Jbptitbpp Gdl Devigasian 22704 7 2011ta b

Bab IV Prospect Generation pada Interval Anggota Main, Daerah Osram

84

karena itu, pada daerah tutupan yang tidak berada pada area kitchen, diperlukan

bantuan dari migrasi lateral menuju ke daerah tutupan tersebut melalui carrier bed

(Gambar 4.11).

Lapisan batuan dimana hidrokarbon dapat bermigrasi menuju daerah tutupan ini

merupakan carrier bed. Anggota Main, Formasi Cibulakan Atas merupakan interval

carrier bed dalam penelitian ini. Hidrokarbon yang berada pada lapisan tersebut akan

bermigrasi dari area yang tekanannya tinggi menuju ke tekanan yang rendah dan

berakhir pada perangkap di interval penelitian.

4.3.4 Batuan Tudung (Seal Rock)

Perangkap agar dapat menjadi utuh mesti ditutupi oleh batuan tudung (seal)

efektif. Suatu batuan dapat berperan sebagai batuan tudung selama batuan tersebut

bersifat impermeabel (Downey, 1994; dalam Selley, 1998). Serpih merupakan jenis

batuan tudung paling umum, namun evaporit ialah yang paling efektif. Serpih umumnya

porous, namun karena ukuran butirnya yang halus sehingga memiliki gaya kapiler

(capillary forces) yang sangat tinggi yang dapat mencegah fluida mengalir.

Penelitian ini mengasumsikan batuan tudung (seal rock) yang berada pada

daerah penelitian terdapat pada batulempung pada Formasi Talang Akar, batulempung

pada Formasi Baturaja bagian atas, batulempung pada Anggota pre-Parigi, dan

batulempung pada Formasi Cisubuh. Namun, batuan tudung yang mempengaruhi

interval penelitian ialah batuan tudung yang terdapat di bagian atas interval penelitian

yaitu, pada Anggota pre-Parigi, bagian dari Formasi Cibulakan Atas. Litologi pre-

Parigi ini terdiri dari batulempung dan batulanau, serta kadang dijumpai sisipan tipis

batugamping dan batupasir pada bagian bawahnya. Berdasarkan litologi tersebut, dapat

ditentukan bahwa batuan tudung yang ada pada Daerah Osram ialah batulempung dan

batulanau yang memiliki sifat impermeabel dan menutupi interval penelitian.


85

Suatu batuan dapat berpotensi sebagai batuan tudung yang baik apabila memiliki

faktor lain seperti ketebalan lapisan batuan tudung tersebut. Apabila batuan tudung

tersebut semakin tebal, maka hidrokarbon yang bergerak pada carrier bed di bagian

bawahnya akan tertahan dengan baik atau tidak bocor ke atas ketika bertemu dengan

perangkap dan dapat terakumulasi di dalam reservoir.

Pada penelitian ini, analisis batuan tudung dilihat berdasarkan korelasi

penampang berarah baratlaut-tenggara (Gambar 4.12) dan utara-selatan (Gambar 4.13).

berdasarkan hasil korelasi tersebut, dapat dilihat bahwa batuan tudung berarah baratlaut-

tenggara cenderung menebal ke bagian timur, namun pada Sumur Osram-5 terlihat

adanya anomali penebalan batuan tudung pula yang disebabkan oleh adanya patahan

yang melewati Interval pre-Parigi sehingga mengendapkan sedimen yang lebih tebal

dibanding sekitarnya. Pada korelasi berarah utara-selatan, terlihat pula adanya gejala

penebalan ke arah selatan. Hal ini diasumsikan karena adanya proses sedimentasi yang

berlangsung pada daerah penelitian memiliki arah utara-selatan.

4.3.5 Perangkap (Trap)

Hal utama pada suatu ekplorasi petroleum ialah menyangkut pengenalan area-

area dimana terdapat akumulasi hidrokarbon. Akumulasi ini disebabkan oleh hadirnya

perangkap (trap) sehingga migrasi petroleum yang berjalan dari bawah permukaan

menuju ke permukaan bumi dapat terhalang dan terakumulasi dalam periode waktu yang

cukup lama. Perangkap dapat terbentuk ketika perbedaan tekanan kapiler pada batuan

tudung (seal) melebihi arah daya apung petroleum untuk bergerak ke atas dalam suatu

lapisan reservoir yang porous dan permeabel.


86

Gambar 4.12. Batuan tudung pada daerah penelitian berarah baratlaut-tenggara yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-4, dan Osram-6.

Top Pre-Parigi

Top Main

Base Main

SSTVD 0.00 150.00GR

Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Top Main

Base Main

Top Pre-Parigi

Osram-5 [SSTVD]SSTVD 0.00 150.00GR

Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Base Main

Top Main

Top Pre-Parigi


Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Top Main

Base Main

Top Pre-Parigi


Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Base Main

Top Main

Top Pre-Parigi

Osram-6 [SSTVD]

Top Pre-Parigi

Top Main

Base Main

Keterangan:

: Batuan Tudung

: Interval Penelitian


87

Gambar 4.13. Batuan tudung pada daerah penelitian berarah utara-selatan yang melewati Sumur Osram-5, Osram-3, Osram-2, dan Osram-1.

Top Pre-Parigi

Top Main

Base Main

SSTVD 0.00 150.00GR

Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Top Main

Base Main

Top Pre-Parigi


Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Base Main

Top Main

Top Pre-Parigi


Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Top Main

Base Main

Top Pre-Parigi


Inte

rval P

re-P

ari

gi

Inte

rval M

ain

Seal

Base Main

Top Pre-Parigi

Top Main

Osram-1 [SSTVD]

Top Pre-Parigi

Top Main

Base Main

Keterangan:

: Batuan Tudung

: Interval Penelitian


88

Perangkap dapat digambarkan dalam bentuk yang paling sederhana, yaitu berupa

perangkap antiklin (Gambar 4.14) Titik tertinggi dalam perangkap ialah puncak (crest

atau culmination). Titik terendah dimana hidrokarbon dapat terperangkap di dalamnya

ialah spill point. Jarak vertikal dari puncak hingga spill plane ialah daerah tutupan

(closure). Suatu perangkap dapat atau dapat tidak penuh hingga ke spill plane.

Gambar 4.14. Penampang pada suatu perangkap antiklin (Selley, 1998).

Perangkap dapat diklasifikasikan menjadi tiga, yaitu:

Perangkap struktur

Perangkap yang disebabkan oleh tektonik, gravitasi, diapiric (salt domes dan

mud diapirs), dan proses kompaksi. Jenis-jenis perangkap struktur berupa lipatan (misal

antiklin) dan sesar. Suatu struktur lipatan dapat terbentuk di wilayah kompresi tektonik.

Sesar normal dan naik dapat berperan sebagai perangkap, keduanya dapat membentuk

suatu daerah tutupan yang terbatas (limited closure), tidak terbatas (unlimited closure),

atau bahkan tidak membentuk daerah tutupan (no closure). Hal tersebut tergantung pada

besar throw terhadap ketebalan lapisan reservoir serta asumsi serpih terhadap serpih

ialah sealing dan pasir terhadap serpih ialah nonsealing. Jenis perangkap struktur yang

ditemui dapat berupa four way dip atau three way dip.

Perangkap stratigrafi

Dapat disebabkan oleh efek diagenetik, diskontinu pada saat pengisian cekungan.

Geometri perangkap ini tergantung pada perubahan litologi. Perubahan tersebut dapat

disebabkan oleh pengendapan asal batuan, seperti terumbu atau sungai (channel). Selain

itu, perubahan litologi dapat pula terjadi pada saat setelah pengendapan, yaitu berupa


89

perangkap trunkasi atau diagenetik. Contoh perangkap stratigrafi, yaitu pinch-out, shale-

out, ketidakselarasan, dan tar seal.

Perangkap kombinasi

Kombinasi perangkap struktur dan stratigrafi, misalnya kombinasi antara antiklin

dan sesar, antiklin dan ketidakselarasan (unconformity), antiklin dan shale-out, serta

ketidakselarasan dan tar seal.

Berdasarkan hasil identifikasi perangkap pada Interval Main, terdapat tujuh buah

daerah tutupan yang dicirikan oleh hadirnya bentukan pola kontur yang menutup pada

sesar (Gambar 4.1). Masing-masing daerah tutupan tersebut memiliki jenis perangkap

struktur. Perangkap struktur yang ditemui berupa three way dip fault dependent.

Perangkap ini merupakan jenis perangkap yang disebabkan oleh kehadiran satu buah

sesar sehingga jalur migrasi akan berjalan dari tiga arah kemiringan. Kehadiran tujuh

buah daerah tutupan (closure) dianggap memiliki potensi sebagai daerah prospek yang

nantinya akan diperingkatkan berdasarkan hasil metode probabilistik.

Pembentukan perangkap dapat terjadi ketika adanya penurunan atau

pengangkatan pada cekungan. Berdasarkan kurva sejarah pembebanan (Gambar 4.10),

dapat diketahui bahwa awal pembentukan perangkap berada pada umur Oligosen Akhir

pada saat adanya penurunan cekungan secara cepat, kemudian terlihat adanya proses

pembentukan perangkap kembali pada Pliosen yang ditandai oleh adanya pengangkatan

pada kala tersebut. Penelitian ini mengasumsikan bahwa pembentukan perangkap yang

mempengaruhi interval penelitian berada pada umur Pliosen, hal ini dikarenakan pada

saat pembentukan perangkap tersebut interval penelitian sudah diendapkan sehingga

dapat membentuk perangkap.

4.3.6 Bagan Sistem Petroleum (Petroleum System Chart)

Berdasarkan hasil analisis sistem petroleum, maka dapat dibuat petroleum system

chart pada Daerah Osram (Tabel 4.5), yaitu sebagai berikut:


90

Tabel 4.5. Bagan sistem petroleum pada Daerah Osram, Sub-Cekungan Jatibarang. Warna merah

merupakan bagian yang berpengaruh pada interval penelitian, warna coklat merupakan bagian yang

berpengaruh secara regional, dan warna biru merupakan bagian dari migrasi Formasi Jatibarang.

4.4 PERHITUNGAN SUMBER DAYA HIDROKARBON

Tujuan penelitian ini untuk memperkirakan jumlah sumber daya awal di tempat

atau dalam reservoir yang mengandung minyak. Terdapat beberapa metoda untuk

melakukan perhitungan sumber daya hidrokarbon dalam tahap eksplorasi, salah satunya

adalah perhitungan volumetrik dengan menggunakan metode probabilistik dari simulasi

Montecarlo. Simulasi Montecarlo merupakan salah satu teknik untuk melakukan analisis

resiko. Dengan simulasi ini distribusi probabilitas dari output dihasilkan berdasarkan

iterasi perhitungan dengan menggunakan variabel input acak yang berasal dari fungsi

distribusi probabilitas faktor-faktor resiko. Metode perhitungan volumetrik pada suatu

prospek dengan menggunakan Simulasi Montecarlo ini dilakukan dengan asumsi bahwa

adanya variasi parameter berupa porositas, saturasi minyak, dan Net to Gross

berdasarkan data petrofisik dari keenam sumur yang berubah secara bersamaan dan

parameter lain diasumsikan konstan. Variasi ini berdasarkan nilai minimum, paling

mungkin, dan maksmimum dari variabel acak tersebut. Parameter yang diasumsikan

konstan dalam penelitian ini ialah BV (bulk volume) dan Boi (formation volume factor).

Contoh bagan alir kerja (run) dengan menggunakan Simulasi Montecarlo dapat dilihat

pada Lampiran 31.


91

Untuk mengestimasi besar sumber daya hidrokarbon dibutuhkan parameter-

parameter agar dapat menentukan besar volume hidrokarbon dalam reservoir. Parameter

tersebut, diantaranya adalah perkalian antara luas area dan kedalaman suatu daerah

tutupan yang dinyatakan sebagai BV (bulk volume) dan diperkirakan sebagai prospek

hidrokarbon. Penelitian ini memperoleh data BV masing-masing prospek berdasarkan

hasil identifikasi daerah tutupan pada interval penelitian. Harga bulk volume dari

masing-masing daerah tutupan ditunjukkan dalam Tabel 4.6. Rumus perhitungan BV

dijelaskan pada Persamaan 1, sebagai berikut:

(Persamaan-1)

Dengan :

A : Luas area (acre)

h : Kedalaman atau jarak dari permukaan konstan bawah dan atas (feet)

Tabel 4.6. Bulk volume masing-masing daerah tutupan pada interval penelitian.

Daerah

Tutupan

Kedalaman

(ft)

Area

(acre)

Bulk Volume

(Acre-Feet)

1 64 119,157 3154,79

2 34 83,478 1091,32

3 42 498,996 5296,34

4 34 483,577 6368,59

5 24 253,678 3124,13

6 19 21,468 154,054

7 68 412,404 9989,68

Perhitungan volumetrik pada dasarnya dilakukan dengan pendekatan OOIP

(Original Oil in Place), yaitu menghitung cadangan hidrokarbon (minyak) yang masih

terkandung dibawah tanah (belum diproduksi) berdasarkan pada model geologi yang

dibuat melalui data geologi, geofisika, dan petrofisik. Karena penelitian ini bertujuan

menghitung sumber daya, maka rumus OOIP dimodifikasi agar memperoleh

perhitungan rumus yang tepat untuk menghitung sumber daya minyak bumi di interval


92

penelitian. Persamaan 2 di bawah ini merupakan rumus perhitungan volumetrik untuk

OOIP.

(Persamaan 2)

Dimana:

OOIP : Original Oil In Place

A : Luas daerah

h : Tinggi dari permukaan atas hingga bawah

Sw : Saturasi air

Φ : Porositas

Boi : Formation volume factor untuk minyak (1,1)

Original Oil in Place (OOIP)

Pada penelitian ini, besar sumber daya minyak dihitung dengan pendekatan dari

persamaan OOIP. Persamaan ini diperoleh dari parameter-parameter baik dari data log

hasil perhitungan petrofisik maupun dari data geologi dan geofisika seperti batuan inti

samping (SWC), seismik, dan sebagainya. Parameter-parameter yang digunakan adalah

porositas normalisasi (Φ) dan Net to Gross ratio (NTG) yang didapat dari perhitungan

petrofisik, tingkat kejenuhan air formasi (Sw), BV (Bulk Volume) dari data seismik, dan

Boi (volume factor formation). BV merupakan hasil perkalian antara luas kontur/area

dengan tinggi daerah tutupan (closure). Pada penelitian ini tinggi daerah tutupan diukur

dari spill point hingga kontur tertinggi pada suatu daerah prospek. Spill point

merupakan batas terendah dimana hidrokarbon dapat terakumulasi dalam perangkap.

Bidang spill ini digambarkan berupa kontur horizontal. Asumsi spill point ini

dikarenakan batas OWC (oil water contact) atau GWC (gas water contact) belum

diketahui. Hasil estimasi sumber daya minyak dihitung dalam million stock tank barrels

(MMSTB).

Dari pendekatan persamaan di atas, selanjutnya dimodifikasi untuk memperoleh

persamaan sumber daya minyak bumi baru (Persamaan-3), yaitu:


93

(Persamaan-3)

Dimana:

N : Sumber Daya Minyak (MMSTB)

BV : Bulk volume

Φ : Porositas

Sw : Saturasi air

Boi : Formation volume factor untuk minyak (1,1)

7758 : Faktor tetapan untuk minyak dari acre-ft

NTG : Net to Gross ratio

Setelah nilai petrofisik dan BV diketahui, berikutnya dilakukan perhitungan

volumetrik sumber daya awal hidrokarbon yang ada pada masing-masing prospek yang

telah teridentifikasi dengan menggunakan Simulasi Montecarlo. Metode ini dikenal pula

dengan istilah lain yaitu sampling statistik yang dipopulerkan oleh para pioneer bidang

tersebut yaitu Stanislaw Marcin Ulam, Enrico Ferni, John von Neumann, dan Nicholas

Metropolis. Simulasi ini berasal dari sebuah nama kasino terkemuka di Monako dimana

merupakan penggunaan keacakan dan sifat pengulangan proses mirip dengan aktivitas

yang dilakukan pada sebuah kasino. Hasil perhitungan sumber daya dengan metode

Simulasi Montecarlo ini berupa suatu nilai persentil. Dengan asumsi bahwa P10

merupakan perhitungan sumber daya hidrokarbon yang minimum, sedangkan asumsi

P50 merupakan perhitungan sumber daya hidrokarbon yang paling sering muncul (most-

likely) dalam simulasi ini, dan P90 merupakam perhitungan sumber daya hidrokarbon

yang paling maksimum.

Hasil tersebut tergantung pada tingkat kepercayaan pada parameter-parameter

data yang digunakan. Hasil perhitungan sumber daya masing-masing prospek tanpa

resiko dengan menggunakan Simulasi Montecarlo dapat dilihat pada Tabel 4.7. Contoh

hasil Simulasi Montecarlo pada masing-masing prospek di interval penelitian (Gambar

4.15 dan Lampiran 32-37):


94

Gambar 4.15. Hasil Simulasi Montecarlo pada Prospek-1.

Berdasarkan hasil perhitungan sumber daya minyak dengan Simulasi Montecarlo

maka, dapat ditunjukkan bahwa total sumber daya minyak dari masing-masing prospek

di Daerah Osram pada persentil 50 (P50) ialah 12,44 MMSTB.


95

Tabel 4.7. Hasil kalkulasi sumber daya minyak tanpa faktor resiko dengan menggunakan Simulasi Montcarlo.

Prospek Tipe Perangkap

Tinggi Closure

(ft)

Luas (acre)

Bulk Volume (acre-ft)

Porositas Saturasi Air Net to Gross

Boi

Sumber Daya (MMSTB)

Min Paling Mung

kin Max Min

Paling Mung

kin Max Min

Paling Mung

kin Max P10 P50 P90

Prospek-1

3 way dip fault

dependent 64 119,157 3154,79 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,6 1,33 2,15

Prospek-2

3 way dip fault

dependent 34 83,4787 1091,32 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,21 0,46 0,73

Prospek-3

3 way dip fault

dependent 42 498,996 5296,34 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 1 2,27 3,62

Prospek-4

3 way dip fault

dependent 34 483,577 6368,59 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 1,22 2,68 4,3

Prospek-5

3 way dip fault

dependent 24 253,678 3124,13 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,6 1,33 2,13

Prospek-6

3 way dip fault

dependent 19 21,4683 154,054 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 0,03 0,07 0,11

Prospek-7

3 way dip fault

dependent 68 412,404 9989,68 0,11 0,28 0,34 0,3 0,5 0,7 0,07 0,09 0,15 1,1 1,93 4,3 6,89


96

4.5 PEMERINGKATAN PROSPEK (PROSPECT RANKING)

Probabilitas suatu sumur untuk menemukan hidrokarbon berkisar dari 1,0

(hidrokarbon pasti hadir) hinga 0,0 (hidrokarbon pasti tidak hadir). Setelah melakukan

perhitungan sumber daya pada seluruh prospek, langkah berikutnya melakukan

pembobotan terhadap masing-masing prospek berdasarkan analisis sistem petroleum

sebelumnya. Berdasarkan analisis sistem petroleum sebelumnya, terdapat lima

parameter yang mesti hadir untuk menentukan probabilitas sukses dari suatu prospek

yang mengandung minyak atau gas, yaitu:

Batuan induk dan migrasi (source rock and migration)

Probabilitas sukses batuan induk dan migrasi ini berdasarkan jarak jalur

migrasi hidrokarbon dari batuan induk yang hadir menuju prospek. Pembobotan

berdasarkan jarak migrasi (Tabel 4.6), sebagai berikut:

Tabel 4.8. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan induk dan migrasi.

Jarak Jalur Migrasi Harga Pembobotan

Prospek berada di area kitchen

(migrasi vertikal dominan) 0,9

Prospek berada tidak di area kitchen

(migrasi lateral dan migrasi vertikal) 0,8

Batuan Reservoir (reservoir rock)

Probabilitas sukses reservoir ini dilihat berdasarkan ketebalan lapisan

reservoir. Pembobotan tebalnya lapisan reservoir (Tabel 4.7), sebagai berikut:

Tabel 4.9. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan reservoir.

Ketebalan Batuan Harga Pembobotan

Tipis 0,7

Sedang 0,8

Tebal 0,9


97

Perangkap (trap)

Probabilitas sukses berdasarkan jenis tipe perangkap yang hadir pada

interval penelitian. Pembobotan berdasarkan jenis perangkap struktur(Tabel 4.8),

sebagai berikut:

Tabel 4.10. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari perangkap.

Jenis Perangkap Harga Pembobotan

Dissected anticline 0,5

3 way dips and fault dependent 0,7

4 way dips anticline 0,9

Batuan tudung (seal/cap rock)

Probabilitas sukses berdasarkan ketebalan batuan tudung di atas interval

penelitian. Pembobotan berdasarkan ketebalan batuan tudung (Tabel 4.9),

sebagai berikut:

Tabel 4.11. Harga pembobotan berdasarkan probabilitas sukses dari batuan tudung.

Ketebalan Batuan Harga Pembobotan

Tipis 0,7

Sedang 0,8

Tebal 0,9

Oleh karena itu, daripada menilai secara subjektif probabilitas suatu prospek

pencarian minyak atau gas dalam skala 1,0 hingga 0,0, probabilitas masing-masing

kondisi yang dipenuhi dapat ditaksir, dan keseluruhan probabilitas dapat diketahui dari

masing-masing produk:

Probabilitas suatu prospek mengandung minyak atau gas = (p1 x p2 x p3 x p4)

Keterangan:

p1 : Probabilitas berdasarkan batuan induk dan migrasi


98

p2 : Probabilitas berdasarkan batuan reservoir

p3 : Probabilitas berdasarkan batuan perangkap

p4 : Probabilitas berdasarkan batuan tudung

Besar sumber daya dengan faktor resiko (risk resources) merupakan hasil

perkalian antara parameter-parameter probability of success dikalikan dengan besar

sumber daya tanpa resiko, sebagai berikut:

Risk Resources = (p1*p2*p3*p4* unrisk resources)

Berdasarkan hasil perhitungan sumber daya resiko (Tabel 4.12), dapat diketahui

bahwa urutanan peringkat prospek dari yang tertinggi menuju ke yang terendah ialah

Prospek-7, Prospek-4, Prospek-2, Prospek-3, Prospek-1, Prospek-5, dan Prospek-6.

Besar total sumber daya minyak dengan faktor resiko pada Daerah Osram sebesar 5,27

MMSTB.


99

Tabel 4.12. Hasil perhitungan sumber daya hidrokarbon dengan faktor resiko

Prospek

Unrisk

Resources

(MMSTB)

Parameter Probability of Success (PS)

PS

Risk

Resources

(MMSTB) Peringkat

Prospek

Batuan

Induk dan

Migrasi

(p1)

Reservoir

(p2)

Perangkap

(p3)

Batuan

Tudung

(p4) P50 P50

Prospek-1 1,33 0,9 0,8 0,7 0,9 0,454 0,60 5

Prospek-2 0,46 0,9 0,8 0,7 0,9 0,454 0,90 3

Prospek-3 2,27 0,9 0,7 0,7 0,8 0,353 0,80 4

Prospek-4 2,68 0,9 0,7 0,7 0,8 0,353 0,95 2

Prospek-5 1,33 0,9 0,7 0,7 0,8 0,353 0,47 6

Prospek-6 0,07 0,8 0,9 0,7 0,7 0,353 0,03 7

Prospek-7 4,3 0,8 0,9 0,7 0,7 0,353 1,52 1

Total 12,44 Total

5,27

Jbptitbpp Gdl Devigasian 22704 7 2011ta b

Documents

Transcript of Jbptitbpp Gdl Devigasian 22704 7 2011ta b