Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Indonesia merupakan negara terbesar kedua dalam eksportir batubara dengan produksi rata-rata 600 juta ton per tahun. Tingginya produksi batubara menyebabkan cadangan batubara di Indonesia mengalami penurunan sehingga diperlukan kegiatan eksplorasi guna mendapatkan cadangan batubara yang baru agar kebutuhan akan energi batubara tetap terpenuhi. Penelitian dilakukan pada Formasi Pamaluan, Formasi Palaubalang dan Formasi Balikpapan, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur dengan Formasi Pulaubalang dan Formasi Balikpapan sebagai formasi pembawa batubara. Penelitian ini bertujuan untuk melihat kondisi geologi bawah permukaan melalui pemodelan geologi secara 2D & 3D berdasarkan hasil korelasi di setiap data bor serta mengestimasi sumber daya batubara dengan melihat kompleksitas kondisi geologi. Metode yang digunakan berupa metode poligon circular untuk estimasi sumber daya batubara, metode FEM (Finite Element Method) untuk pemodelan lapisan batubara, serta metode IDW (Inverse Distance Weighting) untuk pemodelan kualitas. Pemodelan batubara menghasilkan lapisan yang berbentuk lipatan sinklin. Terdapat 8 seam utama yaitu S18, S19, S20, S22, S24, S25, S26, dan S30, dimana masing-masing dari seam tersebut mengalami splitting (percabangan) sehingga total seam keseluruhan yaitu 17 seam. Kompleksitas kondisi geologi daerah penelitian masuk ke dalam kategori moderat dengan kualitas batubara tergolong ke dalam peringkat Sub Bituminus A. Estimasi sumber daya batubara dilakukan pada 4 seam yaitu S20, S20L, S26 dan S26L. Total estimasi sumber daya terukur sebesar 3,4 juta ton, sumber daya tertunjuk sebesar 5,4 juta ton, serta estimasi tereka sebesar 6,1 juta ton.

---

Indonesia is the second largest coal exporter country with an average production of 600 million tons per year. High coal production causes coal reserves in Indonesia to decline, so exploration activities are needed to obtain new coal reserves so that the need for coal energy remains met. Research was carried out on the Pamaluan Formation, Palaubalang Formation and Balikpapan Formation, Kutai Basin, East Kalimantan with the Pulaubalang Formation and Balikpapan Formation as coal-bearing formations. This research aims to look at subsurface geological conditions through 2D & 3D geological modeling based on correlation results in each drill data and estimate coal resources by looking at the complexity of geological conditions. The methods used are the circular polygon method for estimating coal resources, FEM (Finite Element Method) method for modeling coal seams, and the IDW (Inverse Distance Weighting) method for quality modeling. Coal modeling produces layers in the form of synclinal folds. There are 8 main seams, namely S18, S19, S20, S22, S24, S25, S26, and S30, where each of these seams experiences splitting so that the total seam is 17 seams. The complexity of the geological conditions of the research area falls into the moderate category with coal quality classified as Sub Bituminous A. Coal resource estimation was carried out on 4 seams, namely S20, S20L, S26 and S26L. The total estimated measured resources are 3.4 million tons, the indicated resources are 5.4 million tons, and the inferred estimate is 6.1 million tons."

"Batubara menjadi energi utama dalam kebutuhan pembangkit listrik. Oleh karena itu kegiatan eksplorasi dan produksi batubara masih perlu dilakukan. Penelitian ini dilakukan di wilayah pertambangan PT. Trisensa Mineral Utama, Kecamatan Loa Janan, Kabupaten Kutai Kartanegara, Provinsi Kalimantan Timur dengan keadaan geologi batubara yang terendapkan pada Formasi Balikpapan dan termasuk kategori kondisi geologi moderat, dengan keadaan lapisan batubara yang nyaris vertikal. Penelitian ini bertujuan untuk memodelkan dan menghitung sumber daya batubara di Lapangan WB. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode kualitatif berupa studi literatur dan pengamatan lapangan serta metode kuantitatif berupa pemodelan dan persamaan matematis perhitungan volume batubara yang dibantu oleh perangkat lunak Minescape 5.7. Studi literatur dilakukan untuk memperoleh teori-teori yang mendukung dalam kegiatan penelitian dan untuk mengetahui kondisi geologi daerah penelitian. Pengamatan lapangan digunakan untuk mengukur geometri aktual batubara daerah penelitian dan sebagai gambaran awal dalam melakukan pemodelan. Data yang digunakan dalam pemodelan dan perhitungan sumber daya batubara berupa 16 titik bor yang mencakup informasi data survei, litologi, dan kualitas batubara yang kemudian diinterpretasikan untuk menghasilkan model bawah permukaan dan besaran tonase sumber daya batubara. Berdasarkan hasil pemodelan, secara umum rata-rata kemiringan lapisan batubara pada daerah penelitian adalah sebesar 75o dengan ketebalan mulai dari 1,19 m hingga 6,14 m. Setelah dilakukan perhitungan, diketahui bahwa sumber daya tereka sebesar 234.396 ton, sumber daya tertunjuk sebesar 2.008.651 ton, dan sumber daya terukur sebesar 835.764 ton, sehingga total keseluruhan sumber daya pada Lapangan WB adalah sebesar 3.078.811 ton. Dengan mengetahui geometri batubara di bawah permukaan serta mengetahui besaran nilai sumber daya batubara di daerah penelitian tersebut, diharapkan dapat membantu dalam rencana penambangan di Lapangan WB ke depan.

---

Coal is the main energy for power plants. Therefore, coal exploration and production activities still need to be carried out. This research was conducted in the mining area of ​​PT. Trisensa Mineral Utama, Loa Janan District, Kutai Kartanegara Regency, East Kalimantan Province with geological conditions of coal deposited in the Balikpapan Formation and included in the category of moderate geological conditions, with almost vertical dipping of coal seam. This study aims to model and calculate coal resources in WB Field. The method used in this study is a qualitative method in the form of literature studies and field observations and quantitative methods in the form of modeling and mathematical equations for calculating coal volume assisted by Minescape 5.7 software. Literature study was conducted to obtain supporting theories in research activities and to determine the geological conditions of the research area. Field observations are used to measure the actual geometry of the coal in the research area and as an initial description in modeling. The data used in the modeling and calculation of coal resources are 15 drill points which include survey data, lithology, and coal quality information which are then interpreted to produce the subsurface model and the tonnage of coal resources. Based on the modeling results, in general the average slope of the coal seam in the study area is 75o with thickness ranging from 1.19 m to 6.14 m. After calculating, it is known that the inferred resource is 234,396 tons, the indicated resource is 2,008,651 tons, and the measured resource is 835,764 tons, so that the total resource in WB Field is 3,078,811 tons. By knowing the geometry of the coal below the surface and knowing the value of the coal resources in the research area, it is hoped that it will help in future mining plans at WB Field."

"Mineral lempung merupakan filosilikat aluminium hidrat yang berdasarkan struktur kristalnya dibagi menjadi 4 kelompok utama, yaitu kaolinit, smektit, illit, dan klorit. Masing-masing kelompok mineral ini memiliki properti fisika & kimia tertentu yang berpotensi mempengaruhi kegiatan eksplorasi & eksploitasi minyak & gas bumi, seperti potensi penyempitan lubang bor, pelebaran lubang bor, dan lainnya. Untuk menghindari potensi-potensi tersebut, penelitian ini dilakukan pada Lapangan X di Cekungan Kutai dengan memetakan distribusi dari mineral lempung. Metode yang digunakan untuk mencapai tujuan tersebut adalah analisis petrofisika dan pemodelan 2D. Dari penelitian ini diketahui bahwa mineral lempung yang ditemukan pada daerah penelitian adalah kaolinit, illit, klorit, & smektit. Dengan mineral kaolinit dan illit ditemukan mendominasi. Kaolinit mendominasi pada kedalaman relatif dangkal (741.5-4032 feet kedalaman vertikal sesungguhnya), sementara illit mendominasi pada kedalaman relatif lebih dalam (4032-6626.3 feet kedalaman vertikal sesungguhnya). Selain itu, ditemukan juga terjadi pengurangan volume kaolinit dan penambahan volume illit seiring bertambahnya kedalaman. Diinterpretasi bahwa keberadaan mineral lempung ini dipengaruhi oleh ketersediaan mineral induk, temperatur, air pori, & lingkungan pengendapan. Dan, distribusinya dipengaruhi oleh batas sekuen & sesar-sesar.

---

Clay minerals are hydrous alumina phyllosilicates which based on their crystal structure divided into 4 major groups, that is kaolinite, smectite, illite, and chlorite. Each of these mineral groups has certain physical & chemical properties that have the potential to affect oil & gas exploration & exploitation activities, such as the potential of hole closure, hole enlargement, etc. To avoid this potentials, this research was conducted at Field X in the Kutai Basin by mapping the distribution of clay minerals. The methods used to achieve these goals are petrophysical analysis and 2D modeling. From this research it is known that the clay minerals found in the study area are kaolinite, illite, chlorite, and smectite. With the minerals kaolinite and illite found to dominate. Kaolinite dominates at relatively shallow depths (741.5-4032 feet true vertical depth), while illite dominates at relatively deeper depths (4032-6626.3 feet true vertical depth). In addition, it was also found that there was a decrease in the volume of kaolinite and an increase in the volume of illite with increasing depth. It is interpreted that the presence of this clay mineral is influenced by the availability of parent minerals, temperature, pore water, and the depositional environment. And, the distribution of these minerals is influenced by sequence boundary and faults."

"Daerah penelitian terletak di utara Delta Mahakam Kalimantan Timur dan termasuk ke dalam Cekungan Kutai. Penelitian dilakukan terhadap Interval “J” Lapangan “X” Formasi Pulaubalang Cekungan Kutai yang tersusun atas perselingan batupasir, batulempung, dan batubara. Formasi ini umumnya diendapkan pada lingkungan pengendapan delta dan merupakan salah satu interval penghasil hidrokarbon di Cekungan Kutai.Studi ini dilakukan dengan pendekatan litofasies, elektrofasies, fasies pengendapan, dan petrofisika untuk mengetahui karakteristik reservoir untuk setiap fasies pengendapan. Data yang digunakan diperoleh dari 5 sumur yang meliputi data mudlog, batuan inti, dan log sumur.Dari hasil penelitian, terdapat empat litofasies pada interval “J” yaitu litofasies batupasir blocky, litofasies batulempung, litofasies perselingan batulempung, batupasir dan batubara, serta litofasies batulempung sisipan batupasir dan batubara. Berdasarkan data wireline log, karakteristik elektrofasies terdiri atas cylindrical/blocky, funnel, bell, and serrated. Lingkungan pengendapan batuan Interval “X” berkisar dari daerah distributary channel hingga delta front pada lingkungan transisi delta. Litofasies batupasir blocky diendapkan pada lingkungan distributary channel, litofasies batulempung diendapkan pada lingkungan floodplain, litofasies perselingan batulempung, batupasir dan batubara diendapkan pada lingkungan floodplain-crevasse splay, dan litofasies batulempung sisipan batupasir dan batubara diendapkan pada lingkungan floodplain-crevasse splay.Berdasarkan kombinasi litofasies dan elektrofasies, sebaran fasies pengendapan dapat dikelompokkan menjadi lima fasies pengendapan yaitu Fasies Channel, Crevasse Splay, Delta Front, Point Bar, dan Flood Plain. Dari analisis petrofisika, diketahui Fasies Channel adalah batuan yang paling baik berperan sebagai reservoir dengan volume serpih rata-rata 40.06%, porositas efektif 7,81% dan saturasi air 80,34%, sementara fasies floodplain memiliki rata-rata volume serpih 89,13%, porositas efektif 0,93% dan saturasi air 96,15%, fasies ini lebih cocok berperan sebagai seal rock melihat tingginya nilai volume serpih dan rendahnya nilai porositas efektifnya.

---

Study area located at northern Mahakam Delta East Kalimantan and belongs to Kutai Basin. The study conducted for Interval “J,” Field “X” Pulaubalang Formation, Kutai Basin which composed of sandstone, claystone, and coal intercalation. This formation is mostly deposited in deltaic environment and is one of the most prolific hydrocarbon intervals in Kutai Basin.

This study was conducted with lithofacies, electrofacies, depositional facies, and petrophysical approach to find out the reservoir properties for each depositional facies. The data used obtained from 5 wells i.e. mudlog data, core, and well log.

From the results of the study, there are four lithofacies in the “J” interval: blocky sandstone lithofacies, claystone lithofacies, claystone-sandstone-coal intercalation lithofacies, claystone with sandstone-coal stringer lithofacies. Based on wireline log data, electrofacies characteristics consist of cylindrical/blocky, funnel, bell, and serrated. The depositional environment ranges from distributary channel to delta front in deltaic environments. Blocky sandstone lithofacies deposited in distributary channel, claystone lithofacies deposited in floodplain, claystone-sandstone-coal intercalation lithofacies deposited in floodplain-crevasse splay, dan claystone with sandstone-coal stringer lithofacies deposited in floodplain-crevasse splay environment.

Based on combination of lithofacies and electrofacies, depositional facies can be grouped into five depositional facies: Fasies Channel, Crevasse Splay, Delta Front, Point Bar, dan Flood Plain. From petrophysical analysis, channel facies is the best reservoir rock with average volume of shale 40.06%, effective porosity 7,81% and water saturation 80,34%. Floodplain facies have average volume of shale 89,13%, effective porosity 0,93% dan water saturation 96,15%, this facies is more suitable as seal rock with the high shale content dan low effective porosity."

"[Lapangan ARA yang terletak di lepas pantai Delta Mahakam modern merupakan lapangan penghasil gas yang berproduksi sejak 2008 hingga sekarang. Sesar Utama yang merupakan sesar normal berorientasi NNE-SSW dengan kemiringan relatif ke arah Timur memisahkan Lapangan ARA menjadi dua panel: Panel Barat dan Panel Tengah. Studi konklusif mengenai sifat sekatan sesar utama inidiperlukan dalam optimisasi pemodelan geologi dan kelanjutan pengembangan lapangan. Studi internal telah menggunakan interpretasi horizon dan sesar dari seismik 3D beserta data log sumur sebagai dasar utama pembuatan model struktur, fasies, dan petrofisik Lapangan ARA. Prediksi SGR (shale gouge ratio), permeabilitas batuan zona sesar (Kf), dan fault-rock capillary pressure (FRPc) adalah parameter-parameter utama yang digunakan dalam analisis sifat sekatan sesar. Parameter-parameter tersebut di kalibrasi menggunakan analisis reservoir statik dan dinamik berdasarkan data pengukuran tekanan reservoir. Analisis sekatan Sesar Utama Lapangan ARA menghasilkan batas nilai parameter sekatan untuk zona sesar bersifat tersekat, yaitu SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, dan FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Variasi kapasitas sekatan sesar dikontrol lebih dominan oleh faktor penyebaran reservoir juxtaposition dibandingkan faktor penyebaranatribut fault throw. Peningkatan perbedaan tekanan reservoir saling kontak antar panel hingga melebihi kapasitas sekatan sesar akibat produksi intensif, menjadi penyebab kebocoran sesar;ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, is producing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study about the sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geology model and future field development. Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARA Field. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rock capillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research. Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysis based on available reservoir pressure data. ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzed parameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Fault sealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoir juxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across fault differential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault seal threshold capability is interpreted as the main cause of fault leak., ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, isproducing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study aboutthe sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geologymodel and future field development.Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARAField. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rockcapillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research.Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysisbased on available reservoir pressure data.ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzedparameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Faultsealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoirjuxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across faultdifferential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault sealthreshold capability is interpreted as the main cause of fault leak.]"

"Prediksi tekanan pori sebelum melakukan proses pengeboran menjadi hal yang sangat penting karena dapat merepresentasikan pemetaan migrasi hidrokarbon, serta analisa konfigurasi tutupan dan geometri cekungan. Disisi lain penentuan tekanan pori dapat membantu dalam pembuatan desain program casing dan lumpur. Penelitian ini dilakukan pada lapangan X, Cekungan Kutai Kalimantan Timur dimana secara regional cekungan ini tersusun atas endapan- endapan sedimen yang berumur tersier yang memperlihatkan endapan-endapan fase trangresi dan regresi laut. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini menggunakan metode yang dikembangkan oleh Eaton, metode ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data log sumur. Prediksi tekanan pori diturunkan dari kecepatan seismik 3D yang diperoleh dari hasil pemodelan kecepatan dengan menggunakan metode Impedansi akustik Inversion, dimana metode tersebut mampu untuk memprediksi kecepatan lebih akurat untuk menetukan karakteristik litologi dan daerah yang berstruktur komplek. Proses yang dilakukan pada penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan dengan Metode Eaton pada 5 sumur dengan data kecepatan sonic dan seismic, selanjutnya melakukan perhitungan nilai overburden, Tekanan Hidrostatik, Normal Compaction trend NCT dan Model distribusi prediksi tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori dapat memperlihatkan penyebaran/ distribusi zona overpressure pada lapangan X yang dilalui oleh 5 sumur, penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program untuk menentukan pengeboran sumur di area tersebut.

---

Pore Pressure prediction prior to drilling is paramount importance as it can represent of mapping hydrocarbon migration, as well as to analyse of trap and basin geometric configurations. Side of is other pore pressure determination can be assist in design of casing and mud program. This research was conducted in X field , Kutai basin, East Kalimantan, where is by regional this basin is composed of tertiary deposits which to show sedimentary deposits of marine tracres and regressions. The pore pressure prediction in this study using developed methods by Eaton, this method requires geophysical measurement data such as seismic velocity data and well log data.

The pore pressure prediction is derived from the 3D seismic velocity obtained from the velocity modeling results using the Inversion acoustic impedance method, where the method is able to predict more accurate velocities to determine lithologic characteristics and complex structured regions. The process performed in this study begins by determining the calculation parameters with the Eaton Method on 5 wells with sonic and seismic velocity data, then performing overburden value calculation, Hydrostatic Pressure, Normal Compaction Trend NCT and Pore pressure prediction distribution model. From the predicted pore pressures can show the distribution of overpressure zones in the X field through which 5 wells, this distribution is important to assist in the program to determine drilling wells in the area."

"Skripsi ini membahas mengenai pertambangan batubara di Kutai, Kalimantan Timur dan dampak yang ditimbulkan dalam aspek sosial dan ekonomi pada tahun 1860 - 1926. Ketika Pemerintah Hindia Belanda datang ke Kutai dan melakukan perjanjian-perjanjian dan konsesi dengan Kesultanan Kutai, maka pada saat itu Pemerintah Hindia Belanda berhak menguasai sebagian wilayah di Kutai. Dengan begitu, Pemerintah Hindia Belanda langsung menginstrusikan para ahli geologinya untuk melakukan pencarian tanah yang memiliki kandungan lapisan batubara, dan ketemulah lapisan batubara di Bukit Pelarang. Pertambangan batubara di Kutai dimulai ketika tahun 1860, Pemerintah Hindia Belanda langsung memulai melakukan eksploitasi batubara dan menghasilkan jumlah produksi batubara yang cukup memuaskan, namun, pada tahun 1872, Pemerintah Hindia Belanda menutup pertambangan tersebut dikarenakan jumlah hasil produksi yang terus menurun dan tentu merugikan. Pada tahun 1888, masuklah Perusahaan modal asing yang bernama Oost Borneo Maatschappij untuk meneruskan pertambangan batubara di Kutai.Hasil yang didapat pun cukup memuaskan dan puncak jumlah produksi terbanyak diraih pada tahun 1926 hal ini dikarenakan OBM melakukan penambahan pekerja kuli di pertambangan. Dengan adanya pertambangan batubara di Kutai, tentu akan menimbulkan dampak sosial dan ekonomi terhadap sekitar. Seperti peningkatan pertumbuhan penduduk, perubahan mata pencaharian masyarakat sekitar, dan pembuatan sarana prasarana dan fasilitas umum, serta dampak untuk Kesultanan Kutai yang mendapat royalti dari pertambangan batubara di Kutai.

---

This undergraduate thesis discusses about coal mining in Kutai, East Kalimantan and the impact on social and economic aspects in 1860 - 1926. When the Dutch East Indies government came to Kutai, to negotiate agreements and concessions in Kutai, then at that time the Dutch is entitled to retain some regions in Kutai. By doing so, the Dutch immediately instruct geological experts to conduct a search of land to own the content coal seam, and it was found in Bukit Pelarang. Kutai coal mining began in 1860, the Dutch immediately started to exploit coal and produce a number of production was satisfactory. However, in 1872, the Dutch closed the mine because of the amount of production continues to decline and is certainly detrimental. In 1888, the Company entered the foreign capital called Oost Borneo Maatschappij to continue mining coal in Kutai.The result was quite satisfactory and the peak of the highest production amount achieved in 1926, this is due to the addition of OBM doing porters mining. With the mining of coal in Kutai, would have caused social and economic impact on the surrounding, such as increased population growth, changes in the livelihoods of surrounding communities, the manufacture of infrastructure and public facilities, and the impact of Kutai who received royalties from coal mining in Kutai."

"Peristiwa semburan pemboran merupakan masalah serius yang diakibatkan tekanan formasi yang tinggi. Prediksi tekanan formasi diperlukan untuk merancang berat jenis lumpur dan kedalaman casing yang tepat agar tidak terjadi masalah akibat tekanan formasi yang tinggi. Selain itu, optimalisasi lokasi sumur juga dapat dilakukan sebelum pemboran dengan bantuan prediksi tekanan formasi. Studi ini mengintegrasikan hasil pengolahan dan analisa dari data sumur dengan data seismik dengan menggunakan beberapa teknik untuk mendapatkan model kecepatan yang sesuai untuk analisa prediksi tekanan pori. Model kecepatan yang dilakukan adalah pemodelan dari yang didapatkan dengan beberapa metode, yang meliputi: dix-velocity inversion, model kecepatan dari data checkshot dan post-stack impedance inversion. Selanjutnya, ketiga hasil kecepatan tersebut dikombinasikan untuk memperoleh model kecepatan dengan resolusi tinggi yang sesuai untuk mendapatkan model 3 Dimensi dari tekanan pori. Hasil prediksi tekanan pori memperlihatkan penyebaran dari zona Overpressure pada zona Deep khususnya zona Transisi dimana tekanan mulai naik dari tekanan normal ke tekanan yang tinggi yang terlihat pada marker R28-3 ke R29. Penyebaran zona tersebut hanya berada di sekitar sumur AL-9-B yang memang terbukti ditemukan zona Overpressure. Penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program pengeboran di daerah ALIA terutama dengan target reservoir di zona Transisi.

---

Kick or Blow out is a serious problems during drilling which is caused by Pore Pressure. Therefore a quantitative predrill prediction of pore pressure is urgently needed for anticipating this problem by setting the drilling mud weight, casing design. Optimization of well location could be done with this Pore Pressure Prediction. Building a reliable pore pressure cube from velocity to pore pressure transform over the entire ALIA Field will achieve the target.

Study uses an integrated geological and geophysical technique for pore pressure prediction, where pore pressure can be transformed by velocity cube that derived from several techniques. It can be from seismic velocity data only (stacking velocity) or check shot data or using AI seismic inversion data. The velocity cube refer to velocity interval. The result will be combined and calibrated to pore pressure from well data to get the high resolution of 3D Pore prediction cube.

The Pore Pressure Prediction result shown that Over pressure zone exhibit in below Marker R28-3 Deep Zone Mentawir Formation. The distribution located around AL-9-B well as known as Over pressured Well. This high resolution of 3D Pore prediction cube is giving an important information on distribution of pore pressure, and very useful for drilling design in ALIA Field."

"Formasi Lati merupakan formasi pembawa batubara di Kabupaten Berau, Kalimantan Timur. Kelimpahan batubara diimbangi dengan peningkatan kebutuhan batubara sebagi sumber energi. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung sumber daya dan mencari cadangan batubara sebagai sumber energi di masa depan. Sebelum melakukan perhitungan estimasi sumber daya batubara perlu dilakukan pemodelan geologi yang terdiri dari pemodelan geometri dan pemodelan kualitas. Hasil pemodelan tersebut digunakan untuk perhitungan estimasi sumber daya batubara. Metode yang digunakan dalam mengestimasi sumber daya batubara adalah metode poligon (USGS Circular 891). Hasil pemodelan geometri menunjukkan terdapat 13 seam yang terdiri dari 11 seam utama dan 2 seam percabangan. Dengan urutan seam dari muda ke tua adalah SM3, SM2U, SM2, SM1, SL5, SL4, SL4L, SL3, SL2, SL2L, SL1, dan SL1L. Berdasarkan kompleksitas geologi termasuk dalam kategori moderat. Kualitas batubara adalah Bituminus-High Volatile C. Pada penelitian ini dilakukan perhitungan estimasi pada seam yang memiliki data kualitas dan ketebalan di atas 2.5 meter yaitu seam SM3, SL1, dan SL3. Dengan akumulasi total sumber daya pada kedalaman 40 adalah area terukur sebesar 296.065 ton, area tertunjuk sebesar 261.533 ton, dan area tereka sebesar 608.586 ton. Dan akumulasi total estimasi sumber daya pada kedalaman 80 adalah area terukur sebesar 540.615 ton, area tertunjuk sebesar 574.061 ton, dan area tereka sebesar 1.282.485 ton.

---

The Lati Formation is a coal-bearing formation in Berau Regency, East Kalimantan. The abundance of coal is accompanied by an increasing demand for coal as an energy source. This research aims to calculate the resources and find coal reserves as a future energy source. Before estimating coal resources, geological modeling, including geometry and quality modeling, needs to be carried out. The results of this modeling are used for estimating coal resources. The method used in estimating coal resources is the polygon method (USGS Circular 891). The geometry modeling results show the presence of 13 seams consisting of 11 main seams and 2 branching seams. The sequence of seams from young to old is SM3, SM2U, SM2, SM1, SL5, SL4, SL4L, SL3, SL2, SL2L, SL1, and SL1L. Based on geological complexity, it falls into the moderate category. The coal quality is Bituminus-High Volatile C. In this study, estimates were made for seams with quality and thickness data above 2.5 meters, namely SM3, SL1, and SL3. With a total accumulation of resources at a depth of 40, the measured area is 296.065 tons, the indicated area is 261.533 tons, and the inferred area is 608.586 tons. The total estimated resource accumulation at a depth of 80 is a measured area of 540.615 tons, an indicated area of 574.061 tons, and an inferred area of 1,282,485 tons."

"Studi pengembangan studi tentang reservoar hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui karakteristik reservoar, yang nantinya dapat digunakan untuk beberapa hal, salah satunya untuk memperhitungkan cadangan hidrokarbon dari suatu area penghasil migas. Berdasar pada informasi yang didapat, baik data geologi setempat, data survey seismik, data sumur pemboran, dan beberapa parameter lainnya yang kemudian dapat menjadi satu kesatuan untuk mengetahui karakteristik dari suatu reservoar. Pada studi telah dilakukan pemodelan litofasies yang di konstrain dengan hasil inversi impedansi akustik pada lapangan "X" Cekungan Kutai. Hasil analisis sensitivitas menunjukan batupasir memiliki nilai impedansi akustik 4500-6500 (m/s)*(g/cc). Pemodelan litofasies dilakukan dengan memasukan hasil inversi impedansi akustik didapatkan hasil persebaran batupasir pada arah barat-timur dari area penelitian.

---

Development study of hydrocarbon reservoar is study to understand the characteristic of reservoar, that will be used for several purposes. One of the aspects is to calculate the hydrocarbon reserve from oil and gas field. By Integrations among information from geological data, seismic survey, wellbore data and other parameter we can get the characteristic from reservoar.

Lithofacies modeling constrained by seismic inversion has been done on "X" field, Kutai Basin. Sensitivity analysis shows that sandstone has acoustic impedance value 4500-6500 (m/s)*(g/cc). Lithofacies modeling constrained by seismic inversion shows sandstone distribution to the west-east."