DETAIL KOLEKSI

Analisis pengaruh volume shale terhadap perhitungan porositas dan saturasi air formasi pada sumur ag


Oleh : Septi Nawang Sari

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2024

Pembimbing 1 : Puri Wijayanti

Pembimbing 2 : Marmora Titi Malinda

Kata Kunci : Shale Volume, Porosity, Water Saturation, Logging, Petrophysics

Status Posting : Published

Status : Lengkap


File Repositori
No. Nama File Hal. Link
1. 2024_SK_STP_071002000040_Halaman-Judul.pdf
2. 2024_SK_STP_071002000040_Surat-Pernyataan-Revisi-Terakhir.pdf 1
3. 2024_SK_STP_071002000040_Surat-Hasil-Similaritas.pdf 1
4. 2024_SK_STP_071002000040_Halaman-Pernyataan-Persetujuan-Publikasi-Tugas-Akhir-untuk-Kepentingan-Akademis.pdf 1
5. 2024_SK_STP_071002000040_Lembar-Pengesahan.pdf 1
6. 2024_SK_STP_071002000040_Pernyataan-Orisinalitas.pdf 1
7. 2024_SK_STP_071002000040_Formulir-Persetujuan-Publikasi-Karya-Ilmiah.pdf 1
8. 2024_SK_STP_071002000040_Bab-1.pdf 4
9. 2024_SK_STP_071002000040_Bab-2.pdf
10. 2024_SK_STP_071002000040_Bab-3.pdf
11. 2024_SK_STP_071002000040_Bab-4.pdf
12. 2024_SK_STP_071002000040_Bab-5.pdf
13. 2024_SK_STP_071002000040_Daftar-Pustaka.pdf
14. 2024_SK_STP_071002000040_Lampiran.pdf

S Sumur AG terletak di Irian Jaya, Papua dan merupakan suatu sumur yang memproduksikan minyak dan gas. Untuk mengetahui besarnya cadangan minyak dan gas pada Sumur AG dibutuhkan data-data berupa nilai parameter petrofisika, seperti porositas dan saturasi air. Penentuan porositas dan saturasi air membutuhkan nilai volume shale sebagai pengkoreksi agar lebih akurat dalam estimasi cadangan hidrokarbon serta penentuan zona prospek. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung nilai porositas dan saturasi air yang dipengaruhi oleh volume shale. Volume shale perlu dihitung karena memengaruhi parameter porositas dan saturasi air dalam penentuan cadangan hidrokarbon. Volume shale memengaruhi ruang pori yang tersedia dalam batuan dimana volume shale yang tinggi mengakibatkan porositas batuan menurun. Volume shale juga memengaruhi saturasi air dimana semakin tinggi volume shale mengakibatkan saturasi air dalam batuan meningkat. Sumur AG memiliki total ketebalan 814 ft dimana kedalaman awal dimulai dari 8230 ft dan kedalaman akhir adalah 9044 ft. Metode analisis yang digunakan dalam penelitian ini yaitu analisis kualitatif dan analisis kuantitatif. Analisis kualitatif dilakukan dengan pembacaan log untuk menentukan lapisan permeabel dan menentukan litologi batuan pada Sumur AG. Analisis kualitatif dilakukan dengan menggunakan bantuan software interractive petrophysics. Log yang digunakan dalam penelitian ini adalah triple combo log yang dibagi menjadi tiga trek. Trek satu terdiri dari gamma-ray log (GR) dan caliper log (CAL), trek 2 adalah log resistivitas jenis deep lateralog (LLD) dan shallow lateralog (LLS) dan trek tiga adalah log porositas yang terdiri dari log neutron atau neutron porosity hydrogen indeks (NPHI) dan log densitas (RHOB). Dari Sumur AG didapatkan 2 zona prospek yang diberi nama SN-01 dan SN-02. Zona SN-01 memiliki kedalaman dari 8269-8536 ft dan Zona SN-02 memiliki kedalaman dari 8550-8630 ft. Sumur AG memiliki jenis batuan limestone dan memiliki kandungan saline water atau air asin. Dari hasil analisis kualitatif maka dilanjutkan dengan analisis kuantitatif untuk menentukan nilai volume shale, porositas, dan saturasi air pada Sumur AG. Analisis kuantitatif pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan persamaan yang ada dan menggunakan bantuan software microsoft excel untuk proses perhitungan. Berdasarkan analisis kuantitatif pada Zona SN-01 didapatkan nilai volume shale adalah sebesar 0,235 fraksi atau 23 %, nilai porositas efektif sebesar 0,162 fraksi atau 16 % dan nilai saturasi air sebesar 0,391 fraksi atau 39 %. Zona SN-02 didapatkan nilai volume shale adalah sebesar 0,342 fraksi atau 34 %, nilai porositas efektif sebesar 0,148 fraksi atau 15 % dan nilai saturasi air sebesar 0,576 fraksi atau 58 %. Berdasarkan data tersebut maka akan dilakukan validaasi dengan data core lapangan yang sudah dianalisis sebelumya di laboratorium berdasarkan data core analysis results dari perusahaaan. Hasil perhitungan volume shale pada Zona SN-01 dengan nilai 23% memengaruhi perhitungan porositas efektif dengan hasil sebesar 16 % dan saturasi air sebesar 39%, sedangkan volume shale pada Zona SN-02 sebesar 34% memengaruhi perhitungan porositas efektif dengan hasil sebesar 15% dan saturasi air sebesar 58%. Berdasarkan analisis kualitatif dan kuantitatif dapat disimpulkan bahwa memang benar jika volume shale besar maka akan mengakibatkan porositas efektif menjadi kecil sedangkan saturasi air menjadi besar dan apabila volume shale kecil maka nilai porositas efektif menjadi besar sedangkan nilai saturasi air menjadi kecil. Volume shale memberikan pengaruh hasil yang berbanding terbalik terhadap nilai porositas sedangkan terhadap nilai saturasi air berbanding lurus.

T The AG well is located in Irian Jaya, Papua and is a well that produces oil and gas. To determine the size of oil and gas reserves in the AG Well, data is needed in the form of petrophysical parameter values, such as porosity and water saturation. Determining porosity and water saturation requires shale volume values as a correction to be more accurate in estimating hydrocarbon reserves and determining prospect zones. This research aims to calculate the porosity and water saturation values which are influenced by shale volume. The volume of shale needs to be calculated because it affects the parameters of porosity and water saturation in determining hydrocarbon reserves. The shale volume affects the pore space available in the rock, where a high shale volume causes the rock\\\'s porosity to decrease. The shale volume also affects water saturation, where the higher the shale volume causes the water saturation in the rock to increase. The AG well has a total thickness of 814 ft where the initial depth starts from 8230 ft and the final depth is 9044 ft. The analytical methods used in this research are qualitative analysis and quantitative analysis. Qualitative analysis was carried out by reading logs to determine the permeable layer and determine the rock lithology in the AG Well. Qualitative analysis was carried out using interactive petrophysics software. The log used in this research is a triple combo log which is divided into three tracks. Track one consists of gamma-ray log (GR) and caliper log (CAL), track 2 is a deep lateral log (LLD) and shallow lateral log (LLS) resistivity log and track three is a porosity log consisting of a neutron log or neutron porosity hydrogen index (NPHI) and log density (RHOB). From the AG Well, 2 prospect zones were obtained, named SN-01 and SN-02. The SN-01 zone has a depth of 8269-8536 ft and the SN-02 zone has a depth of 8550-8630 ft. The AG well has a type of limestone rock and contains saline water or salt water. From the results of the qualitative analysis, it was continued with quantitative analysis to determine the shale volume, porosity and water saturation values in the AG Well. Quantitative analysis in this research was carried out using existing equations and using Microsoft Excel software for the calculation process. Based on quantitative analysis in the SN-01 zone, it was found that the shale volume value was 0,235 fractions or 23%, the effective porosity value was 0,162 fractions or 16% and the water saturation value was 0,391 fractions or 39%. For the SN-02 zone, the shale volume value was 0,342 fractions or 34%, the effective porosity value was 0,148 fractions or 15% and the water saturation value was 0,576 fractions or 58%. Based on this data, validation will be carried out with field core data which has been previously analyzed in the laboratory based on core analysis results data from the company. The results of shale volume calculations in the SN-01 zone with a value of 23% influence the effective porosity calculation with a result of 16% and water saturation of 39%, while the shale volume in the SN-02 zone of 34% influences the effective porosity calculation with a result of 15% and water saturation of 58%. Based on qualitative and quantitative analysis, it can be concluded that it is true that if the shale volume is large, the effective porosity will be small, while the water saturation will be large, and if the shale volume is small, the effective porosity value will be large, while the water saturation value will be small. The shale volume has an inversely proportional effect on the porosity value, while the water saturation value is directly proportional.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?