Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Daerah penelitian berada di Lapangan “K”, Cekungan Jawa Timur Utara, dengan Formasi Tuban dan Kujung sebagai fokus pada penelitian ini. Terdapat 6 (enam) sumur pada Lapangan “K”, dengan tujuan penelitian untuk mengidentifikasi zona hidrokarbon berdasarkan parameter petrofisika, kondisi reservoirnya dan jenis hidrokarbon yang terkandung, litologi daerah penelitian, dan menjelaskan fasies yang berkembang pada daerah penelitian berdasarkan studi elektrofasies. Litologi yang ditemukan pada daerah penelitian yaitu batugamping dan serpih. Metode penelitian yang digunakan yaitu analisis data log, yang ditunjang oleh data gas mudlogging, data cuttings, dan kalibrasi data core. Terdapat lima zona indikasi reservoir pada keenam sumur, yaitu Tuban A, Tuban B, Tuban C, Kujung A dan Kujung B. Zona ini ditetapkan melalui analisis data log, yang kemudian divalidasi oleh parameter petrofisika yaitu volum serpih, saturasi air, permeabilitas, porositas, dan pay summary. Kujung B memiliki kualitas reservoir yang terbaik, karena memiliki kandungan volum serpih paling kecil dengan rentang 0.11-0.28 v/v. Saturasi air kecil, berada dalam rentang 0.37-0.79 V/V. Porositasnya sebesar 15%-21%, yang diklasifikasikan sebagai bagus hingga sangat bagus oleh Rider (1986). Nilai permeabilitas yang dimiliki sebesar 2.1  hingga 111.75 mD, yang diklasifikasikan oleh Cannon (2016), sebagai cukup hingga baik. Rasio net-to-gross sebesar 0.300-0.779, dengan rata-rata sebesar 0.539, sehingga dapat dikatakan bahwa sebagian besar interval batuan yang dipertimbangkan merupakan net pay, dan dapat menjadi batuan reservoir yang baik. Berdasarkan hasil identifikasi jenis hidrokarbon oleh data gas mudlog, diindikasikan bahwa Kujung B memiliki kandungan yang didominasi oleh low saturation oil. Selain itu, ditemukan 5 (lima) fasies pada daerah penelitian, yaitu Coral Wackestone-Packstone, Foraminifera Wackestone-Packstone, Skeletal Wackestone-Grainstone, Shale, dan Skeletal Packstone. Fasiesnya diklasifikasikan menjadi tiga asosiasi fasies, yaitu Platform Interior Normal Marine (Open Marine), Platform-Margin Sand Shoals, dan Platform Interior Restricted. Lingkungan pengendapannya merupakan Carbonate Rimmed Shelves. ......The study area is located in “K” Field, Northeast Java Basin. Tuban and Kujung Formations are the focus on the research. There is 6 (six) wells on “K” Field, and this study aims to identify the prospect hydrocarbon zone based on petrophysical parameters, identify the type of hydrocarbon contained, the reservoir conditions, the lithology of study area, and the facies of the study area, based on electrofacies analysis. The lithologies found in the study area are limestone and shale. The research method of this study is well log analysis, supported by mudlogging gas data, cuttings data, and core data calibration. Five reservoir indication zones is assigned, namely Tuban A, Tuban B, Tuban C, Kujung A and Kujung B. These zones are determined log data analysis. Petrophysical parameters are calculated to validate the well log reading, including volume shale, water saturation, permeability, porosity and pay summaries. It is concluded that Kujung B has the best reservoir quality, because it has the smallest volume of shale with a range of 0.11-0.28 v/v. Low water saturation, in the range of 0.37-0.79 V/V. The porosity is averaged around 15%-21%, which is classified as good to very good by Rider (1986). The permeability value is 2.1 to 111.75 mD, which is classified by Cannon (2016), as moderate to good. The net-to-gross ratio is 0.300-0.779, with an average of 0.539, thus, most of the considered rock intervals of Kujung B are net pay, and can be potentially considered as good reservoir rocks. Based on mudlog gas reading, Kujung B contained low saturation oil, productive very wet gas or high gravity oil, productive oil, and very low gravity oil throughout all wells. It is interpreted that the study area is divided to 5 (five) facies, which are Coral Wackeston-Packstone, Foraminifera Wackestone-Packstone, Skeletal Wackestone-Grainstone, Shale, and Skeletal Packstone. These facies are associated with Platform Interior Normal Marine (Open Marine), Platform-Margin Sand Shoals, and Platform Interior Restricted. It can be concluded that the study area is deposited on carbonate rimmed shelves.

Abstrak :
Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untuk memahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilai pengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan) dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic Flow Unit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitian mengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yang terkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran rongga yang saling terkoneksi (R35). ......The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report. Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences. There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35).