Karakterisitik reservoir karbonat dan analisis rock type formasi Baturaja, lapangan

DETAIL KOLEKSI

Karakterisitik reservoir karbonat dan analisis rock type formasi Baturaja, lapangan "RKS" cekungan Sumatera Selatan

1.7

Oleh : Ray Kevin

Info Katalog

Nomor Panggil : 1105/TG/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Muhammad Burhannudinnur

Pembimbing 2 : Firman Herdiansyah

Subyek : Reservoir

Kata Kunci : carbonate reservoir, diagenetic, facies, petrophysics, rock type.

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2019_TA_GL_072001500093_Halaman-judul.pdf
2.	2019_TA_GL_072001500093_Bab-1.pdf	6
3.	2019_TA_GL_072001500093_Bab-2.pdf	36
4.	2019_TA_GL_072001500093_Bab-3.pdf	10
5.	2019_TA_GL_072001500093_Bab-4.pdf	71
6.	2019_TA_GL_072001500093_Bab-5.pdf	-1
7.	2019_TA_GL_072001500093_Daftar-pustaka.pdf	3
8.	2019_TA_GL_072001500093_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

C Cekungan Sumatera Selatan ialah cekungan busur belakang (back arc basin). Dimana cekungan ini terbentuk akibat interaksi antara Lempeng Indo-Australia dengan lempeng mikro sunda dan merupakan salah satu daerah yang memiliki potensi cadangan hidrokarbon yang belum digali sepenuhnya. Daerah penelitian terdapat pada Formasi Baturaja. Litologi pada Formasi Baturaja merupakan batuan karbonat, dimana batuan karbonat merupakan reservoir yang baik bagi minyak dan gas bumi serta menarik untuk dikaji lebih lanjut karena memiliki heterogenitas yang tinggi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk melakukan karakterisasi reservoir lapangan â€œRKSâ€. Karakterisasi reservoir karbonat pada suatu formasi dapat diketahui menggunakan metode tertentu, seperti metode Flow Zone Indicator dengan mengidentifikasikan Petrophysical Rock Type berdasarkan nilai porositas dan permeabilitas dengan menggunakan Hydraulic Flow Unit, serta menentukan fasies dan diagenesis berdasarkan data core dan petrografi. Hasil penelitian yang diperoleh adalah jenis litologi pada zona reservoir adalah batugamping, kemudian fasies sistem terumbu yang berkembang pada penelitian ini yaitu core reef dan back reef lagoon. Pada fasies core reef terdiri atas rock type 1 yang memiliki nilai FZI â‰¥ 5,7 mikrometer, permeabilitas 4,8 - 201 md, serta porositas 15% - 22% dan rock type 2 yang memiliki nilai FZI 1,9 â€“ 5,7 mikrometer, permeabilitas 2.2 â€“ 189 md, serta porositas 12% - 19%. Pada fasies back reef lagoon terdiri atas rock type 1 yang memiliki nilai FZI â‰¥ 5,7 mikrometer, permeabilitas 4,8 - 201 md, serta porositas 15% - 22% dan rock type 2 yang memiliki nilai FZI 1,9 â€“ 5,7 mikrometer, permeabilitas 2.2 â€“ 189 md, serta porositas 12% - 19%, dan rock type 3 yang memiliki nilai FZI 0,21-1,9 mikrometer, permeabilitas 0,1-8,89 md, serta porositas 5%-8,2%. Hasil dari karakterisasi reservoir tersebut menunjukan hubungan antara fasies sistem terumbu dengan rock type tidak selaras karena dipengaruhi oleh proses diagenesa pada batuan karbonat dan penentuan rekomendasi reservoir karbonat berada di sumur PGD-2.

S South Sumatra Basin is a back arc basin. In Which this basin is by the interaction between the Indo-Australian Plate and the Sunda microplate and is one of the areas that has hydrocarbon reserve potential that has not been fully excavated. The research area is in the Baturaja Formation. Lithology in the Baturaja Formation is a carbonate rock, where carbonate rock is a good reservoir for oil and gas and is interesting to study further because it has high heterogeneity. The purpose of this study is to characterize the "RKS" field reservoir. Characterization of reservoir carbonate in a formation can be known using certain methods, such as the Flow Zone Indicator method by identifying the Petrophysical Rock Type based on porosity and permeability values using the Hydraulic Flow Unit, and determining facies and diagenesis based on core data and petrography.The results obtained were lithology types in the reservoir zone were limestone, then the reef system facies that developed in this study were core reef and back reef lagoon. The core reef facies consists of rock type 1 which has a value of FZI â‰¥ 5.7 micrometers, permeability 4.8 - 201 md, and porosity of 15% - 22% and rock type 2 which has a value of FZI 1.9 - 5.7 micrometers , permeability 2.2 - 189 md, and porosity 12% - 19%. The facies back reef lagoon consists of rock type 1 which has a value of FZI â‰¥ 5.7 micrometers, permeability 4.8 - 201 md, and porosity of 15% - 22% and rock type 2 which has a value of FZI 1.9 - 5.7 micrometer, permeability 2.2 - 189 md, and porosity 12% - 19%, and rock type 3 which has a value of FZI of 0.21-1.9 micrometers, permeability of 0.1-8.89 md, and porosity of 5% -8, 2%. The results of the reservoir characterization show that the relationship between facies of rock type reef systems is not aligned because it is influenced by the diagenetic process in carbonate rocks and the determination of carbonate reservoir recommendations is in the PGD-2 well.