presentasi skripsi hanaga simabrata
DESCRIPTION
Pemodelan statik reservoir karbonat, formasi baturaja, cekungan Jawa Barat Utara, Indonesia.TRANSCRIPT
PEMBIMBING: IR .TAAT PURWANTO,.M.T
PEMODELAN STATIK RESEROIVR KARBONATLAPANGAN SUTEDI
FORMASI BATURAJACEKUNGAN JAWABARAT UTARA
OLEH: HANAGA SIMABRATANIM:072 .09 .058
DAFTAR PRESENTASI
Bab I. PENDAHULUANBab II. GEOLOGI REGIONALBab III. TEORI DASARBab IV. HASIL PENELITIAN dan PEMBAHASAN Bab V. KESIMPULAN
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
1. Model statik reservoir adalah suatu model geologi yang mencakup aspek stratigrafis, struktural dan petrofisikal suatu reservoir.
2. Lapangan Sutedi telah memproduksikan minyak dan gas dari reservoir karbonat Formasi Baturaja sejak tahun 1999. Untuk tujuan pengembangan lapangan, peneliti hendak melakukan pengkajian ulang terhadap model reservoir menggunakan data yang lebih lengkap.
1.2 Maksud dan Tujuan
Maksud: membuat model statik reservoir (model stratigrafi, struktur, dan petrofisika) karbonat pada Lapangan Sutedi.
Tujuan: Perhitungan cadangan dan penentuan titik bor
1.3 Rumusan dan Batasan Masalah
1. Pembangunan model stratigrafi (korelasi)
Model stratigrafi reservoir target saja2. Pembangunan model struktur (time &
depth)Model Struktur (mayor) reservoir target
saja3. Pembagian zona reservoir target dan
model paleogeografi.Model paleogeografi pada umur NN2-NN3
saja, tanpa membahas evolusi paleogeografi. Data biostratigrafi diperoleh dari data sekunder
1.3 Rumusan dan Batasan Masalah
4. Karakterisasi formasi (Pemodelan petrofisika)
Karakterisasi formasi reservoir target dengan data wireline log dan data batuan inti5 . Cadangan dan titik bor
1.4 Metode Penelitian (Work flow/Alur)
BAB 1.5 Jenis Data
Data utama dalam penelitian ini meliputi:-. Data seismik 3D-. Data sumur (wireline log dan batuan inti)
Seismik 3D
Terdiri dari:
466 Inline, 25 meter
515 Cross, 12.5 m
Inventarisasi Data Sumur
Gugu
sJumlah Data batuan inti Vertikal Check Shot
Fal 5 Fal-02 Fal-01Fal-01,Fal-02
Fal-03, Fal-04
Han 9 Han-04 Hal-04
Dom 10 Dom-01 Dom-01 Dom-01
Der 9 Der-01, Der-02,Der-03, Der-04 Der-02 Der-02
Mar 8 Mar-01 Mar-03 Mar-03
Sim 5 Sim-01, Sim-03 Sim-01 Sim-01
Tio 13 Tio-02 Tio-02 Tio-02
Lim 5 - - -
Atn 3 Atn-03 Atn-01 -
Std 2 - Std-02 -
Lihat Tabel 1.1 halaman 6-7
Sebaran data sumur Lapangan Sutedi
1.6 Pertanyaan Penelitian
1. Bagaimanakah bentuk dan pola penyebaran struktur serta ketebalan reservoir target pada daerah penelitian?
2. Bagaimanakah bentuk dan pola penyebaran properti petrofisik reservoir target? Apakah properti petrofisik tersebut berhubungan dengan unit diagenesa dan litofasies?
3. Berapakah cadangan total minyak dan gas pada daerah penelitian? Berapa persenkah minyak dan gas yang telah dikuras?
4.Dimanakah titik bor terbaik (optimum) yang harus diletakkan pada daerah penelitian untuk pengembangan lapangan?
BAB II
GEOLOGI REGIONAL
Model Cekungan JBU
Onshore
Offshore
Daerah Penelitian
Struktur Regional
Sesar basement berarah U-S
BAB II Geologi Regional
2.1 Tatanan Tektonik Regional2.2 Stratigrafi Regional2.3 Petroleum System Regional
2.2 Stratigrafi Regional
Menurut Kohar dkk (1996), Cekungan JBU dapat dibagi menjadi 6 unit berdasarkan tektonostratigrafinya, yaitu:
A. Basement Pra-TersierB. Early-Rift FillC. Syn-Rift FillD. Early-Sag Basin FillE. Main-Sag Basin FillF. Late-Sag Basin Fill
Animasi sejarah geologi tersimplifikasi
Terjadi pengangkatan
Pembentukan cekungan oleh half-graben fault, diendapkan volkanik
Jatibarang
Endapan Non-Marine Talangakar bawah (Zelda)
Pendinginan pada cekungan menyebabkan
terjadinya penenggelaman
Pendinginan terus berlanjut, batas sub
cekungan telah tengelam
Seluruh Pulau Jawa tenggelam
Orogenesa Plio-Plistosen menyebabkan Jawa Terangkat, sebelah Utara tetap tenggelam
(Laut Jawa)
BAB II Geologi Regional
2.1 Tatanan Tektonik Regional2.2 Stratigrafi Regional2.3 Petroleum System Regional
2.3 Petroleum System Regional
1. Source Rock: Formasi Talangakar dengan TOC 40-70% untuk batubara dan 0.5-9% untuk lempung. Pembentukan hidrokarbon terjadi sejak 25 Juta Tahun lalu (Pertamina,1996).
2. Migrasi: Vertikal dikontrol oleh sesar, sedangkan horizontal melalui zona ketidakselarasan, permukaan dan lapisan berpori. (Noble dkk,1997) Proses migrasi dan akumulai HC diprediksi terjadi pada Kala Oligosen-Plistosen (Pertamina,1996)
Lanjutan
3. Reservoir: Formasi Cibulakan 58% dan 28% dari Formasi Talangakar dan Baturaja (Gresko dkk,1995). Pembentukan reservoir diprediksi terjadi pada Kala Miosen (Pertain,1996)
4. Perangkap (Trap): Perangkap antiklin (65% pemboran) . Pembentukan perangkap diprediksi telah terjadi sejak Kala Miosen sampai Pliosen (Pertamina,1996).
Lanjutan
5. Batuan Penutup (seal): Pada reservoir TAF, seal dibentuk oleh lempung intraformasi. Pada reservoir Baturaja, seal dibentuk oleh lempung formasi Cisubuh.
Posisi petroleum system Lapangan Sutedi
Reservoir daerah penelitian
Source Rock daerah penelitian
Seal daerah penelitian
Perangkap Berupa antiklin, sedangkan sesar-sesar
menjadi jalur migrasi dari TAF ke BRF
BAB III
TEORI DASAR
3.1 Korelasi
1. Definisi: Korelasi adalah metode menghubungkan unit-unit batuan berdasarkan karakteristik yang sama.
2. Terdapat 2 jenis korelasi yang umun digunakan, yaitu:
a. Kronostratigrafi => Menghubungkan kesamaan waktu
b. Litostratigrafi => Menghubungkan kesamaan Litologi
Konsep krono dan lito stratigrafi
Korelasi Litostratigrafi Korelasi Kronostratigrafi
Sekuen Stratigrafi
Metode sekuen stratigrafi membagi unit kronostratigrafi berdasarkan siklus fasa-fasa pengendapan yang disebut system track.
A. Falling Stage Systim Track (FSST)
B. LowStand Systim Track (LST)
C. Transgression Systim Track (TST)
D. Highstand Systim Track (HST)
3.1 Pola log sekuen stratigrafi
SB
SB
LST
TST
HST
MFS
Sumur X
GR LOG
SUMUR X
FSSTSubaerial
Unconformity
BAB III Teori Dasar
3.1 Korelasi3.2 Struktur Geologi3.3 Konversi Domain3.4 Petrofisik3.5 Batuan Karbonat
3.2 Struktur Geologi
1. Definisi: Menurut Billings (1977), Struktur dalam ilmu geologi adalah arsitektur batuan yang terbentuk karena deformasi.
2. Mengapa struktur geologi penting?
Struktur geologi sangat penting dipelajari dalam geologi perminyakan, karena struktur geologi dapat menjadi perangkap hidrokarbon dan jalur migrasi.
3. Metode pemodelan struktur yang lazim digunakan dalam statik modeling adalah analisa seismik, dengan prinsip bahwa reflektor seismik merupakan boundary antar lapisan yang berbeda litologi.
Contoh model perangkap struktural
Reflektor sebagai batas litologi
Reflektor merupakan batas antar lapisan!Beda density
rendahBeda density
tinggi
BAB III Teori Dasar
3.1 Korelasi3.2 Struktur Geologi3.3 Konversi Domain3.4 Petrofisik3.5 Batuan Karbonat
3.3 Konversi Domain
1. Konsep: Profil seismik terdisplay dalam satuan waktu (ms), sedangkan geologi bekerja dalam satuan kedalaman (depth). Maka dari itu diperlukan jembatan penghubung yaitu time-depth conversion.
2. Untuk melakukan konversi domain, diperlukan model kecepatan (velocity model). Ada setidaknya 3 metode yang lazim dipakai, yaitu metode kecepatan
a. rata-rata (average velocity)
B. metode Linvel
c. metode Linvel Termodifikasi.
Contoh crossplot data checkshot
Metode kecepatan rata-rataBudi Time Depth Charts
y = 392.26x2 + 891.05x + 17.157
R2 = 0.9999
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
Time (s)
MD
(m
)
Budi-1 TWT(s)
Budi-2 TWT(s)
Budi-3 TWT(s)
Budi-4 TWT(s)
3.3 Konversi Domain (cont)
Metode Linvel & Linvel Termodifikasi
BAB III Teori Dasar
3.1 Korelasi3.2 Struktur Geologi3.3 Konversi Domain3.4 Petrofisik3.5 Batuan Karbonat
3.4 Petrofisika
1. Beberapa aspek penting yang dibahas dalam petrofisika, yaitu:
a. Volume lempung (V-clay)b. Porositas (Π€)c. Permiabilitas (k)d. Saturasi Air (sw)
3.4 Petrofisik (Volume Lempung)
A. Volume Lempung: pada umumnya dihitung dari log GR atau SP, dengan asumsi GR/SP max=V-clay max, dan GR/SP min = V-clay min.
Mengapa v-clay penting? Perhitungan volume lempung sangat krusial, karena kandungan lempung dalam reservoir mampu mempengaruhi perhitungan porositas effektif dan saturasi air secara signifikan.
πππππ=ππ βπππππ
πππππ₯βπππππ
ππππΊπ =πΊπ βπΊπ πππ
πΊπ πππ₯βπΊπ πππ
Porositas
Definisi: Proporsi rongga pada batuan. Porositas dinyatakan dengan perbandingan antara volume pori vs volume total.
Dalam konteks log, jenis porositas dibagi 2, yaitu:
A. Porositas total: dapat dihitung dengan kombinasi log densitas dan neutron.
B. Porositas effektif (dalam konteks log): dapat dihitung dengan mengkoreksi porositas total terhadap lempung.
Ilustrasi Por efektif dan por total
Porositas effektif = Porositas total β porositas lempung
Memisahkan poro semu wet clay Poro semu wet clay ikut terhitung
Saturasi Air
Sw =
BAB III Teori Dasar
3.1 Korelasi3.2 Struktur Geologi3.3 Konversi Domain3.4 Petrofisik3.5 Batuan Karbonat
3.5 Batuan Karbonat
A. Definisi : Batuan yang sebagian besar masanya didominasi oleh komposisi CaCO3 (Kalsium Karbonat) atau turunannya.
B. Beberapa klasifikasi batuan karbonat yang terkenal yaitu diantaranya:
-. Klasifikasi Folk (1959,1962)
-. Klasifikasi Dunham (1962)
-. Modifikasi Dunham oleh Embry dan Klovan (1972)
Klasifikasi Batuan Karbonat
FolkDunham
Embry dan Klovan
Lingkungan Diagenesa
Berdasarkan posisi relatif terhadap muka air tawar dan air laut, lingkungan diagenesa batuan karbonat dibagi menjadi 4, yaitu:A. Vadose = Zona diatas muka air tanah
B. Freatik = Zona dibawah muka air tawar dan diatas muka air laut
C. Mixing = Zona transisi antara air tawar dan air laut
D. Burial = Zona di bawah muka air laut
Konsep ini dipakai sebagai model flow unit pada BAB IV. sub-bab Petrofisika
Ilustrasi Lingkungan Diagenesa
BAB IV
HASIL PENELITIAN dan
PEMBAHASAN
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
4.1 Model Stratigrafi
Evaluasi:-. Hasil korelasi menunjukkan adanya pola penebalan ke arah Selatan.
4.1 Model Stratigrafi (cont)
4.1 Model Stratigrafi (cont)
4.1 Model Stratigrafi (Cont)
4.1 Model Stratigrafi
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
4.2 Model Struktur
Evaluasi:Hasil analisa struktur menunjukkan adanya pola patahan turun berarah U-S. Patahan ini searah dengan patahan basement half graben regional. Hal ini diperkuat dengan adanya penebalan sedimen pada blok turun dalam sayatan seismik.
Interpretasi sebaran patahan
UD
U D
U D
Profil Seismik A-B
Basement Growth-Fault
BasementBRF & TAF
Cibulakan
Karbonat Parigi
Cisubuh
Profil Seismik C-D
Basement Growth-Fault
3D Fault Model
Well to Seismic Tie
Evaluasi:-. Pengikatan marker sumur (Top BRF dan bottom TAF), dilakukan dengan metode sintetik seismogram dan metode langsung.
-. Hasil pengikatan menunjukkan kecocokan yang cukup baik (good tie) sampai sedang(Fair).
Peta pengikatan profil seismik ke sumur
Fal-02 (Good Tie)
Horizon BRF
Horizon TAF
Good Tie
Der-02 (Fair Tie)Fair Tie
Top BRF
Top TAF
Pengikatan Langsung
Top BRF
Top TAF
3D Time Struktur Reservoir
Time Structure Top dan Bottom Reservoir
Top BRF TIME Top TAF TIME
Domain Conversion (Avg Method)
Velocity Model
Velo Model Top BRF Velo Model Top TAF
Efek karbonat intra cibulakan
Efek penebalan BRF di Selatan
3D Depth Structure
Depth Structure 2 D
Top BRF depth Top TAF depth
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
4.3.1 Analisa dan perhitungan petrofisika
Evaluasi:
Properti petrofisika yang dihitung meliputi:
a. Volume Clay (V-cl)
b. Porositas
c. Permiabilitas (k)
d. Saturasi Air (sw)
Analisa dan Perhitungan V-Clay
EVALUASI:
-. Analisa XRD menunjukkan bahwa reservoir target merupakan reservoir yang sangat bersih dari kandungan mineral lempung.
-. Diketahui pula bahwa defleksi log GR mempunyai korelasi yang sangat buruk terhadap kandungan lempung.
-. Dalam kondisi ini, kandungan lempung dihitung dengan mencrossplotkan prosentase lempung dengan GR dari data batuan inti.
Jarak data 0.5 β 1 m Sangat bersih
Jarak data 50-70 m
Sangat bersih
Validasi defleksi GR terhadap v-clay core
10 15 20 25 30 35 40 45 500
0.5
1
1.5
2
2.5
f(x) = 0.0452006827804222 x + 0.0139340838417228RΒ² = 0.565977120814857
Clay Vs GRClay (%)
GR (API)
V-Clay max (100%) GR = 3899.2461 API
V-Clay min (0%) GR = 7 API
Cocok
Tidak cocok
Hasil Perhitungan V-clay Log
Validasi XRD (core)
Analisa dan Perhitungan Porositas
Evaluasi:-. Nilai porositas dihitung menggunakan log NPHI dan RHOB, dengan ketetapan (konstanta) yang diambil dari interpretasi log.
-. Hasil perhitungan memperlihatkan korelasi yang menengah-cukup baik antara poro log dan poro core.
Konstanta Untuk Porositas
Ketetapan Nilai Dasar AnalisaDensitas matriks 2.71gr/cm3 Asumsi
Densitas gas,minyak & air
0.35 gr/cm3, 0.8 gr/cm3 & 1 gr/cm3
Asumsi
Densitas lempung kering
2.65 gr/cm3 Asumsi
Densitas lempung basah
2.35 gr/cm3 Pembacaan log resistivitas pada sumur
Porositas Neutron lempung basah
0.35 gr/cm3 Pembacaan log porositas neutron pada sumur
Resistivitas lempung basah
0.84 ohm.m Pembacaan log resistivitas pada sumurLebih lanjut, Lihat Tabel 4.2 Halaman 69
Hasil Perhitungan Porositas
Validasi poro core
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.30
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35Fal-02Han-04Dom-01Der-01Der-02Der-03Der-04Mar-01Sim-01Sim-03Tio-02Atn-03
y = 0.6654x + 0.0464
Poro Log
Poro core
Analisa dan Perhitungan Permiabilitas
Evaluasi:
-. Permiabilitas horisontal diprediksi melalui crossplot porositas vs permiabilitas core (Routine Core Analysis)
-. Permiabilitas vertikal diprediksi melalui crossplot kv vs kh
4.3 Petrofisik (crossplot Kh vs poro)
0 5 10 15 20 25 30 350.01
0.1
1
10
100
1000
10000
f(x) = 0.100077906208522 exp( 0.273307081898202 x )RΒ² = 0.499240890073048
Original KH vs Poro
Original KH vs Poro
Exponential (Original KH vs Poro)
Lihat hal 70
4.3 Petrofisik (kv vs kh)
0.01 0.1 1 10 100 1000 100000.01
0.1
1
10
100
1000
f(x) = 0.4204882526076 x^0.78688905925764RΒ² = 0.611681977383519
KV vs KH
KV vs KH
Power (KV vs KH)
Lihat hal 70
Analisa dan Perhitungan Saturasi Air
Evaluasi:
-. Perhitungan saturasi air dilakukan menggunakan persamaan Indonesia.
-. Nilai a,m, n dan Rt diperoleh dari data SCAL.
-. Nilai Sw>0.5 dipakai sebagai indikator OWC, sedangkan GOC diinterpretasikan dari log NPHI dan RHOB.
4.3 Petrofisik (Evaluasi seluruh properti petrofisik)
Lebih lengkap lihat Gambar 4.13 A-C
Cross NHPI & RHOB indikasi gas
Cross NHPI & RHOB indikasi gas
Corrected poro
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
Pemodelan Paleogeografi
Evaluasi:
-. Palogeografi dimodelkan untuk mengetahui batimetri dan arah laut purba pada daerah penelitian.
-. Arah luat purba nantinya dipakai sebagai basis arah major dan minor trend dalam analisa variogram.
Hasil Pemodelan Paleogeografi
Major Trend
Minor Trend
Daerah penelitian
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
Unit Diagenesa
Evaluasi:
1. Unit diagenesa/flow unit dimodelkan sebagai basis kerangka pemodelan porositas.
2. Sampel untuk crossplot dianalisa melalui sayatan tipis.
3. Berdasarkan analisa sayatan tipis, dalam satu sampel batuan terdapat lebih dari satu pengaruh diagenesa. Dapat disimpulkan bahwa reservoir target melewati lebih dari 1 macam proses diagenesa. Yang dimodelkan dalam penelitian ini adalah diagenesa yang berpengaruh paling dominan terhadap nilai porositas
4. Penyebaran unit diagenesa ke seluruh sumur secara vertikal dilakukan dengan melakukan crossplot density vs porosity
Crossplot density vs poro untuk pengelompokan unit
Tumpang tindih ringan
Lebih lanjut, lihat hal 77-78, Gbr 4.15 dan Tabel 4.5
Penyebaran Vertikal Diagenesa
Ciri khas dominasi Vadose dan Freatik adalah porositas pelarutan yang
melimpah
Ciri khas mixing, keterdapatan kombinasi porositas pelarutan serta
tingkat neomorfisme yang relatif seimbang
Ciri khas burial= poro<<<, biasanya terdapat stylolite dan tingkat neomorphisme
tinggi
Pembagian Zona Reservoir
Evaluasi:-. Zona reservoir dibuat sebagai basis penyebaran unit diagenesa secara 3D, sedangkan unit diagenesa dibuat sebagai basis penyebaran porositas.
-. Zona reservoir dibagi menjadi 3 Zona berdasarkan pola log GR yang diduga mempunyai hubungan kronostratigrafi.
Zona reservoir dibagi 3 lapisan
Pemodelan peta unit diagenesa
Evaluasi
-. Penyebaran unit diagenesa dilakukan dengan metode sequential indicator simulation, dengan model variogram berdasarkan model paleogeografi yang telah dibuat sebelumnya.
Hasil pemodelan unit diagenesa zona A dan zona B
Litofasies tidak berhubungan dengan unit diagenesa.
Hasil pemodelan unit diagenesa zona-c
Litofasies tidak berhubungan dengan unit diagenesa
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
Pemodelan Peta Petrofisika
Evaluasi:1. Penyebaran porositas dibuat berdasarkan basis kerangka unit diagenesa menggunakan metode sequential gaussian simulation.
2. Penyebaran permiabilitas dibuat berdasarkan sebaran porositas (yang telah dikerjakan pada point 1), menggunakan persamaan yang diperoleh dari crossplot kh vs poro (lihat Gambar 4.11).
Hasil pemodelan porositas pada zona A
Basis Kerangka
Hasil pemodelan porositas akan mengikuti unit
diagensanya
Hasil pemodelan porositas pada zona B
Basis Kerangka
Ketidak cocokan disebabkan oleh efek visualisasi.
Hasil pemodelan porositas zona C
Basis Kerangka
Hasil Pemodelan Permiabilitas zona A
Basis perhitungan
Model permiabilitas pasti cocok secara relatif dengan porositas
Hasil pemodelan Permiabilitas zona B
Basis perhitungan
Hasil pemodelan permiabilitas zona C
Basis perhitungan
Hasil pemodelan Sw
Variogram tidak menggunakan kerangka unit diagenesa
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
4.4 Perhitungan Cadangan
Evaluasi:
Berdasarkan hasil perhitungan menggunakan metode 3D grid, cadangan original hidrokarbon pada daerah penelitian dapat disimpulkan sebagai berikut:
HC Cadangan Terproduksi
Sisa
Gas 1694.88 MMscf 118.047 MMscf / 6.96 % 1576.833 MMbbl/ 93.03%
Minyak 327.08 MMbbl41.047 MMbbl / 12.55 %
286.033 MMbbl/ 87.45%
BAB IV
4.1 Model Korelasi4.2 Model Struktur4.3 Model Petrofisik (Karakterisasi Formasi)
4.3.1 Analisa dan Perhitungan Petrofisik4.3.2 Model Paleogeografi4.3.3 Pemodelan Unit Diagnesa dan Zona
Reservoir4.3.4 Pemodelan Peta Petrofisika
4.4 Perhitungan Cadangan4.5 Penentuan Titik Bor
4.5 Penentuan Titik Bor
Evaluasi:-. Penentuan titik bor dilakukan dengan
membuat peta net hidorkarbon thickness (peta netpay x peta poro x (1-peta sw).
-. Titik bor diletakkan pada daerah dengan nilai net hidrokarbon thickness yang besar
Langkah pembuatan peta net hidrocarbon thickness
Net Pay gasZona A
Poro Zona AX =Pore Volume/m2
(Zona A)XSw A=
Net Gas Thickness (Zona A)
Pembuatan peta total hidrocarbon thickness
Zona A Zona B Zona C
+ +
Dengan metode yang sama, kemudian dibuat net gas thickness pada seluruh zona A
Prospek Gas Total Net Gas thickness map
Titik Bor
Prospek Minyak
Peta net oil thickness gabungan
Titik Bor
BAB V
KESIMPULAN PENELITIAN
Bab V. Kesimpulan Penelitian
1. Secara stratigrafis, pola penyebaran reservoir target menebal ke arah Selatan. Penyebaran struktur geologi antiklin dan sesar turun pada pada umumnya berarah Utara-Selatan.
2. Secara umum, reservoir target dapat dikelompokkan menjadi 3 zona utama , yaitu:
A. Zona A: Ketebalan rata-rata 25 β 35 meter , proporsi unit diagenesa vadose 44.7 %, freatik 15.53 %, mixing 12.69% dan burial 27.08 %, memiliki nilai porositas, permiabilitas dan saturasi air yang sangat bagus.
B. Zona B : Ketebalan rata-rata 45 β 85 meter ,proporsi unit diagenesa (flow unit) vadose 46.23 %, freatik 24.82 %, mixing 9.52 % dan burial 19.39 %, dan memiliki nilai porositas dan permiabilitas yang sedang, namun nilai saturai air bervariasi dari sedang sampai buruk.
C. Zona C: Ketebalan rata-rata 200-300 meter, proporsi unit diagenesa (flow unit) vadose 25.95 %, freatik 21.69 %, mixing 17.52% dan burial 34.85%. Memiliki nilai porositas dan permiabilitas yang sedang sampai buruk, serta nilai saturasi air yang buruk.
Berdasarkan hasil pemodelan unit diagenesa(flow unit) yang dibandingkan dengan litofasies, dapat disimpulkan bahwa litofasies tidak berhubungan dengan unit diagenesa.
Bab V. Kesimpulan Penelitian (Cont)
3. Cadangan total minyak pada daerah penelitian ditafsirkan sekitar 327.08 MMbbl, sedangkan cadangan gas ditafsir sekitar 1694.88 MMscf. Berdasarkan data produksi dari tahun 1999 sampai 2011, minyak yang telah terproduksi ditafsir mencapai 12.55 % total, sedangkan gas yang telah terproduksi ditafsir mencapai 6.96 % total cadangan.
4. Untuk pengembangan lapangan, diusulkan 2 titik sumur produksi untuk target gas (Gambar 4.21 A)dan 3 titik sumur produksi untuk terget minyak (Gambar 4.21B).
TERIMA KASIH
Apakah Fal-05 Dry Hole? Bagaimana dengan Han-05 dkk?
Menurut data produksi, Fal-05 tidak berproduksi
Han-05 dkk produksinya kecil, namun masih menghasilkan karena tidak benar-benar 0
thickness