re-send, mudah2an masuk milis.
--paulus ---------- Forwarded message ---------- From: Bambang P. Istadi Sent: Thursday, March 11, 2010 1:33 PM To: [email protected] Subject: RE: [iagi-net-l] Uneg-uneg..LUSI Pak Doddy yang baik,... Saya mau kasih gambaran sedikit background mengenai apa yang kami lakukan sewaktu saya bergabung dengan Lapindo dan mengupayakan kegiatan eksplorasi. Bagi saya penting untuk memahami potensi hidrokarbon secara keseluruhan, tidak parsial. Pengertian yang integrated dibutuhkan untuk melihat potensi East Java Basin khususnya konsesi Brantas PSC. Saya berpikir lebih penting untuk mengetahui dan membuktikan apakah play conceptnya jalan dan petroleum systemnya terbukti yang mempunyai multiplier effect daripada mendapatkan single discovery dari sebuah prospect. Kami mulai dengan membuat dan menganalisa 'creaming curve' dari East Java Basin yang menunjukkan potensi terbesar berada di carbonate play, baik yang berada di platform, shelf edge maupun reefal buildup. Discovery "gajah-gajah" besar berasal dari play ini, contohnya banyak, mulai dari Banyu Urip, Randu Blatung, Kedung Tuban, Ujung Pangkah, Bukit Tua, Poleng, Camar, Jeruk, BD dst. Sedangkan lapangan2 yang sudah ditemukan dan diproduksi di Brantas seperti Wunut dan Tanggulangin seluruhnya berada di shallow volcanoslastic Pucangan Fm equivalent play yang potensinya relatif kecil berupa biogenic gas dan mixed biogenic+thermogenic gas dengan sedikit minyak. Potensinya tidak seberapa bandingkan dengan discovery yang besar-besar pada carbonate play. Untuk mempertajam pengertian dan potensi carbonate play, kami mulai menganalisa paleogeographic setting dan rekonstruksi depositional environment, mulai menganalisa peta2 gravity, fault system, stress-strain yang berpengaruh pada pembentukan basin dan sub-basinnya. Kami analisa kitchen2 yang terbentuk serta geokimianya, tingkat kematangan, besaran hydrocarbon generation/expulsion dan migration pathways dst. Data2 sumur2 eksplorasi diseputar East Java Basin kami lengkapi dan standarisasi, seismic berbagai vintage diperbaiki dan resample. Kami buatkan dryhole analysis dan post mortem untuk mengerti petroleum system serta elemen mana saja yang proven maupun yang jadi penyebab sumur2 tersebut dianggap failure. Berbagai software dan aplikasi modeling juga kami coba. Prospects and leadspun mulai kami buat dengan konsentrasi pada carbonate play yang kami anggap paling berpotensi. Masing-masing kami matangkan agar dapat membuat ranking berdasarkan geological chance of success, besaran potensi cadangan/resources serta NPV/EMV- expected monetary value. Kami mulai menganalisa resiko dan apa yang dibutuhkan untuk mematangkan prospects. Salah satu kendala adalah seismic data karena memang cable length yang kurang panjang sehingga punya limitasi untuk mendapatkan image dari carbonate play yang umumnya cukup dalam. Kami lakukan reprocessing untuk mendefinikan lebih baik dan 'refine' prospects, juga velocity models untuk mendapatkan peta2 depth yang lebih akurat. program2 infill seismic acquisition juga kami buat untuk prospect2 yang kami anggap paling potensial. Saat itu kami juga tertarik pada sebuah perusahaan jasa seismic menawarkan multi-client survey untuk daerah offshore kami anggap sangat menarik karena bisa mematangkan prospect2 yang kami anggap paling potensial untuk daerah offshore Selat Madura. Setelah kami mendapatkan gambaran mengenai potensi hidrokarbon di Brantas PSC, saat itu kami tawarkan pilihan pada managemen 'do nothing scenario' sampai akhir kontrak PSC atau 'do something scenario' dengan menggali potensi dengan melakukan program exploration campaign. Tim explorasi juga diperkuat dengan bergabungnya teman2 explorationist dan RE yang sudah berpengalaman dengan berbagai spesialisasi. Teman2 di ITB pun kami libatkan untuk pekerjaan2 yang spesifik. Nah, untuk menjawab pak Doddy soal penempatan lokasi sumur Banjarpanji-1. Terus terang sumur ini sudah dipropose dan di-approve sebelum saya bergabung dengan Lapindo. Lokasi pemborannyapun sudah dibeli dan perizinan diurus. Namun upaya pemboran Banjarpanji masih sejalan dengan pemikiran2 mengenai menggali potensi serta proving up carbonate play. Bukannya saya mau mengelak, tapi daripada saya men-cari2 alasan kenapa dibor disitu yang melintas fault, mungkin teman2 di Lapindo bisa bantu jawab, karena saat ini saya sudah tidak lagi merumput disana. Disisi lain, saya yakin sudah banyak mata yang melototin prospect ini sampai akhirnya mendapat approval dari partners dan pihak2 yang ber-wewenang. Apakah ini prospect terbaik? saya pikir data dari sumur ini akan menjawab beberapa aspek dan akan proving-up beberapa elemen penting dalam petroleum system yang sebelumnya hanya berupa hipotesa, terutama sisi paling selatan East Java Basin. Jadi sebenarnya pemboran sumur Banjarpanji yang banyak dikecam ini sebenarnya dalam rangka mencari 'gajah-gajah' baru untuk memenuhi kebutuhan minyak yang terus berkurang. Soal seputar conjugate fault yang ditanya, sebenarnya beberapa bulan sebelumnya, kami mulai studi "fault seal analysis" untuk prospect Banjarpanji dengan mas Mino Ben Sapiie dan Wahyudi Susanto. Tujuannya untuk mengkarakterisasi geometri fault serta displacementnya, juga untuk mengetahui apakah sealing atau leaking dengan menghitung Shale Gouge Ratio. Jika kita ketahui transmissibility zona2 patahan, juxtaposition, cataclastic serta diagenesis/alterasi, keragu-raguan yang pak Doddy sebut apakah hidrocarbonnya masih terperangkap atau sudah pindah bermigrasi ketempat lain akan terjawab. Mudah2an menjawab pertanyaannya,.. Wass. Bambang -----Original Message----- From: Doddy Suryanto [mailto:[email protected]] Sent: Tuesday, March 09, 2010 6:43 PM To: [email protected] Subject: RE: [iagi-net-l] Uneg-uneg..LUSI Terima kasih Pak Bambang atas segala keterangannya. Soal interpretasi ditembusnya karbonat yang menjadi target di BP-1 ya boleh-boleh saja karena sample tidak pernah sampai di permukaan akibat total loss. Hilangnya lapisan karbonat yang keras diatas Kujung(?) juga mungkin saja terjadi karena tidak banyak sumur kontrol yang ada di sekitar BP-1. Sama halnya batupasir volkanik yang tiba2 menebal di sumur BP-1. Saya kira soal drilling plan dari sumur BP-1 juga sudah cukup jelas dimana semua partner telah menyetujuinya. Tetapi waktu saya baca laporan dari TriTech petroleum Consultanti internet saya sedikit kaget soalnya sangat tidak mungkin keputusan memperdalam sumur dilakukan tanpa persetujuan partner apalagi John Bates waktu itu masih di santos. Dia paling sering meminta G&G di santos untuk update operation dgn partner2nya. Soal SIT memang disinggung di DDR jadi ya memang sudah benar penerapannya di sumur2 eksplorasi dimana ketidakpastian nya sangat tinggi. Kalo soal penempatan sumur BP-1 yang tepat melintas di tengah2 "conjugate fault" terutama di lapisan shale dan banyak patahan yang harus ditembus, kira-kira apa alasannya? Bukankah lebih baik menembus dari sisi luar "conjugate fault" untuk menghindari hal-hal negatif yang bisa terjadi (loss yang disebabkan banyaknya patahan yang terbentuk, susahnya mengontrol bit aapabila melewati banyak patahan, dan kemungkinan terjepitnya bit kalo sampai formasinya runtuh akibat hilangnya kestabilan batuan waktu bor menembus zona patahan, dsb). Waktu Dukuhnya Santos dibor dulu saya juga tidak setuju penempatan sumur harus dekat dengan zona yang banyak patahan, bahkan saya juga tidak setuju untuk mengebor sumur Dukuh ini karena kemungkinan besar hidrokarbon telah bermigrasi keluar dari perangkap akibat hilangnya kekuatan top seal. Penilaian hilangnya kekuatan top seal ini juga saya dekati memakai pore pressure dan leak off test dari sumur terdekat. Gara-gara sumur ini juga saya harus berbeda pendapat dgn team mate yang dari aussie sampai akhirnya saya memutuskan keluar dari santos. Wah maaf jadi curhat akan tetapi saya berterima kasih atas semua keterangan Pak Bambang. Selamat sore........ -doddy- -----Original Message----- From: Bambang P. Istadi [mailto:[email protected]] Sent: Tuesday, 09 March, 2010 3:21 PM To: [email protected] Subject: RE: [iagi-net-l] Uneg-uneg..LUSI Pak Doddy,... saya mau tambahkan keterangan sedikit yaa,.. Drilling plan dari Banjarpanji direncanakan berdasarkan asumsi pore pressure, mud weight dan leak off tests dari offset wells. Dalam proses planning, ketiga partners lama berdiskusi berdasarkan pengalaman masing masing untuk pengeboran karbonat yang dijadikan target, yang pada akhirnya well plan disetujui seperti dalam drilling program tersebut. Pada actual drilling nya, ketiga factor pore pressure, mud weight dan leak off test nya berbeda secara signifikan sehingga casing setting depth nya pun disesuaikan dengan kick tolerance yang berdasarkan dari pressure aktual dan tidak lagi mengacu kepada original drilling plan, seperti yang saya kemukakan pada e-mail sebelumnya. Pada sumur Banjarpanji ini apabila dilihat pore pressurenya, jelas kenaikan pore pressurenya ada di upper hole section (bisa dibaca pada paper kami di Elsevier). Sedangkan kenaikan pressure diparuh bawah dari sumur tidak terlalu signifikan dan sangat berlainan dengan rencana sumur semula. Dilihat dari formasi (volkaniklastik s/s) yang ditembus, drilling problem yang hampir tidak ada (sandstone dan pemakaian synthetic based mud), belum dicapainya formasi Kujung dan leak off test yang kuat dari casing shoe sebelumnya maka open hole sampai ~9400 ft diperhitungkan masih aman dari segi drilling. Jadi benar asumsi pak Doddy bahwa keputusan bersama adalah untuk menempatkan 9-5/8" casing shoe didalam formasi Kujung seperti pengalaman Santos di Jeruk dan rencana sumur semula. Jangan dilupakan pula bahwa Banjarpanji ini adalah sumur exploration, semi wild cat dimana data yang ada sangat minim. Sehingga meskipun memakai Dc-exponent untuk memperkirakan pore pressure nya, dilakukan juga Static Influx Tests (SIT) dan teknik lain untuk menemukan pore pressure yang sebenarnya secara akurat. SIT adalah simulated drill pipe connection dimana yang dibaca adalah besaran dari connection gas sehingga kita mengetahui approximate actual pore pressure dari formasi. Jadi yang sepertinya 'hole instability' seperti losses dan cavings di casing depth pada kedalaman 2300 ft dan 3600 ft tersebut adalah bagian untuk mengetahui pore pressure secara aman. Pak Doddy pasti masih ingat teknik ini waktu di Kaltim dimana banyak sumur explorasi dan wildcat dibor secara aman waktu dilakukan SX saturation exploration drilling campaign yang menghasilkan banyak cadangan baru di deep water. Kalau mengenai TriTech Petroleum Consultant, ini bukan konsultan Lapindo. 'Finding' merekapun terkesan mengabaikan data2 primer sumur tanpa technical analysis yang matang. Contohnya mengenai tidak diperlukannya casing 11-3/4" mereka terkesan kaget, sedangkan dari mulai well planning sudah jelas dirancang bersama dimana dan mengapa casing seat di design begitu. Waktu ditemukan tekanan didalam sumur yang berbeda dengan rencana dan harus dilakukan revisi penempatan casing semua partner juga ikut menghitung dan memutuskannya. Hal ini tertuang dalam minutes of meeting bersama. Juga wakil dari Medco sebagai partner pun ada di drilling rig tanpa melakukan protes, sewaktu pemboran lobang 12-1/4" didalamkan. Jadi pertanyaan fungsi analisa TriTech dan mengapa suatu report yang 'Privileged and Confidential' dibocorkan adalah jelas bukan untuk porsi teknikal tetapi untuk aspek lain dari LUSI. Sedangkan untuk milis IAGI lebih baik kita konsentrasi dalam aspek teknis tanpa terlibat dalama aspek politik, aspek bisnis atau yang sejenis. Wass. Bambang -------------------------------------------------------------------------------- PP-IAGI 2008-2011: ketua umum: LAMBOK HUTASOIT, [email protected] sekjen: MOHAMMAD SYAIFUL, [email protected] * 2 sekretariat (Jkt & Bdg), 5 departemen, banyak biro... -------------------------------------------------------------------------------- Ayo siapkan diri....!!!!! Hadirilah PIT ke-39 IAGI, Senggigi, Lombok NTB, 29 November - 2 Desember 2010 ----------------------------------------------------------------------------- To unsubscribe, send email to: iagi-net-unsubscribe[at]iagi.or.id To subscribe, send email to: iagi-net-subscribe[at]iagi.or.id Visit IAGI Website: http://iagi.or.id Pembayaran iuran anggota ditujukan ke: Bank Mandiri Cab. Wisma Alia Jakarta No. Rek: 123 0085005314 Atas nama: Ikatan Ahli Geologi Indonesia (IAGI) Bank BCA KCP. Manara Mulia No. Rekening: 255-1088580 A/n: Shinta Damayanti IAGI-net Archive 1: http://www.mail-archive.com/iagi-net%40iagi.or.id/ IAGI-net Archive 2: http://groups.yahoo.com/group/iagi --------------------------------------------------------------------- DISCLAIMER: IAGI disclaims all warranties with regard to information posted on its mailing lists, whether posted by IAGI or others. In no event shall IAGI or its members be liable for any, including but not limited to direct or indirect damages, or damages of any kind whatsoever, resulting from loss of use, data or profits, arising out of or in connection with the use of any information posted on IAGI mailing list. ---------------------------------------------------------------------
