minyak rawan batuan induk, meskipun perbedaan dalam minyak bermigrasi dari daerah-daerah sumber memungkinkan
pemisahan menjadi beberapa resolusi tinggi sistem minyak (Noble dan lain-lain, 1997). Daerah barat dari batuan induk dewasa adalah Ciputat dimana Formasi Talang Akar tipis dan sebagian besar dipengaruhi kelautan ( Gambar.
3 ) (Noble dan lain-lain, 1997). Minyak di bidang ke barat dan utara telah dilacak ke batuan induk (Noble dan lain-
lain, 1997). Daerah Kepuh dan Pasir Bungur dari batuan induk matang mengandung batubara tebal Formasi Talang
Akar ( Gambar. 8 ) (Noble dan lain-lain, 1997). Hidrokarbon bermigrasi dari daerah-daerah matang mengisi reservoir klastik dari Formasi Talang Akar dan waduk karbonat dari Mid-Main di bidang baik di darat dan lepas
pantai di utara ( Gambar 3.dan Gambar. 4 ) (Noble dan lain-lain, 1997). Migrasi minyak dari wilayah Cipunegara matang Akar batuan sumber Talang juga terutama ke utara untuk bidang baik di darat dan lepas pantai ( Gambar. 3 ) (Noble dan lain-lain, 1997).
Bidang batuan induk matang yang terletak di lepas pantai termasuk Selatan dan Tengah Ardjuna subbasis ( Gambar
3. dan Gambar. 8 ). Data seismik di seluruh subbasin Tengah mengindikasikan kesalahan melempar lebih besar dari
3.000 ft (912 m) di kedalaman 200 ft dan (60 m) di cakrawala dangkal (Carter dan Hutabarat, 1994). Lebih dari 100 ft (30 m) dari batuan sumber batubara terjadi di subbasin Selatan dan waduk sumber klastik Utama dan besar-
besaran dan beberapa Talang Akar waduk klastik di bidang sekitarnya (Noble dan lain-lain, 1997). Hidrokarbon yang dihasilkan dalam subbasin Tengah bermigrasi ke ladang ke selatan dan mungkin telah dibebankan sebagai akumulasi belum ditemukan di utara (Noble dan lain-lain, 1997).
Jatibarang / Talang AKAR-OLIGOCENE/MIOCENE (382.402) Ardjuna PENILAIAN UNIT (38.240.201)
Reservoir Rocks Hampir 58% dari minyak dan gas di bagian Basin Ardjuna dari unit penilaian adalah dari Formasi utama dan besar-
besaran dan 23% adalah dari Formasi Talang Akar dan Raja Batu karbonat (Gresko dan lain-lain 1995). Reservoir
tertua adalah dalam cuaca atau basement sisa kapur karstified usia Eosen tengah (Pertamina, 1996). Reservoir ini ditemukan di KLS-1 (Gambar 7) dan diduga bersumber oleh batuan di downdip tersebut, terkubur Formasi Talang Akar (Pertamina, 1996).
Formasi Jatibarang Eosen Formasi Jatibarang synrift Oligosen diketahui dari tepi utara dari Palung Bogor di Jawa Tengah, timur dan
utara ke Bogor ke Jakarta. Formasi ini tebal di subbasis, yang sangat baik dikembangkan di subbasin Jatibarang. Ini mungkin terjadi dalam grabens setengah cekungan Ardjuna, tetapi tipis atau hilang pada tertinggi struktural (Gresko
dan lain-lain, 1995). Para ignimbrit formasi pra-Tersier bawah tanah, yang merupakan granit ke timur laut dan kelas rendah sekis ke barat laut (Nutt dan Sirait, 1985) dan waktu setara dengan Shale Banuwati dari Cekungan Sunda
Suwinda Sabrina 10111.100.126Plug 2
(Gambar 4) (Pertamina, 1996 ). Strata Jatibarang di daerah lapangan Jatibarang terlipat, terpatahkan dan terkikis
sebelum pengendapan dari Formasi Talang Akar berikutnya (Kalan dan lain-lain, 1994). Ini ketidakselarasan erosi diakui di subbasin Ardjuna (Gresko dan lain-lain, 1995).
Pembentukan Jatibarang terdiri dari andesit lava di dasar dan dasit basalt lava interbedded dengan tanah liat, batu
pasir, konglomerat, dan piroklastika di bagian atas (Nutt dan Sirait, 1985). Arus berkomposisi andesit dan tufa
volkanik ulang dan basement yang diturunkan sedimen juga telah dijelaskan (Pertamina, 1996). Fasies klastik berubah dengan cepat baik secara vertikal dan lateral dan sebagian besar berasal dari fluvial (Adnan dan lain-lain,
1991). Formasi ini lebih dari 3.900 ft (1.200 m) tebal di bidang Jatibarang darat dan menipis ke barat (Adnan dan
lain-lain, 1991). Kedalaman ke atas formasi berkisar 9,000-13,000 ft (2,700-4,000 m) (Pertamina, 1996).
Porositas efektif adalah karena patah tulang dengan beberapa porositas intergranular dan vessicular (Nutt dan Sirait, 1985).Porositas dalam beberapa interval memproduksi terbaik adalah sebanyak 20% (Kalan dan lain-lain, 1994)
yang diukur dengan log sumur. Minyak dan gas yang dihasilkan dari Formasi Jatibarang di bidang Jatibarang (Courteney dan lain-lain, 1989) dan beberapa non-komersial akumulasi hidrokarbon telah diuji di daerah lepas pantai (Pertamina, 1996).
Talang Akar Formasi Formasi Talang Akar usia Oligosen (Talangakar, Lower Cibulakan Formasi) selaras Formasi Jatibarang dan batuan
dasar. Formasi ini dicirikan sebagai synrift untuk keretakan akhir deposisi benua gaya (Pertamina, 1996). Bagian bawah merupakan deposisi benua dan bagian atas merupakan pelanggaran kelautan meningkat (Gresko dan lain-
lain, 1995, Pertamina, 1996). Formasi ini juga telah dibagi menjadi tiga unit: dalam urutan, Talang Akar Grits, Delta
Talang Akar, dan Kelautan Talang Akar (Kaldi dan Atkinson, 1993). Unit basal umumnya kualitas reservoir yang buruk, interval delta berisi baik batu sumber dan waduk yang baik, dan interval laut mengandung batuan reservoir
yang baik. Sebagai contoh, Talang Akar di daerah Cekungan Jatibarang termasuk serpih karbon dalam unit yang lebih rendah yang mengandung serpih TOC dari 0,5-2,0% wt dan bolak-balik dan batu gamping di atas unit yang
menghasilkan minyak, gas, dan kondensat (Adnan dan lain-lain, 1991 ).
The Talang Akar rendah di daerah Ardjuna adalah waktu setara dengan Zelda dari Cekungan Sunda (Gbr. 4). Hal ini relatif terbatas pada daerah subbasin yang telah berkembang selama pengendapan dari Formasi Jatibarang (Gresko
dan lain-lain, 1995). Peta Paleodepositional diterbitkan oleh Ponto dan lain-lain (1988) menggambarkan sebuah Lempeng Sunda mengikis diduduki oleh grabens danau dipenuhi dari daerah Ardjuna, dan timur ke pantai barat terkait dengan pelanggaran laut di sepanjang Palung Bogor (Suria dan lain-lain, 1994) yang berlari dari Semarang ke
Cirebon dan ke selatan Jakarta selama deposisi Talang Akar awal. The Talang Akar rendah didominasi oleh deposito benua, yang belum dewasa, baik-untuk kasar, litik kaya, dan buruk diurutkan (Gresko dan lain-lain, 1995;
Pertamina, 1996). Mereka terdiri dari batupasir, mudstones, batubara kecil, dan tuf dari aluvial ke asal delta yang total ketebalan rata-rata 1.500 ft (450m) dengan ketebalan lokal diperkirakan 2.000 kaki (600 m) (Gresko dan lain-lain, 1995).Reservoir batupasir yang sebagian besar miskin dan sangat bervariasi dalam kualitas (Gresko dan lain-lain, 1995, Pertamina, 1996).Semen karbonat mengurangi porositas bersama dengan kaolinit autigenik dan pemadatan dari fragmen batuan beku dewasa dan metasedimentary yang membentuk klastik hasil (Gresko dan lain-
lain, 1995, Pertamina, 1996). Porositas berkisar 7-28% dengan permeabilitas miskin (Pertamina, 1996).
Formasi Talang Akar Hulu terdiri dari nonmarine kelautan delta dan marjinal sedimen rak diendapkan selama
Oligosen terlambat untuk Miosen awal (Ponto dan lain-lain, 1988). Peta Paleodepositional diterbitkan oleh Ponto dan lain-lain (1988) menunjukkan migrasi garis pantai ke arah utara ke lepas pantai posisi garis pantai modern antara Semarang dan Cirebon, dan posisi kemudian lebih dekat dengan garis pantai modern antara Cirebon dan
Jakarta selama tahap berikutnya pengendapan. Embayments diperpanjang utara melintasi fasies subbasin Jatibarang
Suwinda Sabrina 11111.100.126Plug 2
menyimpan garis pantai dan seluruh subbasin Ardjuna mana kompleks delta besar dan fasies garis pantai yang
disimpan (Ponto dan lain-lain, 1988). The subbasin Jatibarang, Ardjuna subbasin, dan daerah mereda rendah terletak di lepas pantai kota Jakarta, terus menjadi fokus serangan laut dan deposisi seluruh pengendapan dari Formasi Talang Akar (Ponto dan lain-lain, 1988).
Reservoir fasies yang telah diidentifikasi termasuk saluran muara dan distributary, bar mulut distributary / bar
pasang surut, dan bar depan delta (Kaldi dan Atkinson, 1993, Suria dan lain-lain, 1994, Pertamina, 1996). Formasi mungkin sebanyak 1.000 ft (300 m) tebal, dengan serpih interbedded, kapur, batubara, dan batu pasir dalam urutan transgresif keseluruhan di mana permukaan banjir dan saluran-fill telah diidentifikasi dengan menggunakan data seismik (Suria dan lain-lain, 1994) .
Kualitas reservoir terbaik adalah pada 40-60 ft (12-18 m) tebal muara batupasir channel distributary ditafsirkan
sebagai mengisi lembah menorehkan (Pertamina, 1996). Ini, didistribusikan secara luas batupasir ditumpuk
memiliki porositas 22-28% dan permeabilitas Darcies 1-3 (Pertamina, 1996). Batupasir ditafsirkan sebagai delta lobus beralih saluran distributary adalah 20-30 ft (6-12 m) tebal, lokal disemen oleh kaolinit, terbatas luasnya, dan memiliki 22-28% porositas (Pertamina, 1996).
Waduk Sandstone disimpan sebagai bar mulut distributary adalah 3-15 kaki (1-5 m) tebal dan disemen oleh
overgrowths kuarsa, ilit, dan kaolinit (Kaldi dan Atkinson, 1993, Pertamina, 1996). Kualitas reservoir dianggap baik dengan 21-25% porositas dan permeabilitas 20-526 mD (Pertamina, 1996).
Membenamkan batupasir depan delta umumnya waduk miskin tergantung pada diagenesis (Kaldi dan Atkinson,
1993, Pertamina, 1996). Ini 1-5 ft (kurang dari 1,5 m) batupasir tebal yang disemen dengan dolomit dan kaolinit
mengakibatkan porositas 6-14% dan permeabilitas 0,02-0,4 mD (Pertamina, 1996). Gelombang mendominasi, bar depan pasir delta menjadi sasaran awal sementasi ferroan dolomit kelautan yang mengurangi porositas sampai 5% dan mengakibatkan rendahnya kualitas reservoir batupasir (Pertamina, 1996).
Batu Raja Formation Sebagai pelanggaran Miosen awal kelautan terus, dan miring dari Lempeng Sunda terendam sumber klastik hasil,
pengembangan karbonat meningkat dalam anggota laut dari Formasi Talang Akar. Formasi ini akhirnya selaras
ditindih oleh Formasi Batu Raja rendah Miosen (Formasi Cibulakan Bawah) (Ponto dan lain-lain, 1988).
Di Cekungan Ardjuna, Formasi Talang Akar terdiri dari batu gamping berkembang dengan baik pada platform
Seribu, sepanjang sesar-dikendalikan tertinggi basement, dan sekitar tertinggi basement (Pertamina, 1996). Waduk terbaik adalah terumbu buildups sekitar tertinggi basement yang terpapar selama permukaan laut lowstands mana
sekunder moldic porositas akibat pencucian biji-bijian aragonit (Pertamina, 1996). Terumbu karang bervariasi dalam
ketebalan 100-150 ft (30-45 m). Zona membayar utama adalah 5-25 kaki (2-8 m) kental dengan porositas dari 31-
36% dan permeabilitas dari 100-1000 mD (Pertamina, 1996). Di daerah Basin Jatibarang, batu kapur dengan interbeds serpih dan napal Formasi Batu Raja mencapai 165 ft (50 m) dengan ketebalan dan memproduksi minyak
dan gas dengan tinggi 2 konten CO (Adnan dan lainnya, 1991). Bebatuan ini mengandung sekitar 5% dari cadangan minyak diidentifikasi setara (Petroconsultants, 1996).
Atas Cibulakan Formasi Untuk menengah ke bawah Miosen Atas Cibulakan Formasi diendapkan dalam batin untuk rak luar dan lingkungan
delta dan dibagi ke dalam, unit Besar Utama dan Pra-Parigi. Hal ini setara dengan sebagian besar dari Formasi Gumai dan beberapa dari Formasi Benkat Air di Cekungan Sunda (Gambar 4) (Butterworth dan lain-lain, 1995;
Reksalegora dan lain-lain, 1996). Interval Utama dan Pra-Parigi adalah reservoir hidrokarbon utama dalam unit
Suwinda Sabrina 12111.100.126Plug 2
penilaian Ardjuna, waduk pasir mengandung 58% dari cadangan minyak yang dikenal setara dengan mayoritas
cadangan dalam interval Utama (Petroconsultants, 1996). Waduk kapur dalam interval tersebut mengandung 10%
dari cadangan dikenal (Petroconsultants, 1996).
Interval besar-besaran dan utama dari Formasi Cibulakan Atas terutama terdiri dari batupasir dan
batugamping. Deposisi di rak laut yang menduduki daerah Ardjuna Basin timur dari Platform Seribu (Gambar 2) (Purantoro dan lain-lain, 1994; Reksalegora dan lain-lain, 1996), perairan laut melanggar dari sedimen selatan dan
klastik berasal dari utara. Garis pantai cenderung terus barat laut ke tenggara lepas pantai dari garis pantai modern
(Purantoro dan lain-lain, 1994, Pertamina, 1996). Beberapa permukaan laut highstands dan lowstands telah diakui dalam suksesi umumnya transgresif (Purantoro dan lain-lain, 1994).
Interval Utama terdiri dari sekitar 2.300 ft (700 m) dari serpih interbedded, batupasir, siltstones, dan batu gamping
(Butterworth dan lain-lain, 1995; Reksalegora dan lain-lain, 1996). Dua geometri pasir yang berbeda yang terjadi dalam interval ini dibahas oleh Reksalegora dan lain-lain (1996): (1) utara ke selatan memanjang, tubuh pasir diskrit, ditafsirkan sebagai mengisi fitur erosi lowstand, dan (2) secara luas didistribusikan pembersihan-up batupasir ditafsirkan sebagai shoreface deposito.
Strata diinterpretasikan oleh Purantoro dan lain-lain (1994) sebagai batupasir lowstand dan lembah mengisi dalam
interval utama adalah quartzose dan sangat membenamkan. Batupasir Stacked adalah sebanyak 50-100 ft (165-330 m) tebal dan dipisahkan sebanyak 200 ft (60 m) dari highstand tufan laut serpih (Butterworth dan lain-lain,
1995). Batupasir ini reservoir memiliki porositas 16-33% dan permeabilitas 7-3,000 mD (Purantoro dan lain-lain,
1994). Strata ditafsirkan sebagai batupasir transgresif yang glauconitic dan sangat membenamkan dengan semen
kalsit lokal (Purantoro dan lain-lain, 1994). Porositas reservoir batupasir ini bervariasi 21-36% dan rentang
permeabilitas dari 2-2,000 mD (Purantoro dan lain-lain, 1994). Strata ditafsirkan sebagai batupasir highstand
digambarkan sebagai berkapur dengan siderit semen (Purantoro dan lain-lain, 1994). Kualitas reservoir adalah kurang sampai sedang dengan porositas 12-30% dan permeabilitas 0,2-800 mD (Purantoro dan lain-lain, 1994).
Karbonat di bagian tengah dari interval utama adalah utara-ke selatan-berorientasi membangun-up di ruang bawah
tanah dan tertinggi di Platform Seribu (Pertamina, 1996). Interval ini mencapai 340 ft (100 m) dengan ketebalan dengan porositas solusi sekunder berkisar 16-32% di zona gaji yang sebanyak 92 ft tebal (28 m) (Pertamina, 1996).
Interval Pre-Parigi dari Formasi Cibulakan Atas terdiri dari bioherms karbonat lokal yang dibentuk di tengah hingga Miosen akhir dan didistribusikan ke wilayah timur laut besar Jakarta (Yaman dan lain-lain, 1991; Pertamina,
1996). Ini terdiri dari wackestone sebagian dolomitized ke grainstone bahwa kelas lateral ke batulempung dengan
kapur stringer (Pertamina, 1996). Dalam berkembang dengan baik daerah ini strata adalah sebanyak 700 ft (210 m) tebal, dan bioherms yang mengarah ke utara ke selatan pada platform laut dangkal dengan kontrol struktural tertinggi basement atau sebelum Batu buildups karbonat Raja (Yaman yang lain, 1991; Carter dan Hutabarat, 1994,
Pertamina, 1996). Kualitas reservoir yang sangat baik, dengan rata-rata porositas diawetkan 30% dan permeabilitas
dari 2 Darcies (Yaman dan lain-lain, 1991). Gas reservoir, metana 98%, kering, (Yaman dan lain-lain, 1991).
Formasi Parigi Formasi Miosen akhir Parigi dikembangkan pada platform struktural stabil laut dangkal sebagai bioherms terkait
dengan paleohighs tapi belum tentu tertinggi basement (Gambar 4) (Yaman dan lain-lain, 1991). Ini tersebar luas, didistribusikan daratan dan lepas pantai di daerah tumpang tindih bagian timur Pre-Parigi distribusi dan terus ke
timur (Yaman dan lain-lain, 1991). Lepas pantai, utara-ke selatan-berorientasi bioherms Parigi lebih dari 400 kaki
(120 m) tebal (Yaman dan lain-lain, 1991, Pertamina, 1996). Terpisah dari tren ini, ke selatan di daerah baik di darat
Suwinda Sabrina 13111.100.126Plug 2
dan lepas pantai, terletak di timur laut-barat daya ke-berorientasi bioherms Parigi yang sebanyak 1.500 ft (450 m)
tebal (Yaman dan lain-lain, 1991, Pertamina, 1996). Orientasi dari bioherms ditafsirkan sebagai hasil dari kombinasi fitur Paleogeografi dan arah paleocurrent, pemisahan dari dua tren mungkin telah disebabkan oleh air yang lebih
dalam reentrant dari timur (Yaman dan lain-lain, 1991). Bioherms dalam tren utara terdiri dari tulang-Foraminifera packstone dengan karang kecil dan umumnya tidak kerangka sedangkan bioherms dalam tren selatan terdiri dari
karang-karang alga (Yaman dan lain-lain, 1991). Di daerah Basin Jatibarang, Parigi terdiri dari buildups sebagian besar terdiri dari batu gamping terumbu yang mencapai ketebalan sekitar 490 ft (150 m) (Adnan dan lain-lain, 1991).
Kualitas reservoir bervariasi dari ketat untuk sangat baik, karena sementasi oleh kalsit dan pengembangan sekunder
porositas (Yaman dan lain-lain, 1991). Porositas adalah sebanyak 30% dan permeabilitas 2 Darcies (Yaman dan
lain-lain, 1991). Reservoir ini telah diuji dari 14,5 juta kaki kubik gas per hari (MMCFGPD) sampai 58.94
MMCFGPD (Pertamina, 1996). Minyak diproduksi di sumur JTB-43 dan -45 (Adnan dan lain-lain, 1991).
Suwinda Sabrina 14111.100.126Plug 2