Will presented by group 6 :DWI INDRA LESMANA

FADHIL RIZALDY

PINA PURNAMA

TRI ANDRY

RAHMAT KURNIAWAN

ROBBY SURYA C

SUNDA BASIN

Location Sunda Basin

• Cekungan Sunda. Terletak diantara Pulau Jawa dan Sumatera, pada koordinat 106° - 107 ° BT dan 4°- 6° LS

• Cekungan ini mencakup luas sekitar 18.840 km2 dengan ketebalan sedimen mulai 1.000 – 7.500 m

Batas Wilayah Sunda BasinSebelah utara: pulau Belitung dan Bangka

Sebelah barat : pulau Sumatra

Sebelah timur : lapangan BP

Sebelah selatan : pulau Jawa

STRUKTUR GEOLOGI CEKUNGAN SUNDA

• Tektonik Cekungan Sunda didominasi oleh sesar normal dan sedikit pengaruh struktur-struktur kompresional. Cekungannya terdiri dari beberapa deposenter diantaranya Kitty-Nora, Nunung dan Yani

• Deposenter tersebut biasanya terisi oleh sedimen tersier dengan ketebalan melebihi 6.000 meter. Struktur yang lazim ditemukan di Cekungan Sunda adalah tinggian yang dibentuk oleh struktur perlipatan dan blok ‘horst’, perlipatan dari sesar normal dan struktur draping pada tinggian batuan dasar. Struktur kompresional hadir dalam bentuk reaktivasi dari patahan berarah baratlaut-tenggara dan berasosiasi dengan struktur transpressional dari sesar mendatar.

Stratigrafi Sunda Basin

Stratigrafi umum Jawa Barat Utara secara berurutan dari tua ke muda : Batuan Dasar Formasi Banuwati Formasi Talang Akar Formasi Baturaja Formasi Gumai Formasi Air Benakat Formasi Parigi Formasi Cisubuh

• IIAPCO 1968-1974 • Natomas/Diamond Shamrock 1974 – 1987• Maxus Energy 1987 – 1997• YPF-Maxus 1997 – 1999• Repsol-YPF 1999-2002• CNOOC SES Ltd 2002 – sekarang

History PSC Wilayah Sunda Basin

Pada tanggal 18 Januari 2002 CNOOC International Ltd. membeli beberapa perusahaan Repsol YPF di Indonesia. Pada tanggal 28 November 2002, YPF-Maxus SES BV berubah menjadi CNOOC SES Ltd.Kontrak bagi hasil dengan Pertamina ditandangani pada tanggal 6 September 1968 meliputi luas area 11.044 km2. Pengeboran pertama dimulai pada bulan Januari 1970. Setelah didapatkan tujuh buah sumur kosong, ditemukan sumur Cinta-1 pada tanggal 21 Agustus 1970. Sumur tersebut terletak pada kedalaman 3343 ft pada formasi batu pasir Talang Akar dengan ketebalan mencapai 200 ft. Tanggal 10 September 1972 sumur ini mulai berproduksi dengan kapasitas sebesar 25.000 barrel minyak per hari.

Terbagi menjadi tiga daerah utama yaitu :1. Daerah Utara (Northern Bussiness Unit) terdiri dari 10 platform

produksi, 5 platform monopod, 1 platform proses “Widuri Process” dan 1 tanker penampungan “Widuri Terminal”.

2. Daerah Sentral (Central Bussiness Unit) terdiri dari 27 platform produksi dan 3 platform proses “Krisna P”, “Zelda Complex ” dan ”Banuwati” serta PETREX (Petroleum Exelsior) sebagai fasilitas akomodasi

3. Daerah Selatan (South Bussiness Unit) terdiri dari 19 platform produksi, 1 anjungan kaki tunggal ‘Kitty-3”, 2 platform proses “Cinta Complex” dan “Rama P” dan 1 tangker penampungan “CNOOC 114” serta pulau Pabelokan.

Wilayah Operasi CNOOC

Total well running 76

Total well shut in 41

Total DT/24 (Down Time 24 Hours)

32

Total well abandon 40

Total well temporarily abandon 93

GRAND TOTAL WELL 242

*)dataper 11 agust 2014

Jumlah Sumur Yang Di operasikan CNOOC

Dari total 242 sumur yang ada hanya sekitar 76 sumur yang berproduksi. Sisanya ada yang bermasalah/shut-in, dan ada pula yang sudah mati/abandon.Tabel 3.2 Kondisi Sumur Produksi di CBU*)

Jumlah Produksi CNOOC

Minyak ± 7,000 BOPD

Gas ± 120 MMSCFD**

Air ± 120.000 BWPD

Saat ini produksi minyak di CBU sekitar 7000 BOPD sedangkan gas sekitar 120 MMSCFD. Selain minyak dan gas yang terproduksi, air formasi juga ikut terproduksi yaitu sekitar 120.000 BWPD. Oleh karena itu, water cut yang dihasilkan oleh masing- masing sumur berbeda, dengan rata – rata sekitar 70 %.Tabel 3.1 Produksi Harian Minyak, Air dan Gas di CBU*)

*) data 11 Agustus 2014 **) Associated and Non associated Gas

Karakteristik Petroleum Sistem Cekungan Sunda

• BATUAN INDUK

Serpih berumur Oligosen Bawah Formasi Banuwati menjadi batuan induk bagi beberapa lapangan di Cekungan Sunda sementara yang paling baik dimiliki oleh serpih Formasi Talang Akar yang pelamparannya menebal ke arah deposenter dengan kandungan TOC ± 3% bertipe kerogen II. Reflektansi vitrinit mencapai harga 0,5% dengan Tmaks 435o C memperlihatkan tingkat kematangan dari Formasi Talang Akar.

• BATUAN RESERVOIRSatuan batupasir konglomeratan dari Formasi Banuwati dan batupasir berfasies sungai teranyam dari Formasi Talang Akar menjadi reservoir utama. Formasi Baturaja bagian bawah berupa batugamping menjadi alternatif reservoir yang lain ditambah dengan kompleks batuan terumbu di bagian yang lebih muda. Batuan dasar Pra-Tersier juga berpotensi menjadi reservoir yang baik dengan mengambil analog dari Cekungan Jawa Barat Utara begitu juga dengan batuan volkanik Formasi Jatibarang yang telah terbukti menghasilkan hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat Utara.

• PERANGKAP

Perangkap yang ditemukan berupa three – four way dip, antiklin yang terbentuk karena sesar-sesar naik atau bagian dari struktur transpressional juga hadir sebagai perangkap potensial. Blok-blok sesar yang termiringkan juga menyimpan potensi untuk menjadi jebakan selain sedimen yang onlapping terhadap batuan dasar pembatas cekungan. Jebakan stratigrafi berupa perubahan fasies dari karbonat build-up menjadi batulempung intraformasi merupakan alternatif jebakan yang potensial. • BATUAN PENYEKAT

Batuan penyekat cekungan ini sering ditemukan berupa sisipan intraformasi pada hampir semua formasi, kecuali pada tutupan batulempung dalam kondisi lapuk atau tererosi. Batuan penutup yang terdapat secara regional adalah serpih dari Formasi Gumai dan serpih Formasi Air Benakat. • MIGRASI

Migrasi primer dan sekunder berlangsung baik di Cekungan Sunda. Migrasi primer telah terbukti terjadi pada batupasir, konglomerat dan kemungkinan pada retakan-retakan batubara pada Formasi Talang Akar.