89 Anonym, (1998), Duri Field, Lower Miocene Sihapas Group: Tide Influenced
Delta, Far East C& C Reservoir Evaluation Report, 28 p.
Allan, U.S., (1989), Model for hydrocarbon migration and entrapment within faulted structures, AAPG Bulletin, v.73, p.803-811
Bretan, Peter, (2006), TrapTester V5.3 Training Caourse Manual, 8 ch.
Berg, et al, (1995), Sealing property of Tertiary Growth Fault, AAPG Bulletin, v.79 N0.3 March 1995, p.375-379.
Cerveny, K., Davies, R., Dudley G., Kaufman P., Knippe R., Krantz B., (2005),
Reducing Uncertainty with Fault Seal Analysis, Schlumberger Oilfield Review p.38-51.
Chalik, M., (2001), Sealing and non sealing faults along a major wrench trend in the Kakap Area, West Natuna Basin, 28-th Annual Convention, Indonesian Petroleum Association, Jakarta, Indonesia, 32 p.
Doughty, P.T., (2004), Clay smear seal and fault sealing potential of an exhumed of growth fault Rio Grande Rift, New Mexico, AAPG Bulletin, v.87, No.3, p.427-444.
Dawson, W.C., Yarmanto, Sukanta, U., Kadar, D., and Sangree, J., (1997),
Regional sequence stratigraphic correlation Central Sumatera, Interim report, PT. Caltex Pacific Indonesia, Rumbai, 60 p.
Eubank, R.T., and Makki, A.C., (1981), Structural geology of The Central Sumatera Back-Arc Basin, IPA 10th Annual Convention, Jakarta.
Heidrick, T. L. and Aulia, K., (1996), Regional Structural Geology, Chapter II: in Petroleum Geology of the Central Sumatra Basin, edited and Published by BPPKA/Pertamina, Jakarta Indonesia, P. 13-156.
Johannsen DC & Lyle, JH, (1990), Geology of Duri field, Central Sumatra,
Indonesia, 14 p.
Knotts, (1993), Fault seal analysis in the North Sea, AAPG Bulletin, v.77, p.778- 792.
Seals in Hydrocarbon Reservoirs, AAPG Bulletin, v.81, p.187-195. Knippe, R.J., (1992), The Influence of Fault Zone Processes and Diagenesis on
Fluid Flow, AAPG Study in Geology 36, Diagenesis and Basin Development, Chapter 10 p. 135 – 151.
Maerten, L., Gillespie, P., Daniel, J.M., (2006), Three dimensional geomechanical modeling for constraint of sub seismic fault simulation, AAPG Bulletin V.90, No.9 September 2006 p.1337-1358.
Manzocchi, T., Walsh, J.J., Nell P., Yielding G., (1999), Fault Transmissibility multipliers for flow simulation model, Petroleum Geoscience, Vol. 5 1999 p.53-63.
McNaboe, G.J., (1996) Duri Field Formation Evaluation Procedure, Duri, Resource Technical Team.
Sapiie B., and Sompie, M.V., (2006) Fault Seal Analysis of North Duri Field, Central Sumatra Basin, Project Report ITB – Chevron Pacific Indonesia Heavy Oil BU (unpublished)
Sapiie B, (2002), Fault Seal Analysis and Eruption Mitigation, Faculty of Earth sciences and Mineral Technology, ITB-CPI, internal report.
Sorkhabi, R., Tsuji, Y., (2006), Faults, Fluid Flow and Petroleum Traps, AAPG Memoir 85, 324p.
Smith, D.A., (1966), Theoretical consideration of sealing and non sealing faults, AAPG Bulletin, v.50, p.363-374.
Smith, Derrell A, (1980), Sealing and non sealing faults in Louisiana Gulf Coast Salt Basin, AAPG Bulletin, v.64, p.145-172.
Sulistyo, A., Gross, S.J., and Lederhos, L.J., (1995), Evaluation of the steam flood potential of the Rindu reservoirs in the Duri field, IPA 24th Annual Conv., p. 153-166.
Syafruddin, Sayentika and Sapiie B., (2005), Eocene-Middle Miocene Structural Reconstruction of the Duri Anticline, Central Sumatra Basin, Indonesia, Proc IPA10p.
91
Sumatera Basin, IPA 5 Annual Conv., p.133-150.
Watts, N., (1987), Theoretical aspect of cap rock and Fault Seal for single and two phase hydrocarbon columns, Marine Petroleum geology, v.4 p.274-307.
Wiggins, D., Gerdes, M., Bombarde, S., (2002), Fault Seal Overview, Handout Presentasi, Exploration and Production Technology Company Framework Modelling and Structural Geology Team, Chevron Texaco, San Ramon
Yarmanto and Aulia, K., (1988), The Seismic Expression of Wrench Tectonics, Central Sumatra Basin, 17-th Annual Convention, Ikatan Ahli Geologi Indonesia, Jakarta, Indonesia, 34p.
Yarmanto, Aulia, K., Mertani, B., Heidrick, T.L., (1996), Petroleum Geology of Indonesia Basin: Principles, Methods, and Applications, Vol II Central Sumatera Basin, Pertamina BPPKA, Jakarta 232p.
Yielding, G., and Needham, D.T., (1997), Quantitative Fault Seal Prediction, AAPG Bulletin, v.81, P.897-917.
Yielding, G., (2002), Shale Gouge Ratio – calibration by geohistory. In: A.G. Koestler and R. Hunsdale, eds., Hydrocarbon Seal Quantification, Norwegian Petroleum Society (NPF), special publication 11, Elsevier, Amsterdam p.1-15.
Nama : IRVAN NOVIKRI
Tempat / tanggal lahir : YOGYAKARTA, 23 NOVEMBER 1974 Alamat kerja : Reservoir Management Team – Duri Heavy Oil
PT Chevron Pacific Indonesia (subsidiary of ChevronTexaco – IndoAsia Business Unit)
New Main Office G-30 Duri District, RIAU Telephone : 62 0765-827094
Email : irnovik@chevron.com Pendidikan terakhir : SARJANA S-1 TEKNIK GEOLOGI – UGM
Judul skripsi : Study Salinitas Air Formasi Pada Anggota Batupasir Formasi Talang Akar, Cekungan Sunda
Pengalaman kerja:
1997-1998 : Practical Training – kerjasama riset antara Geologi UGM dan MAXUS SES
1998-2001 : Application Support Geoscientist - Exploration & Geoscience Dept Medco Energi
2002-2005 : Operation Geologist – Technical Team HO PT Chevron Pacific Indonesia
2005-present : Reservoir/Production Geologist - Duri Steamflood Project (Area 10) PT Chevron Pacific Indonesia
Afiliasi:
Anggota Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI, sejak tahun 2003) Anggota Indonesian Petroleum Association (IPA, sejak tahun 2003) AAPG Associate Membership (AAPG, mulai tahun 2007)
Lampiran 1.1 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K dan Duri_Area10_Anti_3L dengan arah A-A’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
Lampiran 1.2 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_5L dengan arah B-B’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
Lampiran 1.3 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K dengan arah C-C’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
Lampiran 1.4 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan bagian selatan dari Duri_Area_10_Syn_5J dengan arah D-D’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
Lampiran 1.5 Penampang Geologi dengan interpretasi zona patahan bagian selatan dari Duri_Area_10_Syn_5L dengan arah E-E’ barat ke timur, dengan skala 1 : 240
Lampiran 2.2 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan dan horison berarah melintang Barat – Timur
Lampiran 2.3 Penampang vertikal seismic dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan Duri_Area10_Syn_5L dengan horison berarah melintang Barat - Timur
Lampiran 2.4 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan Duri_Area10_Anti_6K dengan horison berarah melintang Barat – Timur
Lampiran 2.5 Penampang vertikal seismic dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan Duri_Area10_Anti_6K dengan horison berarah melintang Barat – Timur
Lampiran 2.6 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_3L dan Duri_Area10_Anti_6K dengan horison berarah melintang Barat - Timur
Lampiran 2.7 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_5J; dan Duri_Area10_Syn_5L dengan horison berarah melintang Utara - Selatan
Lampiran 2.8 Penampang vertikal seismik dengan interpretasi zona patahan Duri_Area10_Syn_3K dengan horison berarah melintang Utara - Selatan
Lampiran 3.1 Peta Kontur Struktur Puncak Rindu dari Daerah Penelitian dengan Skala 1 : 10000
Lampiran 3.2 Peta Kontur Struktur Puncak Pertama dari Daerah Penelitian dengan Skala 1 : 10000
Lampiran 3.3 Peta Kontur Struktur Puncak Rindu01 dan Rindu05 dari Daerah Penelitian dengan Skala 1 : 10000
Lampiran 3.4 Peta Kontur Struktur Puncak Unit Reservoir Pertama dari daerah Penelitian dengan Skala 1 : 10000
Lampiran 4.2 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Tampilkan data kedalaman
111
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.3 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Yang menampilkan data loncatan vertikal
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.4 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Yang menampilkan harga rasio gouge serpih (kurva)
113
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.5 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Yang menampilkan harga rasio gouge serpih (zonal)
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.6 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Yang menampilkan distribusi harga permeabilitas
115
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.7 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Yang menampilkan aspek geometri data kemiringan dari zona patahan
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.8 Hasil Pemodelan Zona Patahan Daerah Penelitian Yang menampilkan aspek geometri kelurusan dari zona patahan
117
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.9 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_3K Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang
Menampilkan harga Shale rouge Ratio (SGR)
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.10 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_3K
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Rouge Ratio (SGR)
119
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.11 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_3L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.12 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_3L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
121
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.13 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_5L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.14 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Syn_5L
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shale Gouge Ratio (SGR)
Lampiran 4.15 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_5J
Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga Shal Gouge Ratio (SGR)
0 100m 50 m
0 100m 50 m
Lampiran 4.16 Hasil Pemodelan Zona Patahan DURI_AREA10_Anti_5J Posisi beberapa sumur terhadap zona patahan yang menampilkan harga SGR
