cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Mika Rizki Puspaningrum
Contact Email
mika.puspaningrum@itb.ac.id
Phone
+6281246804772
Journal Mail Official
mika.puspaningrum@itb.ac.id
Editorial Address
Jl. Ganesha No. 10 Bandung 40132
Location
Kota bandung,
Jawa barat
INDONESIA
Bulletin of Geology
Published by Institut Teknologi Bandung
ISSN : 25800752     EISSN : 25800752     DOI : 10.5614/bull.geol.
Core Subject : Science, Engineering,
Earth & Planetary Sciences Energy Engineering
Bulletin of Geology is a research-based periodical scientific open access journal published by Faculty of Earth Sciences and Technology, Institut Teknologi Bandung (ITB). The published article in Bulletin of Geology covers all geoscience and technology fields including Geology, Geophysics, Geodesy, Meteorology, Oceanography, Petroleum, Mining, and Geography. The submitted abstract must be written in English and Bahasa Indonesia, but the article content is English or Bahasa Indonesia.
Arjuna Subject : Ilmu Bumi dan Planet (semua kategori) - Geologi
Articles 5 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology" : 5 Documents clear
Model Pengendapan Reservoar Gita Interval 34-1, Formasi Talangakar, Lapangan Widuri, Cekungan Asri heryanti - efendi; DONATUS HENDRA AMIJAYA; JAROT SETYOWIYOTO
Bulletin of Geology Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2018.2.2.1

Abstract

Interval 34-1 is the third largest reservoir in Widuri Field, Asri Basin with cumulative production reaching 11 Million Metric Barrels of Oil (MMBO) from Original Oil in Place (OOIP) 31 MMBO. At Interval 34-1, Gita Reservoir, Talangakar Formation, Widuri Field, no thorough facies analysis has been performed on this sandstone reservoir. This research was conducted to find out lithology facies of research area and how to correlate lithology facies with deposition system. The reservoir deposition model in this research will be built through the understanding of lithology facies and settling system so that geology is expected to be close to the actual condition. The data used in this study are core rock analysis data from three wells with a total length of 485 feet, well log data from 7 production wells and 1 exploratory well, petrography and XRD data, biostratigraphy and paleobathymetry data, and map of seismic attribute of acoustic impendance. The first step is to identify the lithofasies and facies associations for the association of the depositional environment. The sandstone reservoir Gita Interval 34-1 is interpreted to consist of four facies associations namely; estuarine point bar, shallow marine, marsh/swamp, and intertidal flat. The second stage is to correlate the well log data stratigraphy to map the facies overlays horizontally. The third step is to integrate secondary data in the form of seismic attribute maps with log correlation and facies association analysis to predict the deposition model of each cycle adjacent to Interval 34-1. Reservoir deposition model Gita Interval 34-1 at the bottom develops supratidal marsh/swamp. Subsequent transgression phases resulted in the deposition of shallow marine deposits, followed by estuary channel deposits in subsequent regression periods. Subsequent transgression produces intertidal flat deposit, followed by shallow marine deposits in subsequent transgression periods. Keywords: Asri Basin, facies, facies associations, depositional model
BASIN GEOMETRY ANALYSIS OF “NOKEN” AREA, MESOZOIC INTERVAL, AKIMEUGAH BASIN, PAPUA David Ontosari; Benyamin Sapiie; Hermes Panggabean; Edy Slameto
Bulletin of Geology Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2018.2.2.3

Abstract

Area "Noken" is located in the Akimeugah Basin, southern of Papua, covering onshore and offshore areas. In previous research, this area is still defined as laterally uniform passive margin basin during Mesozoic Era. A number of data include airborne-gravity anomaly, satellite gravity (TOPEX-Sandwell), land gravity, the total intensity of magnetism, oil and gas wells, seismic, and data retrieval surface sample obtained from the Center for Geological Survey, Geological Agency (PSG) and the Center for Data and Information (Pusdatin) Ministry energy and Mineral Resources (ESDM). Data processed by the method of forward-inversion modeling on Geosoft software and mapped by the method of minimum curvature in the Petrel software. The results of the analysis are fault and stratigraphic horizons in the Mesozoic Era. Their density recorded properly using distribution data from three wells (Well A, Well B, and Well C). Based on interpretation of gravity maps, total magnetic intensity maps, and subsurface geological model at the top of the Mesozoic, could be concluded that the geometry of the basin in "Noken" area during Mesozoic was dominated by the graben and half-graben, with the longitudinal axis of the fault trending relative northeast - southwest (NW- SW). Isopach map of the Mesozoic interval is supporting data to prove this basin geometry. In particular, during Triassic syn-rifts were formed and the post-rift sediments were formed during Jurassic - Cretaceous. The longitudinal axis of the basin is relatively parallel to the fault constituent. Based on the analysis of the structure of the subsurface geological structure map of the Mesozoic and Cenozoic, gravity sections and models can be interpreted that tectonic evolution during Cenozoic changes the geometry of the basin became trending northwest-southeast.
DISTRIBUSI CHANNEL STEPNESS INDEX ZONA SESAR CIMANDIRI UNTUK IDENTIFIKASI JALUR SESAR AKTIF Rahmat Indrajati
Bulletin of Geology Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2018.2.2.2

Abstract

Zona Sesar Cimandiri dapat dilihat dari data citra satelit berupa kelurusan punggungan dan lembah dari teluk Pelabuhanratu, Kabupaten Sukabumi hingga Padalarang, Kabupaten Bandung. Sesar Cimandiri merupakan sesar aktif, karena terdapat gempabumi dangkal di sekitar sesar dan mengalami pergerakan horizontal berdasarkan pengamatan GPS. Gempabumi yang terjadi jarang melebihi magnitudo 6 Mw sehingga morfologi sesar tidak terlalu terlihat, sehingga jalur sesar aktif sulit didentifikasi. Perhitungan channel stepness index merupakan salah satu metode untuk mengenali sesar aktif dari profil sungai. Profil sungai yang dianalisa di sepanjang zona Sesar Cimandiri menunjukkan nilai ksn > 100 m0.9 merupakan nilai pada zona sesar aktif. Jalur sesar yang diperoleh adalah segmen Mekarasih, Cibatu, Tanjungsari dan Gandasoli. Jalur sesar diperoleh dari kompilasi data distribusi nilai channel stepness index, sejarah gempa, data seismisitas dan morfologi.
STUDI GEOKIMIA BATUAN INDUK DAN PEMODELAN CEKUNGAN BLOK BERAU BARAT CEKUNGAN BERAU PAPUA BARAT Hendro Situmorang; Asep H. Kesumajana; Eddy A. Subroto
Bulletin of Geology Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2018.2.2.5

Abstract

Eksplorasi pada Cekungan Berau telah dilakukan sejak 30 tahun yang lalu. Telah dilakukan pengeboran dengan target Formasi Kais, Formasi Kembelangan Bawah dan Formasi Tipuma. Beberapa sumur kering dan pada sumur Gunung-1 ditemukan penampakan minyak (oil show). Umumnya studi yang dilakukan pada cekungan ini adalah studi reservoar dan perangkap, sedangan geokimia dan pembentukan hidrokarbon jarang dilakukan. Analisis batuan induk telah dilakukan pada setiap formasi sumur Gunung-1. Formasi yang berpotensi menjadi batuan induk pada cekungan ini adalah Formasi Kembelangan Bawah pada umur Jura dan Formasi Tipuma pada umur Trias. Hasil dari korelasi biomarker sampel minyak berkorelasi positif dan menandakan minyak tersebut satu famili. Korelasi biomarker juga dilakukan pada sampel minyak dan Formasi Kembelangan Bawah. Keduanya berkorelasi positif dan material organiknya tersusun atas campuran yang diendapkan di lingkungan estuarin. Berdasarkan hasil pemodelan cekungan, pada saat ini Formasi Kembelangan Bawah pada sumur Gunung-1 berada pada kematangan matang akhir. Formasi ini memasuki tahap matang awal pada Kapur Akhir, matang puncak pada Paleosen Akhir dan matang akhir pada Eosen Tengah. Cekungan Berau telah memiliki sistem petroleum yang lengkap. Selain kelengkapan elemen sistem petroleum, waktu pembentukan element tersebut merupakan hal yang sangat penting. Perangkap (Antiklin Misool-Onin-Kumawa) terbentuk pada Miosen Akhir-Pliosen. Minyak tidak terakumulasi dengan baik pada perangkap tersebut karena minyak telah terbentuk pada Kapur akhir. Berdasarkan kematangannya Formasi Kembelangan Bawah masih berpotensi menghasilkan minyak namun Transformation Ratio sudah mencapai 100% pada Oligosen Awal sehingga batuan induk berhenti menghasilkan
ANALISIS KEBERADAAN DAN PENYEBAB TERJADINYA TEKANAN LUAP DI DAERAH LEPAS PANTAI JAWA TIMUR Charlianto Valdo
Bulletin of Geology Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2018.2.2.4

Abstract

Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan sedimen dengan kegiatan ekplorasi migas yang cukup intesif. Salah satu permasalahan yang banyak ditemukan di cekungan ini adalah keberadaan tekanan luap di sumur pengeboran. Penelitian ini dilakukan pada empat sumur lepas pantai Jawa Timur. Deteksi keberadaan tekanan luap di daerah penelitian diketahui dengan menganalisis data log tali kawat, geokimia batuan induk, laporan kejadian pengeboran, dan data tekanan sumur. Analisis penyebab terjadinya tekanan luap pada daerah penelitian dilakukan berdasarkan data kematangan batuan induk, data log tali kawat, dan plot Dutta. Berdasarkan hasil analisis diketahui bahwa satu sumur berada pada kondisi hidrostatik, sedangkan tiga sumur lainnya memiliki tekanan luap. Tekanan luap pada satu sumur disebabkan oleh batuan yang gagal kompak (loading mechanism), sedangkan dua sumur lainnya disebabkan juga oleh kematangan batuan induk dan diagenesis mineral lempung (nonloading mechanism). Metoda Eaton digunakan untuk membuat estimasi tekanan pori di sumur. Angka eksponen Eaton untuk log sonik pada daerah penelitian berkisar antara 1.1 – 2.6. Perbedaan kedalaman puncak tekanan luap dipengaruhi oleh kecepatan sedimentasi, variasi litologi, dan posisi sumur.

Page 1 of 1 | Total Record : 5

 1 

Filter by Year

2018 2018


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol 8 No 1 (2024): Bulletin of Geology Vol. 8 no. 1 Vol 7 No 4 (2023): Bulletin of Geology Vol 7 No 3 (2023): Bulletin of Geology Vol 7 No 2 (2023): Bulletin of Geology Vol 7 No 1 (2023): Bulletin of Geology Vol 6 No 3 (2023): Bulletin of Geology Vol 6 No 2 (2022): Bulletin of Geology Special Issue: International Seminar on Earth Sciences and Te Vol 6 No 1 (2022): Bulletin of Geology Vol 5 No 4 (2021): Bulletin of Geology Vol 5 No 3 (2021): Bulletin of Geology Vol 5 No 2 (2021): Bulletin of Geology Vol 4 No 1 (2020): Bulletin of Geology Vol 3 No 3 (2019): Bulletin of Geology Vol 3 No 2 (2019): Bulletin of Geology Vol 3 No 1 (2019): Bulletin of Geology Vol 2 No 2 (2018): Bulletin of Geology Vol 2 No 1 (2018): Bulletin of Geology Vol 1 No 2 (2017): Bulletin of Geology Vol 1 No 1 (2017): Bulletin of Geology More Issue