cover
Article Per Year (5 Year)
All
Home Page
OAI Link
Editorial Team
Contact
Reviewer
Google Scholar
Contact Name
Wulandari Dianningtyas
Contact Email
jurnal.lemigas@esdm.go.id
Phone
+6221-7394422
Journal Mail Official
jurnal.lemigas@esdm.go.id
Editorial Address
Jl. Ciledug Raya Kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan 12230
Location
Kota adm. jakarta selatan,
Dki jakarta
INDONESIA
LEMBARAN PUBLIKASI MINYAK DAN GAS BUMI
Published by LEMIGAS
ISSN : 20893396     EISSN : 25980300     DOI : 10.29017/LPMGB.58.1.1610
Core Subject : Science, Social, Engineering,
Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Earth & Planetary Sciences Energy Environmental Science
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi (LPMGB) merupakan jurnal resmi yang dipublikasikan oleh Balai Besar Pengujian Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS untuk menyebar luaskan informasi terkait kegiatan penelitian, pengembangan rekayasa teknologi dan pengujian laboratorium di bidang migas. Naskah dari berbagai lembaga penelitian, perguruan tinggi dan industri migas dari dalam dan luar negeri
Arjuna Subject : Energi (semua kategori) - Teknologi Bahan Bakar
Articles 5 Documents
 1 
Search results for , issue "Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB" : 5 Documents clear
Evaluasi Batuan Induk pada Sumur Loku-1 dan Alpha-1A, dan Penentuan Rekomendasi Area untuk Eksplorasi Rinci pada Cekungan Taliabu Dzul Fadli Badaruddin; Achmad Fahruddin
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Cekungan Taliabu merupakan salah satu cekungan di Indonesia yang mempunyai potensi minyak dan gas bumi. Hal ini dibuktikan dengan adanya rembesan gas di bagian utara Pulau Mangole dan gas pada pemboran sumur Loku-1. Rembesan gas di permukaan bumi dan pemboran sumur, merupakan indikasi yang menunjukkan batuan induk pada cekungan ini telah matang dan menghasilkan gas. Oleh karena itu, tujuan penelitian ini untuk melakukan evaluasi batuan induk yang telah mengalami kematangan termal pada fase katagenesis dan metagenesis pada pemboran sumur Loku-1 dan Alpha-1A, serta menentukan rekomendasi area untuk eksplorasi rinci pada Cekungan Taliabu. Metode evaluasi potensi batuan induk dilakukan pada tiga parameter, yaitu; kekayaan, tipe kerogen, dan kematangan. Penentuan rekomendasi area untuk eksplorasi rinci dilakukan dengan menggabungkan hasil evaluasi batuan induk efektif pada sumur Loku-1 dan Alpha-1A, rembesan gas yang muncul di permukaan dan gas di sumur Loku-1, serta peta geologi permukaan. Hasil penelitan menunjukkan, batuan induk efektif ditemukan pada Formasi Buya berumur Jura Tengah pada sumur Loku-1 dengan tebal 131 m pada kedalaman 2727 - 2858 m, dengan kematangan awal Ro pada kedalaman 2727 m adalah 0,58%. Tipe kerogen terdiri dari tipe II, II/III, dan III yang dapat menghasilkan minyak dan gas bumi. Pada pemboran sumur Alpha-1A tidak ditemukan adanya potensi batuan induk. Konsep play Cekungan Taliabu menunjukkan arah migrasi hidrokarbon berasal dari bagian utara Cekungan Taliabu, ke arah tengah dan selatan Cekungan Taliabu yang lebih tinggi. Kesimpulan penelitian ini, rekomendasi area untuk eksplorasi rinci selanjutnya, terletak pada darat dan laut bagian timur dan timur laut Pulau Taliabu dan utara Pulau Mangole.
Algoritma Komputasi Machine Learning untuk Aplikasi Prediksi Nilai Total Organic Carbon (TOC) Sanggeni Gali Wardhana; Henry Julois Pakpahan; Krisdanyolan Simarmata; Waskito Pranowo; Humbang Purba
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Total Organic Carbon (TOC) merupakan salah satu parameter penting yang digunakan untuk mengevaluasi kemampuan source rock secara kuantitas. Pada umumnya, data TOC diperoleh melalui core yang kemudian dilakukan proses pirolisis rock-eval pada setiap perconto. Namun, proses tersebut memerlukan waku yang cukup lama dan biaya yang cukup besar sehingga data yang didapatkan jumlahnya terbatas. Hal ini akan berimplikasi terhadap validitas penyebaran nilai TOC pada tahapan eksplorasi batuan induk unkonvensional. Data yang terbatas dapat diprediksi dengan pendekatan pola karakterisitik data itu sendiri. Penelitian ini dilakukan bertujuan untuk melakukan prediksi nilai TOC dengan menggunakan algoritma machine learning yaitu Artificial Neural Network, K-Nearest Neighbors, Support Vector Regression, Decision Tree, dan Random Forest dengan memanfaatkan data sumur “A” untuk membangun model dari setiap algoritma machine learning dan data sumur “B” untuk mengevaluasi model yang telah dibangun berdasarkan data sumur “A”. Pengolahan data untuk memprediksi nilai TOC dimulai dari mempersiapkan data pada sumur “A” berdasarkan korelasi yang tinggi pada prediktor dan data output yang akan diprediksi. Selanjutnya dilakukan pembagian atau splitting datasets dengan presentase 60% data digunakan untuk melakukan training dan 40% data sebagai test datasets. Setelah itu, train datasets dapat digunakan untuk membangun model algoritma machine learning. Kemudian dilakukan hyperparameter tuning dan cross validation sehingga dapat dihasilkan model algoritma machine learning dengan hyperparameter tertentu dengan hasil prediksi yang konsisten. Model terbaik diperoleh berdasarkan hasil cross validation dengan menggunakan prediktor dari test datasets hasil splitting sumur “A” dan test datasets dari sumur baru “B”. Hasil penelitian menunjukan bahwa hasil prediksi TOC terbaik pada data sumur “A” diperoleh dengan menggunaan algoritma Random Forest dan pada sumur “B” menggunakan algoritma K-Nearest Neighbors.
Evolusi Busur Magmatik Pulau Jawa Bagian Timur sejak Eosen sampai Kuarter, Berdasarkan Analisis Provenance Batupasir Formasi Sambipitu Arif Rahutama
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Formasi Sambipitu merupakan batuan volkaniklastik berumur Miosen Awal-Akhir yang terbentuk di Cekungan Wonosari pada lingkungan paparan sampai slope yang dibatasi kerucut volkanik di sebelah Barat Laut dan tinggian Wonosari Platform di sebelah Tenggara. Pengamatan sequen stratigraphy dari outcrop menunjukkan proses trangresi di periode awal menuju regresi pada fase highstand dan selanjutnya periode trangresi kedua pada bagian akhir. Batupasir di daerah penelitian dapat dibagi menjadi 2, yaitu batupasir kasar dan batupasir halus, yang digunakan dalam analisis provenance untuk mempelajari dinamika sedimentasi dan tektonik daerah penelitian. Mekanisme sedimentasi didominasi oleh proses saltasi dan suspensi, dikarenakan kondisi lingkungan pengengdapan pada paparan dengan morfologi yang curam akan menyebabkan pergerakan aliran massa yang menghasilkan arus turbit sehingga endapan yang terbentuk didominasi oleh arus traksi. Berdasarkan diagram QFL Dickinson (1985), batuan sumber Formasi Sambipitu berasal dari 2 (dua) mekanisme, yaitu dari magmatic arc dan recycled orogen. Setting tektonik magmatic arc dikarenakan provenance berasal dari aktifitas volkanik bersifat asam-intermediet pada umur Oligo-Miosen di sebelah Barat Laut. Tiga sampel batuan pada recycled orogen berada pada fase pengenggelaman maksimum (maksimum flooding) dan kandungan mineral olivine yang hanya dijumpai 2 sampel diantara ketiganya menunjukkan adanya sumber batuan yang berasal dari volkanik yang bersifat basa/ultrabasa, atau bisa diinterpretasikan bahwa terdapat tinggian lain (paleo high) di sebelah Utara (daerah Bayat-Klaten/sejenisnya) yang berkontribusi mensuplai material sedimen ke Cekungan Wonosari. Evolusi magmatic arc sejak Eosen, dapat dibagi menjadi 3 tahapan, yaitu: 1) Eosen Island Arc; 2) Oligo-Miosen Volcanic Arc; dan 3) Quarternary Volcanic Arc.
Kerangka Sekuen Stratigrafi Sedimen Oligo-Miosen di Daerah Sarolangun, Cekungan Sumatra Selatan Peri Raudatul Akmal Lubis; Taufik Ramli
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang telah terbukti sebagai penghasil minyak dan gas bumi di Indonesia. Eksplorasi migas telah dilakukan lebih dari satu abad di cekungan ini, tapi masih diharapkan ditemukan adanya penemuan sumberdaya migas baru khususnya di “marginal area” di cekungan ini. Hal ini dapat dilakukan dengan melakukan peninjauan ulang kerangka stratigrafi dengan pendekatan analisis sekuen stratigrafi pada interval berumur Oligosen-Miosen (Formasi Talang Akar dan Formasi Gumai), yang merupakan interval yang menjadi komponen sistem petroleum aktif di Cekungan Sumatera Selatan. Data tujuh sumur yang terdiri atas data log sumur, data biostratigrafi, data deskrpsi cutting dan sidewall core, menjadi data utama yang digunakan dan didukung oleh data seismik 2D. Hasil dari analisis sekuen stratigrafi pada Formasi Talang Akar dan Formasi Gumai ini, diketahui interval ini disusun oleh empat sekuen yang terendapkan pada lingkungan paparan. Empat sekuen ini merupakan sekuen orde tiga. Masing-masing sekuen ini disusun oleh tiga system tract yaitu Lowstand System Tract (LST), Transgressive System Tract (TST) dan Highstand System Tract (HST). Batas sekuen yang diperoleh pada penelitian ini diharapkan dapat digunakan sebagai marker untuk korelasi regional pada interval batuan sedimen berumur Oligosen hingga Miosen.
Tekanan Luap di Bagian Darat dan Cekungan Jawa Timur Utara dan Implikasinya terhadap Kondisi Tegasan pada Masa Kini Agus M Ramadhan
Lembaran Publikasi Minyak dan Gas Bumi Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB
Publisher : BBPMGB LEMIGAS

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Cekungan Jawa Timur Utara merupakan salah satu cekungan sedimen di Indonesia dengan kondisi tekanan fluida di bawah permukaan yang overpressure. Beberapa sumur yang dibor di cekungan ini mengalami berbagai masalah pengeboran seperti kick, caving, dan stuck pipe. Untuk menghindari masalah-masalah tersebut, maka karakteristik overpressure harus diketahui dengan baik. Selain itu, tekanan fluida juga mempengaruhi kondisi tegasan di bawah permukaan dan kondisi tegasan tersebut dapat mempengaruhi kestabilan sumur bor. Studi ini dilakukan untuk menganalisis karakteristik overpressure di Cekungan Jawa Timur Utara dan pengaruh overpressure terhadap kondisi tegasan pada masa kini di cekungan tersebut. Data yang digunakan dalam studi ini berasal dari delapan sumur, yang terdiri atas data tekanan langsung dan tidak langsung, leak-off test (LOT), dan wireline log. Dalam studi ini, tekanan fluida dianalisis berdasarkan data tekanan langsung dan tidak langsung serta respons wireline log. Adapun pengaruh overpressure terhadap kondisi tegasan pada masa kini dianalisis menggunakan kriteria kegagalan pada Mohr-Coulomb. Profil tekanan/tegasan terhadap kedalaman menunjukkan bahwa tekanan fluida pada zona overpressure relatif paralel dengan tegasan vertikal yang mengindikasikan bahwa mekanisme pembentukan overpressure adalah pembebanan (loading). Respons log densitas dan sonik yang relatif konstan terhadap kedalaman juga mengindikasikan hal tersebut. Meskipun demikian, plot silang antara log sonik dan log densitas mengindikasikan bahwa mekanisme unloading berupa transformasi mineral smektit menjadi ilit juga berperan dalam pembentukan overpressure di cekungan ini. Sementara itu, kriteria kegagalan pada Mohr-Coulomb menunjukkan bahwa overpressure menyebabkan tegasan pada masa kini berada dalam kondisi kritis.

Page 1 of 1 | Total Record : 5

 1 

Filter by Year

2021 2021


Reset
Filter By Issues
All Issue Vol. 58 No. 1 (2024): LPMGB Vol. 57 No. 3 (2023): LPMGB Vol. 57 No. 2 (2023): LPMGB Vol. 57 No. 1 (2023): LPMGB Vol. 56 No. 3 (2022): LPMGB Vol. 56 No. 2 (2022): LPMGB Vol. 56 No. 1 (2022): LPMGB Vol. 55 No. 3 (2021): LPMGB Vol. 55 No. 2 (2021): LPMGB Vol. 55 No. 1 (2021): LPMGB Vol. 54 No. 3 (2020): LPMGB Vol. 54 No. 2 (2020): LPMGB Vol. 54 No. 1 (2020): LPMGB Vol. 53 No. 3 (2019): LPMGB Vol. 53 No. 2 (2019): LPMGB Vol. 53 No. 1 (2019): LPMGB Vol. 52 No. 3 (2018): LPMGB Vol. 52 No. 2 (2018): LPMGB Vol. 52 No. 1 (2018): LPMGB Vol. 51 No. 3 (2017): LPMGB Vol. 51 No. 2 (2017): LPMGB Vol. 51 No. 1 (2017): LPMGB Vol. 50 No. 3 (2016): LPMGB Vol. 50 No. 2 (2016): LPMGB Vol. 50 No. 1 (2016): LPMGB Vol. 49 No. 3 (2015): LPMGB Vol. 49 No. 2 (2015): LPMGB Vol. 49 No. 1 (2015): LPMGB Vol. 48 No. 3 (2014): LPMGB Vol. 48 No. 2 (2014): LPMGB Vol. 48 No. 1 (2014): LPMGB Vol. 47 No. 3 (2013): LPMGB Vol. 47 No. 2 (2013): LPMGB Vol. 47 No. 1 (2013): LPMGB Vol. 45 No. 3 (2011): LPMGB Vol. 45 No. 2 (2011): LPMGB Vol. 45 No. 1 (2011): LPMGB Vol. 44 No. 3 (2010): LPMGB Vol. 44 No. 2 (2010): LPMGB Vol. 44 No. 1 (2010): LPMGB Vol. 43 No. 3 (2009): LPMGB Vol. 43 No. 2 (2009): LPMGB Vol. 43 No. 1 (2009): LPMGB Vol. 42 No. 3 (2008): LPMGB Vol. 42 No. 2 (2008): LPMGB Vol. 42 No. 1 (2008): LPMGB Vol. 41 No. 3 (2007): LPMGB Vol. 41 No. 2 (2007): LPMGB Vol. 41 No. 1 (2007): LPMGB Vol. 40 No. 3 (2006): LPMGB Vol. 40 No. 2 (2006): LPMGB Vol. 40 No. 1 (2006): LPMGB Vol. 39 No. 3 (2005): LPMGB Vol. 39 No. 2 (2005): LPMGB Vol. 39 No. 1 (2005): LPMGB Vol. 38 No. 3 (2004): LPMGB Vol. 38 No. 2 (2004): LPMGB Vol. 38 No. 1 (2004): LPMGB Vol. 37 No. 1 (2003): LPMGB Vol. 36 No. 3 (2002): LPMGB Vol. 36 No. 2 (2002): LPMGB Vol. 36 No. 1 (2002): LPMGB Vol. 24 No. 2 (1990): LPMGB Vol. 24 No. 1 (1990): LPMGB Vol. 23 No. 3 (1989): LPMGB Vol. 23 No. 1 (1989): LPMGB Vol. 21 No. 3 (1987): LPMGB Vol. 21 No. 2 (1987): LPMGB Vol. 21 No. 1 (1987): LPMGB Vol. 20 No. 3 (1986): LPMGB Vol. 20 No. 2 (1986): LPMGB Vol. 20 No. 1 (1986): LPMGB Vol. 19 No. 3 (1985): LPMGB Vol. 19 No. 2 (1985): LPMGB Vol. 19 No. 1 (1985): LPMGB Vol. 18 No. 3 (1984): LPMGB Vol. 18 No. 2 (1984): LPMGB Vol. 18 No. 1 (1984): LPMGB Vol. 17 No. 2 (1983): LPMGB Vol. 15 No. 1 (1981): LPMGB Vol. 14 No. 3 (1980): LPMGB Vol. 14 No. 2 (1980): LPMGB Vol. 14 No. 1 (1980): LPMGB More Issue