📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 6 dokumenKARAKTERISASI RESERVOIR DAN ESTIMASI SUMBERDAYA HIDROKARBON PADA INTERVAL X KELOMPOK SIHAPAS, LAPANGAN CLYDE, CEKUNGAN SUMATRA TENGAH
Lapangan Clyde merupakan salah satu lapangan migas di Cekungan Sumatra Tengah yang dikelola oleh PT Pertamina Hulu Rokan (PHR). Target utama penelitian ini adalah Interval X pada Kelompok Sihapas, yaitu interval produktif yang mencakup Sand-1 hingga Sand-5 yang masing-masing berasosiasi dengan Formasi Menggala, Formasi Bangko, dan Formasi Bekasap. Interval ini memiliki variasi fasies dan heterogenitas petrofisika yang tinggi, sehingga diperlukan studi karakterisasi reservoir dan estimasi sumberdaya hidrokarbon untuk mendukung optimalisasi pengelolaan reservoir. Metode yang digunakan meliputi analisis geologi regional, interpretasi data uji sumur (perforasi dan swab test), analisis fasies dari batuan inti samping yang diintegrasikan dengan elektrofasies, interpretasi sikuen stratigrafi, serta analisis petrofisika log talikawat untuk menentukan volume serpih (?????????), porositas efektif (PHIE), dan saturasi air (????????). Estimasi sumberdaya dilakukan menggunakan metode volumetrik berdasarkan parameter reservoir yang diperoleh. Hasil penelitian menunjukkan bahwa daerah studi merupakan bagian dari South Aman Trough dengan struktur utama berupa sesar normal berarah utara–selatan. Interval penelitian terbagi menjadi lima sand reservoir berdasarkan data uji sumur. Empat asosiasi fasises teridentifikasi berupa Batupasir Sedang–Kasar (BPS1), Batupasir Halus (BPS2), Batupasir Lanauan–Lempungan (BPS3), dan Batulempung (BLP). Tiga asosiasi fasies utama teridentifikasi adalah amalgamated tidal–fluvial channel, intertidal flat, dan tidal sand bar, yang mencerminkan lingkungan pengendapan fluvial yang dipengaruhi pasang surut atau fluvio-tidal berorientasi timur laut–barat daya. Analisis petrofisika menunjukkan bahwa Formasi Menggala (Sand-5) memiliki rata-rata ????????? 0,19, PHIE 0,23, dan ???????? 0,94. Formasi Bangko (Sand-4) memiliki ????????? 0,42, PHIE 0,25, dan ???????? 0,83. Formasi Bekasap (Sand-1, 2, dan 3) memiliki ????????? 0,43, PHIE 0,19, dan ???????? 0,84. Estimasi volumetrik menunjukkan sumberdaya hidrokarbon sebesar 13,7 juta barel minyak (MMBO) dan 15,93 juta kaki kubik standar gas (MMSCF), dengan akumulasi terbesar berada pada Sand-5 Formasi Menggala.
KARAKTERISASI RESERVOIR BATUPASIR LAPISAN C FORMASI TALANGAKAR, LAPANGAN LUNA, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
Lapangan Luna merupakan salah satu lapangan migas yang terletak di Cekungan Sumatra Selatan dan telah berproduksi sejak tahun 1986. Reservoir utama berada pada Formasi Talangakar (TAF), yang terdiri atas empat lapisan produktif. Hingga tahun 2024, oil in place (OOIP) mencapai 176,88 MMBO dengan cadangan tersisa sebesar 4,33 MMBO, sementara produksi kumulatif baru mencapai 32,5 MMBO, menghasilkan recovery factor (RF) yang relatif rendah, yaitu sekitar 18%. Kompleksitas geologi, terutama pada Lapisan C, ditandai oleh pola tumpukan batupasir (stacking sand) yang saling mengerosi serta sebaran fasies yang beragam, turut memperbesar heterogenitas dan menurunkan konektivitas antarreservoir. Tantangan ini semakin diperbesar oleh karakteristik fluida berupa minyak berat dengan API berkisar antara 17–22°, yang memengaruhi efisiensi produksi. Penelitian ini menggunakan data dari 119 sumur talikawat, satu data batuan inti, satu data Formation MicroImager (FMI), dan satu laporan biostratigrafi. Analisis dilakukan melalui pendekatan integratif dengan fokus pada identifikasi dan karakterisasi fasies serta asosiasi fasies pada interval Lapisan C. Pemodelan distribusi fasies dibangun dengan pendekatan peta ketebalan berdasarkan asosiasi fasies yang telah diinterpretasi, mencakup fasies distributary channel dan mouth bar. Hasil studi menunjukkan bahwa lingkungan pengendapan di Lapangan Luna berkembang dalam sistem deltaik. Zona barat daya didominasi oleh fasies mouth bar yang merepresentasikan lingkungan pengendapan delta front. Area tengah menunjukkan dominasi fasies distributary channel yang berkembang pada lingkungan delta plain, sementara bagian tenggara didominasi oleh fasies proximal distributary channel. Sebaran fasies ini secara langsung berpengaruh terhadap kualitas dan heterogenitas reservoir, serta menjadi dasar penting dalam penentuan zona prospektif untuk pengembangan lanjutan lapangan.
PEMODELAN RESERVOIR STATIS DAN PERHITUNGAN OOIP PADA LAPISAN Z, FORMASI KEUTAPANG, LAPANGAN P, CEKUNGAN SUMATRA UTARA
Peningkatan kebutuhan energi minyak dan gas di Indonesia terus mengalami pertumbuhan. Kondisi ini mendorong perlunya upaya peningkatan produksi hidrokarbon secara signifikan untuk memenuhi kebutuhan energi minyak dan gas sekaligus mendukung ketahanan energi nasional. Lapangan P telah menjadi salah satu wilayah yang menarik perhatian, terutama pada Lapisan Z di Formasi Keutapang telah diidentifikasi sebagai area dengan potensi signifikan untuk pengembangan lebih lanjut. Penelitian ini bertujuan untuk menentukan lingkungan pengendapan dan geometri reservoir, mengevaluasi prospek reservoir, dan melakukan pemodelan reservoir statis serta estimasi sumber daya minyak di tempat (OOIP). Data yang digunakan dalam penelitian ini yaitu data log tali kawat dari 13 sumur, data checksot, data batuan inti, data uji sumur, dan seismik 3D. Metode penelitian yang digunakan meliputi analisis fasies, analisis petrofisika, analisis tipe batuan dan lingkungan pengendapan, pemetaan struktur kedalaman, penentuan geometri reservoir, pemodelan fasies, dan perhitungan OOIP. Hasil penelitian menunjukkan terdapat lima litofasies yang kemudian dikelompokkan menjadi dua asosiasi fasies yaitu dune dan lagoon yang membentuk Back Barier Lagoon (Reinson 1984). Interpretasi lingkungan pengendapan berdasarkan asosiasi fasies yaitu lingkungan transisi laut dangkal. Properti petrofisika reservoir Lapisan Z memiliki nilai rata-rata volume serpih sebesar 46%, rata-rata porositas efektif 12%, dan rata-rata saturasi air 45%. Hasil perhitungan OOIP yaitu sebesar 6,4 MMSTB.
ANALISIS SEKATAN SESAR SERIBU PADA INTERVAL FORMASI TALANGAKAR DELTAIC DI KOMPLEKS LAPANGAN NWC, CEKUNGAN SUNDA
Kompleks Lapangan NWC (North West Corner) merupakan salah satu kontributor utama penghasil migas di WK PHE ONWJ, lapangan ini pertama kali produksi di tahun 1986 dan mencapai peak production untuk minyak pada tahun 1991, kemudian sejak tahun 2006 lapangan ini sudah mengalami idle hingga sekarang. Hal tersebut sangat mempengaruhi produksi WK ONWJ secara keseluruhan, saat ini forecast produksi terus mengalami penurunan sehingga diperlukan recovery plan berupa revisit data-data subsurface yang berada di kompleks NWC untuk melihat kembali potensi area yang belum tereksplorasi dengan baik terutama dibagian downthrown dari Sesar Seribu. Penelitian dilakukan pada Sesar Seribu yang merupakan salah satu Sesar utama di kompleks lapangan NWC, Sesar ini membentang dari arah utara hingga selatan dengan panjang kurang lebih mencapai + 30 km, throw dari Sesar ini mencapai 5800 feet dibagian tengah kemudian relatif mengecil ke-arah fault tip nya dibagian utara dan selatannya. Area NWC ini secara geologi memiliki struktur yang cukup kompleks dan ter-kompartemantalisasi sebagai pengaruh dari aktivitas tektonik yang terjadi di sekitar lempeng asia tenggara. Untuk mengetahui karakteristik sekatan Sesar Seribu yang menjadi fokus dari penelitian ini adalah melakukan analisis sekatan Sesar dengan metode perhitungan statik dari shale gouge ratio (SGR). Interval nilai SGR pada Sesar Seribu diantara 5 – 94%. Dari hasil kalibrasi dengan data tekanan reservoir statik didapatkan nilai SGR 40% (0.40) untuk batas Sesar tersebut mengalami kebocoran dengan batas bocor tekanan kapiler ± 380 psi. Hasil penelitian memperlihatkan juga bukti dari perbedaan akumulasi hidrokarbon yang teramati dari perbedaan data gradien tekanan disebabkan oleh sekatan Sesar Seribu yaitu dengan adanya juxtaposition antara Formasi yang dipengaruhi oleh throw Sesar dan volumen serpih. Faktor pengontrol sekatan Sesar Seribu yang utama berasal dari paramater volume serpih pada bidang Sesar sehingga parameter tersebut dapat dijadikan sebagai referensi dalam melakukan evaluasi petroleum system di area NWC ini ke depannya.
KARAKTERISASI RESERVOIR DAN ESTIMASI KAPASITAS PENYIMPANAN CO2 PADA LAPANGAN APAR, INTERVAL G CEKUNGAN KUTAI, KALIMANTAN TIMUR
Indonesia telah berkomitmen untuk mencapai Net Zero Emission pada tahun 2060. Salah satu upaya saat ini sedang dilakukan dan dalam proses pengembangan merupakan teknologi CCS/CCUS. Dalam melakukan penentuan reservoir yang akan digunakan sebagai storage diperlukan mencari reservoir yang cocok untuk menampung CO2 yang kemudian akan diinjeksikan. Salah satu lapangan yang memiliki potensi untuk menjadi lokasi penyimpanan CO2 adalah Lapangan Apar di Cekungan Kutai yang merupakan reservoir migas yang telah kosong (depleted gas reservoir). Lapangan ini diharapkan dapat dimanfaatkan sebagai salah satu tempat penyimpanan CO2. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari dan memahami kondisi geologi Lapangan Apar pada Cekungan Kutai, melakukan analisis fasies untuk menentukan lingkungan pengendapan, melakukan analisis stratigrafi sikuen pada interval – interval reservoir, dan melakukan analisis petrofisika pada interval reservoir penelitian, serta mengestimasi kapasitas penyimpanan CO2 pada interval reservoir penelitian. Data yang digunakan berupa data log tali kawat dari 4 sumur, seismik 3D, dan laporan akhir sumur. Analisis fasies menunjukkan interval penelitian terdiri dari 3 litofasies dengan 2 asosiasi fasies (distributary mouthbar, prodelta), yang membentuk lingkungan pengendapan fluvial influence delta. Hasil analisis stratigradi sekuen menunjukkan adanya 2 batas sikuen dan 1 maximum flooding surface. Pola penumpukan retrogradasi yang menandakan transgressive system track dan pola penumpukan progradasi yang menandakan proses highstand system track. Analisis petrofisika yang dilakukan menunjukkan interval reservoir dengan nilai properti rata-rata volume serpih, porositas efektif, dan saturasi air adalah 0,57; 0,191; 0,253. Hasil estimasi kapasitas penyimpanan CO2 menunjukkan nilai kapasitas penyimpanan CO2 di reservoir Apar sebesar 7,2 juta ton CO2.
ANALISIS KARAKTERISTIK TEKANAN PORI DI CEKUNGAN SUMATRA UTARA
Cekungan Sumatra Utara merupakan salah satu cekungan penghasil hidrokarbon di Indonesia. Cekungan ini diketahui memiliki zona overpressure. Penelitian ini mengkaji karakteristik tekanan pori dari empat sumur (KWS-63, BAA-01, PLH-01, dan SRI-02) pada cekungan ini untuk mendukung kegiatan eksplorasi dan pengembangan migas di cekungan ini. Penelitian ini menggunakan data geologi regional, laporan pengeboran, dan log tali kawat (gamma ray, sonik, resistivitas, densitas, dan porositas). Hasil analisis menunjukkan bahwa overpressure ditemukan pada seluruh seumur dan mekanisme pembentukanya adalah mekanisme unloading. Fenomena overpressure dengan mekanisme unloading ini ditandai dengan nilai gradien tekanan pori yang tinggi pada interval kedalaman tertentu. Mekanisme unloading tersebut diperkirakan disebabkan oleh diagenesis mineral lempung pada Formasi Baong yang merupakan formasi dengan interval serpih yang tebal. Adapun kedalaman puncak ovepressure ditemukan mulai dari Formasi Keutapang, dimana kedalamannya semakin dalam dari Sumur KWS-63 menuju Sumur BAA-01.