Petroleum Sistem Cekungan Kutai, Kalimantan, Indonesia
Petroleum Sistem Cekungan Kutai, Kalimantan, Indonesia
Petroleum Sistem Petroleum Sistem etroleum sistem ialah
etroleum sistem ialah konsep yang menyatukan elemen berbeda dan proseskonsep yang menyatukan elemen berbeda dan proses
geologi
geologi minyak buminyak bumi. Aplikasi mi. Aplikasi praktis daripraktis darisistemsistemminyak bminyak bumi dapaumi dapat digunakant digunakan
dalam eksp
dalam eksplorasi, evaluasi sulorasi, evaluasi sumbermberdaya, dadaya, dan penelitian.n penelitian.
Gambar 1. Kutai Basin Gambar 1. Kutai Basin
Setalah dilakukan penelitian dan disimpulkan dari cross section mengenai pengembangan petroleum sistem dibagian bawah Cekungan Kutai hingga sekarang. Yaitu dimulai dari 10.5 Ma, 6.5 Ma, dan sekarang.
Pre-10.5 Ma
Pada 11.7 Ma sudah mulai pengembangan sinklin dibagian sayap timur dari antiklin Semberah, bagian barat sinklin dari Semberah, bagian barat sinklin dari Sanga-sanga, dan bagian barat dari sinklin Mutiara. Strukturnya berupa lipatan namun belum ada patahan. Hard overpressure berada dikedalaman 8000 kaki berupa shale marine. Section yang berada diatas hard overpressure tidak dapat menjangkau panas untuk terjadinya ekspulsi minyak. Jadi, trap sudah duluan terbentuk sedangkan kitchen nya masih dalam kondisi belum matang.
10.5 Ma
Pada 10.5 Ma, disini mulai terjadi penumbuhan lebih lanjut dari antiklin dan sinklin. Juga sudah mulai berhubungan dengan patahan dan pelipatan. Kedalaman terkuburnya element, dan tekanan yang ada juga belum cukup untuk terjadinya ekspulsi minyak.
6.5 Ma
Pada masa ini sudah mulainya aktifitas tektonik dibagian Sanga-sanga PSC dibagian bawah Cekungan Kutai. Diperkirakan pada 8 Ma, sudah mulai terjadinya uplift dan erosi dibagian barat antiklin. Sinklin dibagian barat dari lapangan Tunu sudah mulai terbentuk. Trap yang sudah terbentuk dibagian antiklinnya belum berpotensi. Seiring berjalannya waktu sudah mulai terjadi pematangan, bagian paling timur yang paling berkembang segmen kitchennya ialah dibagian sayap barat dari antiklin Nilam. Sehingga dengan adanya aktifitas tektonik pada periode ini menyebabkan terjadinya migrasi primer atau ekspulsi minyak dari batuan induk dan masih didalam tahap pembentukan yang berada di Sanga-sanga antiklin. Ditemukannya minyak dengan tipe A di lapangan bagian barat bisa jadi dimulai pada masa ini. Dengan Ro mendekati 0,6 kematangannya.
Sekarang
Kitchen yang hingga sekarang masih aktif, dimana total ekspulsi diperkirakan pada 6.5 Ma. Luas dari kitchen tersebut sendiri hingga sekarang belum bisa diperkirakan atau belum pasti.
Petroleum sistem terdiri dari element dan proses. Element berupa source rock, reservoir, caprock, overburden rocks. Sedangkan Proses berupa trap, generation, migration, accumulation.
Gambar 2. Regional section dari Cekungan Kutai
Batuan Induk
Menurut jurnal Yuyun Yuniardi batuan induk pada cekungan Kutai bagian bawah berupa batubara, batulempung serpih karbonan. Menurut jurnal Andang Bachtiar batuan induknya berupa batubara serpih karbonan dan marine mudstones, dimana lingkungan pengendapan yang berada di fluvial delta hingga delta front terisi oleh batu bara dan serpih karbonan yang sangat baik menjadi batuan induk, sedangkan lingkungan pengendapan di daerah laut terisi oleh mudstones yang buruk potensinya untuk menjadi batuan induk. Batuan induk tersebut memiliki potensi yang cukup besar untuk menghasilkanTOC 20% hingga 70%, HI hingga 300 dan yields up hingga 175 mg/g. Bagian atas dari kitchen area menunjukkan masa dimana hidrokarbon mengalam ekspulsi, bukan sedang menghasilkan. Disinilah menjadi permulaan terskpulsinya hidrokarbon. Sedangkan dibagian base dari kitchen areanya diinterpretasikan sebagai bagian atas dari zona h ard overpressure. Dimana kitchen area memiliki ketebalan sebesar 3000 feet.Setelah dilakukan pemetaan oleh VICO disimpulkan bahwa pada middle miocen ditemukan batubara yang berlimpah dilingkungan delta plain. Dimana batubara nya dibedakan menjadi 2 tipe, yaitu liptinitic dan vitrinitic. Sedangkan batuan serpih karbonan berada di lingkungan pengendapan tidal delta plain hingga delta front. TOC dari batubara memiliki nilai rata-rata sebesar 65% dan Genetic Potentialnya sebesar 175 mg/g. Sedangkan batuan serpih karbonan memiliki TOC sebesae 20% dan GP sebesar 20 hingga 60 mg/g. dan nilai HI dari kedua batuan tersebut berkisar hingga 300.
Batubara dan serpih karbonan umumunya menghasilkan minyak dengan nilai kematangan Ro 0.35 % hinggan 0.6%. Batuan induk ini memiliki kapasitas penyimpanan yang signifikan. Ekspulsi dari batuan induk tidak terjadi sampai transformasi tahap minyak ke gas di Ro>0.6%, metagenesis dimulai pada Ro = 1.2%. Kerogen dan hidrokarbon yang dihasilkan dari kedua batuan ini sebanyak 2/3 minyak dan 1/3 gas hingga selesainya siklus pematangan.
Menurut Yuyun Yuniardi kandungan TOC nya tanpa mempertimbangkan lingkungan pengendapannya diperkirakan sebesar 1% TOC. Batulempung serpih dicirikan dengan material organik yang berasal dari delta bagian depan yang mempunyai nilai TOC dari 0.64% sampai 5.73% dan PY dengan nilai 0.5 sampai 20 mg/g. Batubara pada interval N8-N13 mempunyai kandungan TOC sekitar 64,5% dan PY 103 mg/g. Kinetik batuan induk yang baru dari Cekungan Kutai berbeda dibandingan dengan konvensional Tipe III (juga Tipe I & II) kinetik batuan induk. Batulempung serpih pembentuk minyak berasal dari batubara pada tingkat kematangan pada nilai Ro=0.3% sampai 0.6%, akan tetapi hal tersebut tidak menyebabkan terjadinya ekspulsi.
Korelasi minyak dalam batuan induk memperlihatkan terdapatnya dua tipe minyak pada Cekungan Kutai, yaitu tipe A dan Tipe B. Minyak mentah tipe A menunjukkan sifat asal darat yang kuat dengan diperlihatkan kemunculan secara signifikan dari komponen C-14 sampai C-27. Minyak dapat terbentuk pada nilai Ro 0.45 % sampai 0,55 %. Minyak mentah tipe B memiliki karakteristik yang didominasi oleh komponen C2 hingga C12, dimana minyak tipe B ini diinterpretasi merupakan minyak tipe A yang sudah keluar dari batuan induk yang mengalami thermal craked dan dikeluarkan dengan tingkat maturasi yang lebih tinggi dibandingkan dengan minyak mentah tipe A (Ro nilai 0.55%-0.65%). Cekungan Kutai didominasi oleh gas provenance sebab diawali dengan produksi minyak menjadi gas yang mana sumber ataupun reservoir mempunyai nilai Ro> 0,6 % pada kedalaman 10.000 kaki. Minyak bumi dan gas bumi terperangkap lebih dalam dari 10.000 kaki yang didominasi oleh gas. Minyak ditemukan pada kedalaman yang lebih dangkal dari 10.000 kaki yang juga kadangkala ditemukan volume gas secara signifikan pada kedalaman ini.
Dibagian selatan cekungan Kutai juga ditemukan beberapa batuan induk yang potensial. Berdasarkan hasil studi geokimia pada dasarnya terdapat dua batuan induk, yaitu dari batubara dan batulempung serpih karbonan. Dan setelah dilakukan penelitian geokimia, diperkirakan TOC mempunyai nilai 0.85 sampai 4.95wt% dan Hydrogen Index (HI) mempunyai nilai dari 32 sampai 568. Nilai potential yield mengindikasikan pola yang sama dengan range antara 0.59 sampai 19.64 kg/ton. C ontoh dengan nilai TOC tertinggi (>4 wt%) juga mempunyai nilai HI yang tinggi (>350) menunjukkan oil prone, sedangkan conto dengan nilai TOC (<2 wt%) dan nilai HI yang rendah merepresentasikan gas prone pada batuan induk-nya. Nilai HI sampai OI dari contoh pada Oligosen Akhir memperlihatkan secara jelas bahwa contoh umumnya termasuk kedalam kerogen Tipe III (76%), sisanya kerogen Tipe II. Dominannya kerogen Tipe III
mengindikasikan bahwa umumnya batuan induk pada Oligosen Akhir di daerah penelitian adalah gas prone. Distribusi HI secara jelas memperlihatkan batuan induk pada interval Oligosen Akhir terdistribusi di bagian barat daerah penelitian cenderung memproduksi gas sedangkan di bagian timur cenderung minyak. Pada Miosen Awal contoh batuan induk memperlihatkan nilai TOC sangat baik (1.58-3.42 wt%), 0.90-3.64 kg/ton yields dan HI < 200 mengindikasikan bahwa potensial untuk minyak bumi dan gas bumi dan gas prone. Untuk interval Miosen Tengah nilai TOC 108-68.36 wt% dan potential yields 2.12-137.44 yang diklasifikasikan baik sampai sempurna potensial batuan induk, nilai HI menunjukkan klasifikasi jelek sampai sempurna.
Batuan Reservoir
Menurut jurnal Yuyun Yuniardi pada Cekungan Kutai bagian bawah terdapat dua jenis fasies batupasir yang dikenali pada endapan delta Miosen yaitu fluviatile dominated to distributary channel dan tidally dominated-delta front deposit . Batupasir yang termasuk ke dalam karakteristik reservoir secara umum termasuk ke dalam litik arenit dengan sifat tekstural butiran yang didukung oleh matrik, butiran berukuran halus sampai menengah, pemilahan menengah sampai baik, kekerasan menengah. Komposisi batuan didominasi umumnya oleh batupasir dengan mineral kuarsa monokristalin, kuarsa polikristalin, fragmen batuan andesit dan quartzose, dan sangat sedikit sekali akan kandungan dari K-feldspar, plagioklas. Nilai porositas dari batupasir terbagi menjadi 2 tipe yaitu porositas primer dan porositas sekunder (pelarutan). Nilai dari porositas primer mempunyai nilai 2 sampai 3 % sedangkan porositas sekunder mempunyai nilai antara 3 sampai 13 %.
Sedangkan menurut jurnal Asian Earth Sciences membahas mengenai potensi batuan karbonat yang menjadi batuan reservoirnya di Cekungan Kutai. Pada bagian core reef terdiri dari grainstone dan boundstone sedangkan pada fore reef terdiri dari packstone dan grainstone, back reef terdiri dari weckstone dan mudstone. Pada bagian core reef dan back reef memiliki porositas yang kurang baik begitu juga pada batuan gamping sehingga kualitas reservoir sangat rendah dan kurang baik, sedangkan zona fore reef memiliki kualitas reservoir yang sangat baik karena di sini menggunakan energy yang tinggi ketika mengalami proses pengendapan. Penyebab back reef dan core reef memiliki reservoir yang buruk di akibat kan oleh rekahan yang terisi oleh semen kalsit sehingga porositas nya buruk. 15% sumur pengeboran eksplorasi terdapat diwilayah cekungan Kutai yang akan dianalisa stratigrafinya. Dari stratigrafi ini didapatkan kurang lebih 70% reservoir pada batuan karbonat. Karbonat didaerah ini berumur oligosen (Bebulu Limestone) sampai akhir miosen (Dian Limestone). Sebagian besar karbonat didaerah ini terendapkan di laut dangkal yang terjadi saat air di permukaan laut naik, sehingga terdapat fosil alga merah, foraminifera, benthonic yang sangat besar.
Daerah Buat
Lithofacies yang ada didaerah ini ialah limestone, mudstone, wackestone, packstone, grainstone, boundstone, crystalline limestone dan dolomite. Tiga facies terumbu karang diidentifikasi dari distribusi yang mencirikan limestone lateral, core reef, back reef dan fore reef facies. Fore reef sebagian besar terdiri dari grainstone dan packstone sedangkan fasies core reef terdiri dari boundstone dengan grainstone dan packstone yang mengindikasikan keberadaan spesies karang yang besar. Fasies back-reef sebagian besar terdiri dari limestone, mudstone dan wackestone dengan lingkungan energi yang rendah. Kualitas reservoir batugamping rendah, karena porositasnya dan permeabilitasnya kecil. Porositas primer terpelihara dengan baik di facies fore reef dalam unit grainstone, sedangkan fasies di core-reef dan back-reef porositasnya berupa inter / intraparticle. Di daerah ini diperkirakan porositasnya mulai dari 0-5 % dengan permeabilitas dari 0.01-1.0 md. Namun juga ditemukan batuan gamping yang memiliki porositas 5-12%.
Daerah Semoi
Singkapan batugamping pada daerah Semoi menunjukkan potensi minyak yang kecil. Batugamping pada masa Miosen Tengah terdiri dari formasi batulempung, wackestone / packstone, dengan warna abu-abu sampai coklat kekuningan, dengan berbagai tekstur (garis kristal-, kapur, dengan matriks micrite). Terdapat fosil foraminifera, ganggang merah dan fragmen karang. Batugamping ditemui di Semoi-1 terendapkan di daerah yang memiliki energi rendah dari lingkungan pengendapan back-reef. Diperoleh potensi reservoir pada formasi Semoi karbonat N8 memiliki porositas berkisar antara 8-12% dengan permeabilitas <1.0 md.
Gambar 4. Model skematik dari karbonat build-up Semoi
Pada gambar di atas merupakan cross section dari semoi karbonat buildup. Terlihat pada bagian front reef terdapat packstone dan grain stone sedangkan pada back reef terdapat dominasi lumpur ini terjadi diakibatkan arah gelombang yang menuju kea rah laut yaitu ke kanan pada gambar sehingga pada saat terjadinya
pengendapan sedimen
–
sedimen seperti lumpur terdapat di bagian belakang karena memiliki energy yang rendah. Sebaliknya di bagian fore reef sedimen–
sedimen nya berupa buritan - butiran besar seperti grainstone dan packstone ini di karenakan energy pengendapan nya sangat tinggi sehingga butiran–
butiran besar dapat terbawa ke depan, pada bagian inner terendapkan limestone buildup. Pertumbuhan limestone ini di pengaruhi oleh naik turun nya sea level. Pada saat sea level naik secara tiba–
tiba maka pertumbuhan reef dan limestone nya akan tidak seimbang.Gambar 5. Seismik karbonat build-up daerah Semoi
Namun ketika penurunan sea level produksi batuan karbonat n ya tumbuh lagi dari awal buildup. Secara keseluruhan kualitas reservoir dari limestone tersebut sangat buruk hal ini ditunjukan oleh kurang bagusnya kualitas porositas primer dan porositas sekundernya. Pada limestone tersebut memiliki minor fracture akan tertapi minor fracture ini tidak mempengaruhi porositas batuan ini.
Daerah Tanjung Wira
Formasi Tanjung Wira didominasi oleh batugamping bioklastik, digambarkan sebagai packstone, grainstone dari facies back-reef. Litologi daerah ini terdiri
terutama dari fragmen karang, foraminifera planktonic, ganggang merah, foraminifera benthonic kecil, echinodermata minor. Matriks terutama terdiri dari micrite rekristalisasi dan kalsit sparry. Energi pengendapan yang rendah dan terdiri biomicritic berlempung, Batugamping build-up ini terendapkan pada shelf. Pertumbuhan build-up ini dikontrol oleh laju kenaikan permukaan air laut.
Secara umum, kualitas reservoir batugamping tersebut adalah buruk, seperti yang ditunjukkan oleh kurangnya porositas dikarenakan porositas primer dan sekundernya terisi oleh semen karbonat.
Daerah Badak Nilam
Batugamping yang terbentuk dalam masa Miosen di daerah Badak Nilam. Batugamping pada daerah ini diendapkan pada batas laut dangkal. Fasies yang ditemukan pada formasi ini ialah daerah terumbu karang yang bercabang , didominasi oleh fragmen-fragmen karang, terutama dari jenis ganggang dan sedikit fosil echinodermata dan bivalvia.
Distribusi karbonat di cekungan kutai memiliki perbedaan umur lapisan yang sangat jauh, dari oligosen di bagian barat daya hingga sekarang di delta Mahakam. Kebanyakan dari karbonat tersebut terendapkan selama periode transgressive. Karbonat di era meosen secara umum di anggap sebagai reef pemisah contohnya seperti semoi area, raden area dan tanjung wira area. Kualitas reservoir secara umum buruk di karenakan hadirnya semen berupa kalsit dan dolomite, diperkirakan reservoirnya memiliki porositas kurang dari 10% dan permeabilitas dibawah 1md. Data analisa seismic menunjukan bahwa sedimen yang tedapat di bagian fore reef memberikan hasil yang reservoir yang bagus.
Batuan Tudung
Menurut jurnal Yuyun Yuniardi batulanau dan batulempung serpih pada lingkungan pengendapan fluvialdeltaic termasuk kedalam batuan tudung dengan tipe buruk pada tipe cebakan antiklin sehingga volume minyak bumi dan gas buminya akan dibatasi penyebaran lateral batuan tudungnya. Batuan tudung yang baik ditemukan di daerah Sanga-sanga dengan gas expulsion zone (Nilai Ro 0.6%). Volume minyak bumi dan gas bumi secara signifikan dapat terperangkap pada satu jenis reservoir. Batuan tudung yang berkembang di daerah Wain ini terdapat pada batuan dengan besar butir pada range batulanau-batulempung serpih.
Migrasi
Menurut jurnal Yuyun Yuniardi migrasi Primer dari batuan induk pada daerah ini umumnya diakibatkan oleh rekahan minor dari batuan induk dengan terdapatnya internal pressure yang mentransformasikan minyak ke gas. Ambang batas dari batuan induk dari nilai Ro = 0.6 %. Volume yang signifikan dari minyak termasuk nilai Ro > 0.45 % berhubungan dengan nilai rata-rata pada burial depth 7500 kaki.
Menurut jurnal Andang Bachtiar, migrasi lateral yang sudah menempuh jarak 0-10 km. dimana diawali dengan migrasi primer, pada saat perpindahan dari source rock menuju reservoir dibagian bawah, dimana ekspulsi pertama yang terjadi didominasi oleh minyak dan sedikit gas.
Migrasi sekunder yang terjadi akibat lateral sealing yang bocor akibat penuhnya lateral sealing. Dan bocor dibagian plunging anticline, sehingga berpindah (migrasi sekunder) menuju puncak antiklin. Dibagian bawah Kutai Basin, migrasi yang terjadi dominan lateral dan updip, timur ke barat, dan dari distal menuju proksimal, namun terdapat pengecualian di daerah Nilam dan Badak, dimana terdapat migrasi dari barat ketimur. Migrasi vertical yang ada menjadi komponen penting dari migrasi dbagian bawah Kutai Basin. Migrasi inilah yang menyebabkan jumlah pasir/shale sebesar 35% didalam fluvial delta dan juga dimana ada patahan. Dibagian bawah Cekungan Kutai terdapat sedikit jumlah perpanjangan patahan. Sehingga membentuk jalur dari source rock menuju reservoir bagian bawah.
Trap
Menurut jurnal Andang Bachtiar, disemua reservoirs trap ditemukan gas, trap yang ada dikutai basin ada yang merupakan structural trap dan juga stratigraphic trap. Kapasitas dari vertical sealing di lingkungan delta lebih besar dibandingkan kapasitas lateral sealingnya. Trap yang berupa structural trap ditandai ketika terjadinya perpindahan dari sealing yang bocor menuju antiklin, sehingga terperangkap dipuncak antiklin. Diperkirakan trap tersebut dapat menampung hidrokarbon hingga 5000feet, meskipun menurut yang diamati adalah 2000feet. Sedangkan stratigraphic trapnya ditandai ketika batupasir tidal dan marine yang saling berhubungan dengan batupasir dari delta plain channel, maka akan membentuk stratigraphic trap. Ini dikarenakan batupasir dari tidal dan marine tidak efessien dibandingkan dengan batupasir dari delta plain channel. Dan juga batupasir dari tidal dan marine memiliki sangat sedikit potensi menjadi reservoir. Untuk trap yang berupa stratigrafi, ruang untuk terakumulasinya hidrokarbon akan bergantung dengan kapasitas dari lateral sealingnya dan juga ukuran dan geometri dari penghalang pemindahan tekanan. Kombinasi aliran panas yang relatif rendah (diperkirakan 35-40 m Wm-2) selama Miosen dan perkembangan awal struktur Anticlinal menunjukkan bahwa trap terbentuk lebih dahulu dibandingkan dengan migrasi. Hal ini menunjukkan bahwa trapnya sangat efisien.
KESIMPULAN
Kesimpulan yang dapat kita tarik dari pembahasan diatas ialah, suatu petroleum sistem harus memiliki element dan proses yang tidak bisa dipisahkan untuk membentuk suatu petroleum sistem. Di Cekungan Kutai setelah dilakukan penelitian telah didapat informasi mengenai batuan induk, batuan reservoir, batuan tudung, migrasi dan trap.
Batuan induk didaerah ini berupa batubara, batulempung serpih karbonan dan marine mudstones. Yang terendapkan dilingkungan pengendapan berupa fluvial delta, delta front dan juga didaerah marine atau laut. Dengan kerogen tipe III dan juga tipe II, sehingga produk yang dihasilkan berupa minyak dan gas, namun didominasi dengan gas prone. Nilai TOC yang belum bisa dipastikan, namun berkisar antara 1-3,42 wt%. Minyak bumi dan gas bumi terperangkap lebih dalam dari 10.000 kaki yang didominasi oleh gas. Minyak ditemukan pada kedalaman yang lebih dangkal dari 10.000 kaki yang juga kadangkala ditemukan volume gas secara signifikan pada kedalaman ini.
Batuan Reservoir di Cekungan Kutai ada 2 jenis, yaitu batuan karbonat dan batupasir. Porositas dari reservoir yang berupa batupasir diperkirakan 2-13 %, sedangkan dibatuan karbonat kurang dari 10% dan permeabilitas dibawah 1md. Batuan tudung atau caprock di Cekkungan Kutai berupa batulanau dan batulempung serpih yang mengendap di fluvial deltaic, dengan arah yang lateral dibagian antiklin. Batuan tudung yang ini memiliki kualitas yang buruk, namun ditemukan batuan tudung yang bagus di daerah Sanga-sanga. Dengan ukuran butir berkisar antara batulanau-batulempung serpih.
Migrasi dibagi 2, yaitu migrasi primer dan migrasi sekunder, dimana migrasi primer diakibatkan adanya rekahan minor dari batuan induk dengan adanya internal pressure yang mana membawa minyak dan sedikit gas. Selain itu dibagian bawah cekungan Kutai juga terdapat perpanjangan patahan, sehingga menjadi jalur dari batuan induk menuju reservoir. Sedangkan migrasi sekundernya terjadi
ketika adanya lateral sealing yang bocor yang disebabkan sudh penuhnya lateral sealing tersebut. Juga terdapat kebocoran di bagian plunging anticline, sehingga berpindah menuju puncak antiklin.
Yang terakhir ialah trap, trap merupakan tempat terakumulasinya minyak dan gas, dan inilah yang menjadi target dari dilakukannya eksplorasi. Trap pada Cekungan Kutai ada yang stratigrafi dan juga struktural. Dimana yang stratigrafi terjadi akibat adanya perbedaan fasies batuan, yaitu batuan pasir tidal dan marine bertemu dengan batuan pasir channel. Sedangkan trap struktural ditandai ketika terjadinya perpindahan dari sealing yang bocor menuju antiklin, sehingga terperangkap dipuncak antiklin.
Potensi yang dimiliki Cekungan Kutai cukup besar, hanya diperlukan penelitian lebih lanjut, agar dapat ditentukan sebesar apa kualitas dari Cekungan ini.
Daftar Pustaka
Paterson, D.W., Bachtiar, A., Bates, J.A., Moon, J.A. and Surdam, R.C., 1997. Petroleum system of the Kutei basin, Kalimantan, Indonesia.
Yuniardi, Y., 2012. Petroleum System Cekungan Kutai Bagian Bawah Daerah Balikpapan Dan Sekitarnya Propinsi Kalimantan Timur. Abstrak .
Alam, H., Paterson, D.W., Syarifuddin, N., Busono, I. and Corbin, S.G., 1999. Reservoir potential of carbonate rocks in the Kutai Basin region, East Kalimantan, Indonesia. Journal of Asian Earth Sciences, 17 (1), pp.203-214.
https://ugmsc.wordpress.com/2011/03/30/one-day-course-review-hydrocarbon-prospect-in-western-indonesia/
