Dokumen tersebut membahas tentang reservoir minyak dan gas bumi. Ia menjelaskan bahwa reservoir terdiri atas batuan reservoir berpori yang mengandung minyak dan gas, dilindungi oleh lapisan penutup impermeabel. Reservoir harus memiliki batuan sumber yang menghasilkan minyak dan gas. Dokumen ini juga menjelaskan sifat-sifat reservoir seperti porositas, permeabilitas, saturasi, dan kebasahan yang mempengaruhi aliran fluida di reservoir.

1. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Reservoir Minyak Dan Gas Bumi
1. Pendahuluan
Teknik reservoir adalah suatu ilmu yang mempergunakan kaidah-kaidah ilmu alam dalam
memecahkan persoalan-persoalan reservoir. Persoalan-persoalan yang dipecahkan di sini
adalah menyangkut penentuan tempat, ukuran serta kinerja reservoir, baik selama produksi
maupun peramalan untuk masa mendatang sesuai dengan anggapan-anggapan yang
digunakan. Hal ini menyangkut apa yang diproduksikan, mekanisme pendorongan, jumlah
cadangan minyak di tempat (oil in place), besarnya jumlah minyak yang biasa diperoleh/
diproduksikan serta usaha-usaha lain dalam peningkatan recovery minyak.
Reservoir minyak dan/atau gas bumi adalah suatu batuan yang berpori-pori dan permeable
tempat minyak dan/atau gas bergerak serta berakumulasi. Melalui batuan reservoir ini fluida
dapat bergerak ke arah titik serap (sumur-sumur produksi) dibawah pengaruh tekanan yang
dimilikinya atau tekanan yang diberikan dari luar.
Suatu reservoir yang dapat mengandung minyak dan atau gas harus memiliki beberapa
syarat yang terdiri dari unsur-unsur :
1. Batuan reservoir (reservoir rocks).
2. Lapisan penutup (sealing cap rocks).
3. Batuan asal (source rock).
1.1 Batuan Reservoir
Didefinisikan sebagai suatu wadah yang diisi dan dijenuhi minyak dan/atau gas, merupakan
suatu lapisan berongga/berpori-pori. Secara teoritis semua batuan, baik batuan beku maupun
batuan metaforf dapat bertindak sebagai batuan reservoir, tetapi pada kenyataan ternyata
99% batuan reservoir adalah batuan sedimen.
Jenis batuan reservoir ini akan berpengaruh terhadap besarnya porositas dan permeabilitas.
Porositas merupakan perbandingan volume pori-pori terhadap volume batuan keseluruhan,
sedangkan permeabilitas merupakan kemampuan dari medium berpori untuk mengalirkan
fluida yang dipengaruhi oleh ukuran butiran, bentuk butiran serta distribusi butiran. Disamping
itu batuan reservoir akan dipengaruhi juga oleh fasa fluida yang mengisi pori-pori tersebut
berhubungan atau tidak satu sama lainnya.
1.2 Lapisan Penutup
Minyak dan/atau gas terdapat di dalam reservoir. Untuk dapat menahan dan melindungi fluida
tersebut, lapisan reservoir ini harus mempunyai penutup di bagial luar lapisannya. Sebagai
penutup lapisan reservoir biasanva merupakan lapisan batuan yang rnempunyai sifat kedap
(impermeabel), yaitu sifat yang tidak dapat meloloskan fluida yang dibatasinya.
Jadi lapisan penutup didefinisikan sebagai lapisan yang berada di bagian atas dan tepi
reservoir yang dapat dan melindungi fluida yang berada di dalam lapisan di bawahnya, hal ini
akan mengakumulasikan minyak dalam reservoir.
1.3 Batuan Asal
Pada saat terjadinya minyak dan/atau gas yang berasal dari organisme purba terdapat di
dalam batuan asal (source rock), dengan kondisi tekanan dan temperatur tertentu kemudian
berubah menjadi minyak atau gas bumi, kemudian bermigrasi dan terperangkap pada batuan
berpori yang disebut sebagai batuan reservoir.
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 1 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

2. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
2. Sifat Batuan Reservoir
2.1 Porositas
Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume batuan yang tidak terisi oleh
padatan terhadap volume batuan secara keseluruhan. Berdasarkan sifat-sifat batuan
reservoir, maka porositas dapat dibagi lagi menjadi porositas effektif dan porositas absolut.
Porositas effektif yaitu perbandingan volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap
volume batuan secara keseluruhan.
Porositas absolut adalah perbandingan volume pori-pori total tanpa memandang saling
berhubungan atau tidak, terhadap volume batuan secara keseluruhan.
2.2 Permeabilitas
Permeabilitas batuan didefinisikan sebagai kemampuan batuan tersebut untuk melewatkan
fluida dalam medium berpori-pori yang saling berhubungan.
Dikenal tiga istilah untuk permeabilitas yaitu permeabilitis absolut, permeabilitas effektif dan
permeabilitas relatif.
Permeabilitas absolut dipakai untuk aliran fluida satu fasa. Permeabilitas effektif digunakan
untuk aliran yang terdiri dari dua phasa atau lebih yang dikenal sebagai : Ko, Kw, Kg.
Permeabilitas relatif adalah perbandingan permeabilitas effektif terhadap permeabilitas
absolut, ini tergantung pada jenis fluidanya.
2.3 Saturasi
Reservoir mengandung fluida-fluida berupa; minyak, gas, atau air. Saturasi didefisikan
sebagai fraksi salah satu fluida terhadap pori-pori dari batuan. Di sini dikenal So, Sw, dan Sg,
di mana :
Volume minyak dalam pori - pori
Volume pori - pori keseluruhan
Volume minyak dalam pori - pori
Volume air dalam pori - pori
So =
Sw =
Volume pori - pori keseluruhan
Volume pori - pori keseluruhan
So =
Sg =
Volume gas dalam pori - pori
Volume pori - pori keseluruhan
sehingga : So + Sw + Sg = 1.0
Untuk mendapatkan harga saturasi dapat dilakukan di laboratorium dengan prinsip
penguapan air dan pelarutan minyak. Untuk ini dapat digunakan alat-alat : ASTM Extraction,
Soxlet Extractor.
2.4 Kebasahan (wettability)
Kebasahan didefinisikan sebagai suatu kecenderungan suatu fluida untuk menyebar atau
menempel pada permukaan padatan dengan adanya fluida lain yang immiscible.
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 2 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

3. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Kecenderungan untuk menyebar atau menempel ini karena adanya gaya adhesi, yang
merupakan faktor tegangan permukaan. Faktor inii pula yang menentukan fluida mana yang
akan lebih membasahi suatu padatan.
σos − σ ws = σow Cos θc
σos = energi antar muka antara minyak dengan padatan, dyne/cm
σws = energi antar muka antara air dengan padatan, dyne/cm
σow = energi antar muka antara minyak dengan air, dyne/cm
θc = sudut pada antar muka antara minyak, air, dan padatan, derajat
Untuk menentukan energi antar muka sistem di atas, biasanya dapat dilakukan di
laboratorium secara langsung. Harga θ disebut sebagai sudut kontak, berkisar antara 0o –
180o. Untuk θ > 90o, sifat kebasahan batuan reservoir disebut sebagai basah minyak (oil wet),
sedangkan Untuk θ < 90o, sifat kebasahan batuan reservoir disebut sebagai basah air (water
wet).
3. Tekanan Reservoir
Didefisikan sebagai tekanan fluida di dalam pori-pori reservoir, yang berada dalam keadaan
setimbang, baik sebelum maupun sesudah dilakukannya suatu proses produksi.
Berdasarkan hasil penyelidikan, besarnya tekanan reservoir mengikuti suatu hubungan yang
linier dengan kedalaman reservoir tersebut. Hal ini diinterpretasikan sebagai akibat dari
penyingkapan perluasan formasi batuan reservoir tersebut ke permukaan, sehingga reservoir
menerima tekanan hidrostatis fluida pengisi formasi. Berdasarkan ketentuan ini, maka pada
umumnya gradient tekanan berkisar antara 0,435 psi/ft.
Dengan adanya tekanan overburden dari batuan di atasnya, gradient tekanan dapat lebih
besar dari harga tersebut di atas, hal ini tergantung pada kedalaman reservoir. Dengan
adanya kebocoran gas sebelum/selama umur geologi migrasi minyak, dapat mengakibatkan
tekanan reservoir akan lebih rendah.
Besarnya tekanan reservoir dapat diketahui dengan merata-ratakan hasil pengukuran bottom
hole pressure sumur statis. Pengukurannya dapat diperoleh langsung dengan pengukuran
sub surface bomb.
Dengan metoda analisa pressure buildup, sebagaimana suatu persamaan telah
disederhanakan oleh Horner, dapat diketahui bottom hole pressure sebagai fungsi dari waktu
penutupan.
Pt = Pi −
qu
t + Δt
ln
4kh
Δt
di mana :
Pt = bottom hole pressure pada saat shut in time t + Δt, psi
q = produksi rata-rata yang stabil sebelum shut in, bbl/day
u = viskositas, cp
h = tebal lapisan minyak/produktif
k = permeabilitas, Darcy
t
= waktu produktif effektif, hari
i
= saat mula-mula
Dalam sejarah produksi, besarnya tekanan akan selalu menurun. Kecepatan penurunannya
tergantung pada pengaruh-pengaruh tenaga yang berada di luar reservoir, dalam hal ini
adalah mekanisme pendorong.
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 3 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

4. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
4. Temperatur Reservoir
Temperatur reservoir merupakan fungsi dari kedalaman. Hubungan ini dinyatakan oleh
gradient geothermal. Harga gradient geothermal itu berkisar antara 0,3 oF/100 ft sampai
dengan 4 oF/ 100 ft.
5. Perubahan Phasa
Perubahan fasa sistem hidrokarbon dalam bentuk cairan dan gas merupakan fungsi dari
tekanan, temperatur serta komposisinya.
Menurut Hawkin NF., fasa adalah bagian dan sistem yang sifat-sifatnya homogen dalam
komposisi, memiliki batas permukaan secara fisis serta terpisah secara mekanis dengan fasa
lainnya yang mungkin ada.
Fluida hidrokarbon suatu sistem yang heterogen, sangat dipengaruhi oleh jumlah komponen
yang ada di dalamnya. Untuk itu analisa fasa fluida hidrokarbon dilakukan dalam berbagai
komponen yang kemudian diinterpretasikan dalam diagram tekanan dan temperatur.
Berdasarkan posisi tekanan dan temperatur pada diagram phasa, kita dapat membedakan
berbagai type reservoir, misalnya gas condensate reservoir, gas reservoir dan lain-lain.
Berdasarkan penomena perubahan fasa fluida ini, kita dapat merencanakan fasilitas yang
baik untuk sistem produksi, separator, pemipaan serta storage/cara penyimpanannya.
6. Karakteristik fluida hidrokarbon
Fluida reservoir umumnya terdiri dari minyak, gas dan air formasi. Minyak dan gas
kebanyakan merupakan campuran yang rumit berbagai senyawa hidrokarbon, yang terdiri
dari golongan naftan, parafin, aromatik dan sejumlah kecil gabungan oksigen, nitrogen, dan
belerang.
Karakteristik-karakteristik fluida hidrokarbon yang berhubungan dengan sifat fisis, dinyatakan
dalam berbagai besaran :
a. Faktor volume formasi gas.
b. Kelarutan gas.
c. Faktor volume formasi minyak.
d. Faktor volume formasi dwi-fasa.
e. Viskositas.
f. Berat Jenis (oAPI)
6.1 Faktor volume formasi gas (Bg)
Faktor volume formasi gas didefinisikan sebagal volume (dalam barrels) yang ditempati oleh
suatu standard cubic feet gas (60 oF, 14,7 psi) bila dikembalikan pada keadaan temperatur
dan tekanan reservoir.
Hubungan faktor volume formasi gas (Bg) sebagai fungsi tekanan dan temperatur,
digambarkan sebagal berikut :
Bg = 0,00504
Zo To
bbl scf
Po
dimana :
Bg = faktor volume formasi gas, bbl/scf.
Po = tekanan reservoir, psia.
To = temperatur reservoir, oF
Zo = kompressibilitas, dimensionless
B
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 4 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

5. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
6.2 Kelarutan gas dalam minyak (Rs)
Kelarutan gas (Rs) didefinisikan sebagai banyaknya cubic feet gas (dalam tekanan dan
temperatur standard) yang berada dalam larutan minyak mentah satu barrel tangki
pengumpulan minyak, ketika minyak dan gas kedua-duanya masih berada dalam keadaan
temperatur dan tekanan reservoir.
Rs merupakan fungsi dari tekanan, untuk minyak mentah yang jenuh, penurunan tekanan
akan nengakibatkan kelarutan gas menurun karena gas yang semula larut dalam minyak
mentah pada tekanan yang lebih rendah. Untuk minyak mentah yang tak jenuh, penurunan
tekanan sampai tekanan gelembung, tidak akan menurunkan kelarutan gas, tetapi setelah
melewati tekanan gelembung, penurunan tekanan mengakibatkan menurunnya kelarutan
gas.
6.3 Faktor volume formasi minyak (Bo)
Faktor volume formasi minyak (Bo) didefinisikan sebagai perbandingan V1 barrel minyak pada
keadaan reservoir terhadap V2 barrel minyak pada tangki pengumpul (60 oF, 14,7 psi).
B
V1 – V2 adalah berupa gas yang dibebaskan karena penurunan tekanan dan temperatur.
Penaksiran faktor volume formasi minyak dapat dilakukan dengan tiga cara, berdasarkan
data-data yang tersedia dan prosen ketelitian yang dibutuhkan.
6.4 Faktor volume formasi dwi-fasa (Bt)
Faktor volume formasi dwi-fasa (Bt) didefinisikan sebagai volume yang ditempati oleh minyak
sebanyak satu barrel tangki pengumpul ditambah dengan gas bebas yang semula larut dalam
sejumlah minyak tersebut.
Harga Bt dapat ditentukan dan karakteristik cairan reservoir yang disebutkan terdahulu, yang
digambarkan sebagai :
Bt = Bo + (Rsi – Rs) Bg
B
dimana :
Bt = faktor volume formasi dwi-fasa
Bo = faktor volume formasi minyak
Bg = faktor volume formasi gas
Rs = kelarutan gas.
i
= keadaan mula-mula.
B
B
B
6.5 Viskositas (μ)
Viskositas suatu cairan adalah suatu ukuran tentang besarnya keengganan cairan itu untuk
mengalir. Viskositas didefinisikan sebagai besarnya gaya yang harus bekerja pada satu
satuan luas bidang horizontal yang terpisah sejauh satu satuan jarak dan suatu bidang
horizontal lain, agar relatip terhadap bidang kedua ini, bidang pertama bergerak sebesar satu
satuan kecepatan. Diantara kedua bidang horizontal inii terdapat cairan yang dimaksud.
Umumnya viskositas dipengaruhi langsung oleh tekanan dan temperatur. Hubungan tersebut
adalah :
• Viskositas akan menurun dengan naiknya temperatur.
• Viskositas akan naik dengan naiknya tekanan, dimana tekanan tersebut semata-mata
untuk pemanfaatan cairan.
• Viskositas akan naik dengan bertambahnya gas dalam larutan.
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 5 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

6. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
6.6 Berat jenis (oAPI)
Berat jenis (oAPI) minyak menunjukkan kualitas fluida hidrokarbon. Apakah hidrokarbon
tersebut termasuk minyak ringan, gas atau minyak berat. Besaran ini dinyatakan dalam :
o
API =
141,5
− 131,5
Specific Gravity minyak pada 60 o F
Semakin besar harga oAPI berarti berat jenis minyak semakin kecil dan sebaliknya.
7. Mekanisme Pendorongan
Berdasarkan mekanisme pendorongan yang menyebabkan minyak dan/atau gas dapat
bergerak ke titik serap (sumur produksi), reservoir minyak dan/atau gas dapat dibagi atas :
1.
2.
3.
4.
Water drive reservoir
Solution gas drive
Gas cap drive reservoir
Combination drive reservoir
7.1 Water drive reservoir
Pada reservoir dengan type pendorongan "water drive”, energi yang menyebabkan
perpindahan minyak dari reservoir ke titik serap adalah disebabkan oleh; pengembangan air,
penyempitan pori-pori dari lapisan dan sumber air di permukaan bumi yang berhubungan
dengan formasi yang mengandung 100% air (aquifer) sebagai akibat adanya penurunan
tekanan selama produksi.
Air sebagai suatu fasa yang sering berada bersama-sama dengan minyak dan/atau gas
dalam suatu reservoir yang mengandung hidrokarbon tersebut seringkali merupakan suatu
fasa kontinu dalam suatu formasi sedimen yang berdekatan dengan reservoir tersebut.
Setiap perubahan tekanan dalam reservoir minyak sebagai akibat dan pada produksi minyak
melalui sumur akan diteruskan kedalam aquifer. Terbentuknya gradient tekanan ini akan
mengakibatkan air mengalir ke dalam lapisan minyak (merembes) bila permeabilitas
disekitarnya memungkinkan. Secara umum dapat dikatakan bahwa aquifer merupakan suatu
tenaga yang membantu dalam hal pendorongan minyak.
Dilihat dari sudut gerakan air dari aquifer ke dalam Iapisan minyak, maka aquifer dapat
dibedakan atas 3 macam :
1. Gerakan air dari bawah (bottom water drive).
2. Gerakan air dari samping (edge water drive).
3. Gerakan air dari bawah dan dari samping (bottom & edge water drive).
7.1.1. Gerakan air dari bawah (bottom water drive)
Dalam hal ini, reservoir minyak terdapat pada puncak suatu batuan reservoir, sedangkan di
bawahnya adalah air yang mengandung tenaga pendorongan. Tebal dan lapisan yang
mengandung minyak relatif tipis dibandingkan tebal aquifer.
7.1.2. Gerakan air dari samping (edge water drive)
Dalam keadaan ini tenaga pendorongan minyak berasal dari aquifer dalam arah tidak vertikal
dari bawah ke atas, tetapi dari samping.
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 6 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

7. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
7.1.3. Gerakan air dari bawah dan dari samping (bottom & edge water drive)
Pada keadaan ini tenaga pendorongan minyak berasal dari kombinasi antara “bottom water
drive” dan “edge water drive".
Dari kurva sejarah produksi suatu reservoir dengan water-drive, memperlihatkan bahwa pada
permulaan produksi, tekanan akan turun dengan sedikit tajam. Karena air memerlukan waktu
dulu untuk mengisi ruangan yang ditinggalkan oleh minyak yang diproduksi. Kemudian
tekanan akan menurun secara perlahan-lahan.
Pada reservoir water drive, gas tidak memegang peranan, sehingga perbandingan produksi
gas terhadap produksi minyak (GOR) dapat dianggap konstan. Sedangkan perbandingan
produksi air terhadap produksi minyak (WOR) akan naik, karena air yang mendorong dari
belakang mungkin saja akan melewati minyak yang didorongnya akibat dari sifat mobiIity-nya,
sehingga air akan terproduksi. Recovery minyak dari type pendorongan "water drive" ini
berkisar 30% - 60%.
7.2. Solution Gas Drive Reservoir
Pada reservoir dengan type pendorongan “solution gas drive” energi yang menyebabkan
minyak bergerak ke titik serap berasal dari ekspansi volumetrik larutan gas yang berada
dalam minyak dan pendesakan minyak akibat berkurangnya tekanan karena produksi. Hal ini
akan menyebabkan gas yang larut di dalam minyak akan ke luar berupa gelembunggelembung yang tersebar merata di dalam phasa minyak. Penurunan tekanan selanjutnya
akan menyebabkan gelembung-gelembung gas tadi akan berkembang, sehingga mendesak
minyak untuk mengalir ke daerah yang bertekanan rendah.
Pada kurva sejarah produksi suatu lapangan yang reservoirnya mempunyai mekanisme
pendorong "solution gas drive" akan memperlihatkan bahwa pada saat produksi baru dimulai,
tekanan turun dengan perlahan dan selanjutnya menurun dengan cepat. Hal ini disebabkan
karena pada saat pertama, gas belum bisa bergerak, karena saturasinya masih berada di
bawah saturasi kritis, setelah saturasi kritis dilampaui, barulah tekanan turun dengan cepat.
Perbandingan gas terhadap minyak (GOR), terlihat mula-mula hampir konstan, selanjutnya
akan naik dengan cepat, dan kemudian turun lagi. Hal ini disebabkan karena mula-mula
saturasi gas masih berada dibawah saturasi kritisnya. Sehingga permeabilitasnya masih
sama dengan nol. Setelah saturasi kritis dilampaui, gas mulai bergerak dan membentuk
saturasi yang kontinu. Kemudian gas ikut terproduksi bersama minyak.
Semakin lama GOR semakin besar, ini disebabkan karena mobility gas lebih besar dari
mobility minyak sehingga terjadi penyimpangan/slippage dimana gas bergerak lebih cepat
dari minyak.
Oleh karena gas lebih banyak diproduksikan, lama kelamaan kandungan gasnya semakin
berkurang sehingga recovery-nya akan turun. Recovery minyak dengan jenis “solution gas
drive reservoir” berkisar 5 - 20 %.
7.3. Gas Cap Drive Reservoir
Pada reservoir dengan mekanisme pendorongan “gas cap drive” energi pendorongan berasal
dari ekspansi gas bebas yang terdapat pada gas bebas (gas cap). Hal ini akan mendorong
minyak ke arah posisi yang bertekanan rendah yaitu ke arah bawah struktur dan selanjutnya
ke arah sumur produksi.
Gas yang berada di gas cap ini sudah ada sewaktu reservoir itu ditemukan atau bisa juga
berasal dari gas yang terlarut dalam minyak dan akan ke luar dari zone minyak bila tekanan
reservoirnya di bawah bubble point pressure.
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 7 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat

8. BUKU PINTAR MIGAS INDONESIA
Sejarah produksi dari reservoir dengan gas cap drive memperlihatkan suatu kurva dimana
tekanan akan menurun lebih cepat dibandingkan dengan water drive reservoir. Sedangkan
GOR-nya akan terus naik sampai akhirnya hanya gas yang terproduksi. Hal ini disebabkan
karena mobilitas gas lebih besar dibandingkan dengan mobilitas minyak. Kemungkinan
slippage dimana gas akan mendahului minyak, lebih besar sehingga gas ikut terproduksi.
Akibatnya effisiensi pendorongannya akan berkurang dari semestinya. Recovery minyak
pada jenis “gas cap reservoir“ berkisar 20 - 40 %.
7.4. Combination Drive Reservoir
Pada reservoir type ini, mekanisme pendorongan minyak dapat berasal dari kombinasi antara
water drive dengan solution gas drive ataupun kombinasi antara water drive dengan gas cap
drive. Pada banyak reservoir, keempat mekanisme pendorongan dapat bekerja secara
simultan, tetapi biasanya salah satu atau dua yang lebih dominan.
8. Perolehan Minyak Tahap Lanjut (Enhanced Oil Recovery)
Adalah tahap lanjut untuk memperoleh bagian minyak bumi yang masih tertinggal di dalam
batuan reservoir pada tahap perolehan awal (primary recovery). Terdapat berbagai cara
perolehan minyak tahap lanjut ini, yaitu dengan cara injeksi fluida tak tercampur (non miscible
flood) : injeksi air, injeksi gas; injeksi fluida tercampur (miscible flood) : injeksi gas CO2, injeksi
gas tak reaktif, injeksi gas yang diperkaya, injeksi gas kering ; injeksi kimiawi (chemical
injection) : injeksi alkalin, injeksi polimer, injeksi surfactant; injeksi termal (thermal injection) :
injeksi air panas, injeksi uap air, pembakaran di lubang sumur dan lain-lain.
*****
Kontributor :
Sudjati Rachmat
ITB
Reservoir Minyak dan Gas Bumi
Halaman 8 dari 8
Kontributor : Sudjati Rachmat