📚 Eksplorasi & Komparasi Topik Dokumen
Pencarian topik
Hasil Dokumen
Ditemukan: 12 dokumenPEMODELAN GEOMEKANIKA SATU DIMENSI UNTUK KESTABILAN LUBANG BOR DI LAPANGAN RGL, CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA
Lapangan RGL merupakan salah satu lapangan penghasil hidrokarbon di Cekungan Jawa Timur Utara dengan potensi yang menjanjikan. Namun, kegiatan pengeboran di lapangan ini sering mengalami permasalahan kestabilan lubang bor seperti tight spot/stall, partial loss/total loss, connection gas, dan packoff/caving. Penelitian ini menggunakan pendekatan model geomekanika satu dimensi berdasarkan data log sumur, laporan pengeboran, laporan uji tekanan formasi, dan uji laboratorium mekanika batuan untuk menentukan tekanan pori, orientasi tegasan horizontal, sifat mekanika batuan, serta besaran tegasan in-situ yang meliputi tegasan vertikal (Sv), tegasan horizontal minimum (Shmin), dan tegasan horizontal maksimum (SHmax). Hasil pemodelan geomekanika ini digunakan untuk mengoptimalkan parameter kestabilan lubang bor, seperti jendela berat lumpur dan arah trajektori pengeboran sumur yang optimal. Berdasarkan model geomekanika satu dimensi pada sumur AD-1 dan AD-3, rezim tegasan in-situ di Lapangan RGL merupakan rezim sesar normal (Sv > SHmax > Shmin) dengan orientasi SHmax timur laut-barat daya. Hasil pemodelan tersebut menunjukkan bahwa Lapangan RGL memiliki satu tren tegasan utama yaitu kondisi tekanan hidrostatik. Pada kondisi tersebut, rata-rata gradien tekanan pori sebesar 0.44 psi/ft, tegasan vertikal sebesar 1.01 psi/ft, tegasan horizontal maksimum sebesar 0.975 psi/ft, dan tegasan horizontal minimum sebesar 0.925 psi/ft. Oleh karena itu, kestabilan lubang bor dapat ditingkatkan dengan menaikkan berat lumpur. Rekomendasi berat lumpur diawali 9.4–10 ppg pada Formasi Lidah; 9.3–9.7 ppg pada Formasi Wonocolo, Ngrayong, dan Tawun; 10.3–11 ppg pada Formasi Rancak dan Tuban; 9.5–10.5 ppg pada Formasi Kujung I, Kujung II, Kujung III, CD Carbonate, dan Basement; serta 10.9–11.5 ppg pada Formasi CD Clastic untuk pengeboran sumur berikutnya. Selain itu, kestabilan lubang bor dapat dioptimalkan dengan menentukan trajektori pengeboran sumur searah orientasi Shmin, yaitu barat laut–tenggara, karena membutuhkan berat lumpur yang lebih rendah dibandingkan arah lainnya.
MODEL GEOLOGI LAPANGNAN STUPA DENGAN KONDISI HIDRODINAMIK,AREA SOUTH MAHAKAM, CEKUNGAN KUTAI
Hingga kini, minyak dan gas bumi (hidrokarbon) masih merupakan sumber utama untuk memenuhi kebutuhan energi dunia. Hidrokarbon, menurut asalnya, dapat dikategorikan sebagai sumber energi yang tidak dapat diperbaharui. Kebutuhan dunia akan sumber energi ini terus bertambah, sedangkan cadangan hidrokarbon yang ada terus menurun. Untuk mengantisipasi adanya krisis energi, kegiatan eksplorasi hidrokarbon terus dilakukan terutama di daerah frontier maupun pada daerah lama (yang telah dieksplorasi sebelumnya) yang kembali dilihat dengan menggunakan konsep yang baru. Lapangan Stupa, yang ditemukan pada tahun 1996, merupakan suatu contoh penemuan yang didapatkan dengan menerapkan konsep baru (hidrodinamisme) pada daerah yang sudah dieksplorasi sebelumnya. Struktur ini pertama kali dipenetrasi pada puncaknya oleh Sumur Telakai-1 (1980) yang hanya menjumpai reservoir batupasir berisi air yang bertekanan tinggi. Penemuan lapangan ini sendiri ditandai oleh hasil pemboran Sumur Stupa-1-ST2, yang dibor pada sayap utara Lapangan Stupa, sekitar 7 km utara Sumur Telakai-1. Penemuan ini diikuti oleh pemboran 5 sumur deliniasi (Stupa-2, Stupa-3, Stupa-4, Stupa-5 dan West Stupa-1) pada masa 1990-an akhir hingga 2000-an awal. Meskipun demikian, kegiatan pemboran ekplorasi/deliniasi yang telah dilakukan masih belum dapat mendefinisikan batas penyebaran hidrokarbon yang jelas pada Lapangan Stupa. Penelitian ini mempunyai target untuk membuat suatu model geologi yang mencerminkan penyebaran hidrokarbon di Lapangan Stupa pada Level Sepinggan Deltaic Sequence (SDS) berdasarkan integrasi dan sintesis dari berbagai macam data dan literatur yang ada dengan menggunakan berbagai pendekatan konsep geologi (termasuk hidrodinamisme). Diharapkan, hasil dari pemodelan geologi tersebut akan digunakan untuk mengkuantifikasi upside potential (jika ada) di luar batas-batas Lapangan Stupa yang didefinisikan saat ini Untuk mengkuantifikasi dampak dari hidrodinamisme pada Lapangan Stupa, pemodelan penyebaran hidrokarbon dalam kondisi kontak fluida hidrokarbon dan non-hidrokarbon yang tidak horizontal harus dilakukan. Dalam penelitian ini, penulis menggunakan metoda pembuatan U Map. Metoda ini menganggap bahwa perbedaan ketinggian (kemiringan) posisi kontak antara hidrokarbon dan nonhidrokarbon (dalam kasus Lapangan Stupa adalah kontak antara air dengan gas; GWC) di suatu titik dengan titik lainnya akan dipengaruhi oleh dua hal, yaitu perbedaan tekanan dan perbedaan densitas antara hidrokarbon dan air (buoyancy). Selanjutnya, pendefinisian kontak fluida (GWC) dilakukan dengan mencari perpotongan antara peta struktur kedalaman dengan peta isopotential (isopressure diekpresikan dalam bentuk water head). Karena dalam kenyataannya, kontak fluida (GWC) berbentuk miring, untuk memudahkan pendefinisian closure, dibuatlah suatu peta pseudo-struktur (U Map) yang pada prinsipnya menghorisontalkan bidang kontak fluida yang miring pada kenyataannya. Dalam aplikasinya, pendefinisian closure dilakukan dengan memastikan kemunculan hidrokarbon terluar dari data sumuran masih berada di dalam area yang didefinisikan oleh suatu nilai kontur U Map. Pemodelan dilakukan dengan menggunakan bantuan perangkat lunak Petrel. Tahapan-tahapan yang dilakukan dalam membuat model geologi ini mengikuti workflow yang tersedia dalam perangkat lunak tersebut, yaitu pembuatan model struktur, pembuatan model kontak fluida, pembuatan model fasies dan pembuatan model petrofisika. Dikarenakan adanya unsur ketidakpatian dalam setiap parameter yang dimodelkan, maka tahapan analisis ketidakpastian dilakukan setelah langkah-langkah yang disebutkan diatas selesai dilaksanakan. Hasil dari analisis ketidakpastian menunjukkan bahwa parameter yang paling berpengaruh terhadap hasil perhitungan volumetrik adalah penyebaran nilai saturasi air. Sedangkan hasil perhitungan volumetrik sendiri mengindikasikan masih adanya upside potential diluar batas Lapangan Stupa yang dipercayai selama ini (terutama di daerah utara dari Lapangan Stupa).
PEMODELAN RESERVOIR STATIS TIGA DIMENSI DAN ESTIMASI KAPASITAS PENYIMPANAN CO2, FORMASI MINAHAKI DAN MENTAWA, LAPANGAN PALADIN, CEKUNGAN BANGGAI, SULAWESI TENGAH
Pemerintah Indonesia menargetkan pencapaian Net Zero Emission (NZE) pada tahun 2060, yang menuntut upaya signifikan dalam mitigasi emisi gas rumah kaca, termasuk dari sektor industri minyak dan gas bumi. Karbondioksida (CO2) adalah salah satu gas rumah kaca utama, dan teknologi Carbon Capture and Storage (CCS) diakui sebagai solusi untuk mengurangi emisinya. Lapangan Paladin, Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah, menunjukkan potensi besar sebagai lokasi penyimpanan CO2. Penelitian ini berfokus pada analisis kondisi geologi meliputi stratigrafi dan struktur menggunakan data sumur, seismik, dan batuan inti; pemodelan reservoir statis menggunakan metode geostatistika; dan perhitungan estimasi awal penyimpanan CO2 pada interval penelitian. Pemodelan reservoir statis tiga dimensi (3D) dibutuhkan untuk menggambarkan kondisi dan persebaran properti fisik bawah permukaan, meliputi porositas, permeabilitas, dan saturasi hidrokarbon. Hasil pemodelan 3D ini diharapkan dapat memberikan dasar yang kuat untuk perencanaan dan implementasi proyek CCS di masa depan. Hasil penelitian menunjukkan bahwa Lapangan Paladin ini merupakan bagian dari Cekungan Banggai dengan dominasi struktur sesar normal berarah timur laut – barat daya. Lapangan Paladin sendiri menunjukkan keragaman litologi yang dibagi menjadi tiga asosiasi fasies utama: reef core, fore reef, dan deep shelf, yang lebih lanjut diklasifikasikan ke dalam enam Tipe Batuan (RT1 hingga RT6). Pemodelan geologi mengidentifikasi dua area akumulasi hidrokarbon yang signifikan yakni wilayah selatan serta di wilayah utara. Potensi penyimpanan karbon di wilayah penelitian ini juga dievaluasi, dengan kapasitas estimasi penyimpanan karbon sebesar 266,79 MtCO2 di bagian reservoir terdeplesi dan 38,27 MtCO2 di bagian akuifer salin.
STUDI ANALISIS SEKATAN SESAR PADA LAPANGAN DIABLO, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN, JAMBI
Analisis sekatan sesar merupakan komponen penting untuk menentukan sifat sesar sebagai jalur migrasi atau penyekat bagi hidrokarbon. Lapangan Diablo yang terletak pada bagian paling tenggara dari Blok Jabung, merupakan salah satu lapangan yang masih dalam tahap eksplorasi dan diperlukan pemahaman sistem sekatan sesar yang konklusif. Penelitian ini menganalisis sekatan sesar pada interval Formasi Talangakar Bawah hingga Formasi Air Benakat dari Lapangan Diablo, Cekungan Sumatra Selatan, menggunakan metode Shale Gouge Ratio (SGR) dan Jukstaposisi sebagai parameter utama. Data yang digunakan pada penelitian berupa data seismik 3D dengan luas sekitar 21 km² dan data 3 sumur eksplorasi. Pemodelan geologi 3D dilakukan menggunakan parameter utama petrofisika berupa volume serpih. Analisis sekatan sesar dilakukan dengan memodelkan diagram jukstaposisi, diagram throw, diagram volume serpih, dan diagram SGR pada bidang sesar untuk menentukan sifat sekatan sesar pada tiap interval formasi. Hasil analisis menunjukkan terdapat 21 sesar berarah dominan NE-SW memiliki nilai throw rata-rata 34 ft. Analisis jukstaposisi menunjukkan dominasi pertemuan batuserpih dengan batuserpih, sementara potensi kebocoran umumnya terjadi pada pertemuan batupasir dengan batupasir di Formasi Talangakar Atas serta antara batupasir berserpih dengan batupasir berserpih di Formasi Gumai. Perhitungan SGR menunjukkan kisaran nilai 16–87% dengan rata-rata 49%, menunjukkan tingginya proporsi serpih pada zona sesar. Berdasarkan ambang batas SGR 15–20% (Yielding, 2002), seluruh sesar bersifat sekat pada interval Formasi Air Benakat dan Talangakar Bawah, sedangkan pada interval Talangakar Atas (Sesar A, B, C, dan D) dan Formasi Gumai (Sesar B dan D) cenderung bersifat bocor yang divalidasi dengan perbedaan data tekanan formasi pada sumur SOKA-1 dan SOKA-2.
ANALISIS SEKATAN SESAR PADA FORMASI GUMAI DAN AIR BENAKAT, LAPANGAN TEMBAK, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN, JAMBI
Lapangan Tembak yang berlokasi di Cekungan Sumatra Selatan merupakan salah satu lapangan yang memiliki potensi hidrokarbon pada Formasi Gumai dan Air Benakat. Keberadaan struktur sesar di lapangan ini mengontrol akumulasi hidrokarbon, sehingga analisis sifat penyekatnya menjadi krusial untuk mitigasi risiko eksplorasi dan produksi. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis sifat sekatan sesar menggunakan metode Shale Gouge Ratio (SGR) untuk menentukan area yang berpotensi menyekat (seal) atau bocor (leak). Analisis dilakukan berdasarkan data seismik 3D dan data log tali kawat dari empat sumur (AK-45, AK-46, AK-47, dan AK-48). Metode penelitian meliputi pembuatan diagram kesehadapan litologi (juxtaposition), pemodelan properti volume serpih (vshale), peta loncatan vertikal (throw), dan peta SGR pada bidang sesar. Hasil analisis menunjukkan nilai throw sesar berkisar antara 2-60 m, dengan nilai rata-rata 25 m. Berdasarkan kalibrasi dengan data kontak fluida antar sumur, nilai batas pancung SGR sebesar 15% ditetapkan sebagai penentu sifat sekatan. Hasil perhitungan SGR di sepanjang bidang sesar menghasilkan nilai antara 11-92%. Analisis pada sesar F-22 dan F-23 menunjukkan potensi kebocoran pada interval Formasi Air Benakat, sementara pada Formasi Gumai cenderung bersifat menyekat. Faktor dominan yang menyebabkan kebocoran ini adalah kesehadapan antar lapisan batupasir (sand-to-sand juxtaposition) dan rendahnya nilai Vshale di zona sesar.
IDENTIFIKASI DISTRIBUSI SANDPRONE FORMASI GUMAI CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
Daerah penelitian terletak pada Lapangan X yang merupakan bagian dari sub Cekungan Jambi di bagian utara Cekungan Sumatera Selatan. Objek penelitian berupa Interval Formasi Gumai yang lebih dikenal sebagai batuan tudung (seal) di sub Cekungan ini. Penelitian ini bertujuan untuk melihat pola distribusi sandprone yang diharapkan dapat menjadi target potensi hidrokarbon pada daerah penelitian dengan mengintegrasikan hasil dari beberapa analisis berdasarkan data log talikawat, data biostratigrafi serta nilai amplitudo seismik dengan menggunakan seismik atribut. Agar dapat meminimalisir dampak ketidakpastian dalam kegiatan strategi dan pengembangan suatu lapangan, diperlukan pemetaan bawah permukaan yang lebih representatif terhadap kondisi geologi yang sebenarnya, sehingga penentuan kemenerusan reservoir pada interval target dapat terpetakan dengan maksimal. Untuk mencapai tujuan tersebut, maka digunakan beberapa metode yaitu analisis elektrofasies analisis korelasi sikuen stratigrafi berdasarkan data log talikawat, analisis geofisika menggunakan beberapa seismik atribut yakni Root Mean Square (RMS) atribut dan Sweetness atribut. Dalam kaitannya terhadap potensi hidrokarbon, seismik atribut RMS akan menghitung rata-rata kuadrat dari nilai amplitudo. Perubahan nilai impedansi akustik yang signifikan, dapat mengidentifikasikan keberadaan reservoir. Sementara itu, sweetness adalah rasio dari amplitudo RMS terhadap nilai Instantaneous Frequency. Kedua atribut ini akan dianalisis secara bersamaan dalam rentang jendela nilai tertentu. Hasil dari analisis atribut RMS amplitude dan Sweetness atribut yang dilakukan pada jendela nilai 60/ms menunjukkan adanya potensi hidrokarbon pada Sumur X3 yang direpresentasikan dengan nilai amplitudo dan sweetness yang relatif tinggi, Instaneous Frequency yang rendah, dan reflektivitas RMS sedang hingga tinggi ditunjukkan oleh area yang berwarna cerah (bright-spot) pada peta amplitude. Pola pengendapan diindikasikan berupa endapan tempestite yang dipengaruhi oleh badai (storm deposits).
PENDEKATAN TRIGONOMETRI ATRIBUT PSEUDO ELASTIC IMPEDANCE LITHOLOGY (PEIL) DAN FLUID RHO UNTUK KARAKTERISASI RESERVOIR KARBONAT PADA FORMASI KAIS, LAPANGAN “JKT”, CEKUNGAN SALAWATI
Lapangan “JKT” merupakan salah satu lapangan hidrokarbon yang terletak di Cekungan Salawati, yang termasuk salah satu cekungan penghasil hidrokarbon di Indonesia bagian timur. Penelitian ini berfokus pada Formasi Kais, yaitu berupa build up carbonate. Formasi Kais ini berada di Cekungan Salawati yang memiliki struktur tektonik yang kompleks sehingga diperlukannya metode yang dapat mengkarakterisasi reservoir pada lapangan ini. Analisis berbagai parameter elastik telah dilakukan pada data sumur, menunjukkan bahwa AI dan Vp/Vs, SI dan Vp/Vs merupakan parameter elastik yang sensitif. Digunakan metode AVO UrsenbachStewart dan New AVO Grana untuk mendapatkan Rp, Rs, dan RVpVs. Metode inversi yang digunakan Linear Programming Sparse Spike (LPSS) digunakan untuk mendapatkan model parameter elastik yang baik. Hasilnya menunjukkan distribusi litologi dan indikasi keberadaan fluida secara lateral, yang di indikasi oleh nilai AI dan Vp/Vs yang rendah. Namun hasil inversi parameter elastik umumnya cenderung bias serta menunjukkan hubungan data yang linear, sedangkan parameter petrofisika seperti porositas, dan densitas memiliki hubungan yang non linear. Maka dari itu, dilakukan pendekatan inversi dengan atribut Pseudo Elastic Impedance Lithology (PEIL) dan Fluid Rho yang mampu mendekati tren non linear parameter petrofisik terhadap fluid tren dan compaction tren. Hasilnya atribut PEIL berkorelasi baik terhadap densitas dan porositas. Fluid Rho berkorelasi baik dengan indikasi keberadaan hidrokarbon. Atribut PEIL kemudian ditransformasikan menjadi volume pseudo densitas dan pseudo porositas. Dan didukung dengan indikasi keberadaan hidrokarbon dengan nilai fluid rho yang rendah yang memberikan gambaran akurat tentang kondisi reservoir. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa reservoir di bagian atas Formasi Kais memiliki porositas tinggi, densitas rendah, dan nilai Fluid Rho rendah yang mengindikasikan keberadaan hidrokarbon.
PROVENANS DAN PALEOKLIMAT BATUPASIR OLIGOSEN AKHIR – MIOSEN AWAL DI LAPANGAN PETA, CEKUNGAN SUMATRA TENGAH
Penelitian ini membahas interpretasi petrografi terhadap batupasir Oligosen Akhir – Miosen Awal yang terdapat di Lapangan Peta, Blok Rokan, Cekungan Sumatra Tengah. Batupasir Oligosen Akhir – Miosen Awal merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon di lapangan ini. Telah banyak dilakukan penelitian untuk suksesi formasi batuan ini, seperti analisis petrografi yang mendalam, namun kecuali studi provenans dan paleoklimat. Hal ini memberikan kesempatan untuk dilakukannya analisis provenans dan paleoklimat untuk batupasir Oligosen Akhir hingga Miosen Awal ini dengan menggunakan hasil analisis petrografi terdahulu. Analisis provenans dan paleoklimat batupasir akan membantu dalam mengetahui tatanan tektonik, jenis batuan sumber, dan kondisi iklim dari sumber batuan sedimen pada saat pembentukannya. Hasil analisis petrografi dari penelitian-penilitian terdahulu melalui metode penghitungan titik (point-counting) menunjukkan bahwa kuarsa merupakan butiran detritus yang dominan, dengan kandungan feldspar dan fragmen batuan dalam jumlah yang sedikit. Klasifikasi petrografi menunjukkan bahwa suksesi batupasir di daerah studi umumnya terdiri dari batupasir quartz arenite, sublitharenite, dan subarkose. Analisis provenans pada plot diagram segitiga untuk komposisi kuarsa, feldspar, dan litik atau fragmen batuan menunjukkan suksesi batupasir ini berasal dari batuan sumber dengan tatanan tektonik provenans continental block pada craton interior dan recycled orogen pada quartz recycled dan quartzose-lithic transitional recycled. Kehadiran provenans dari craton interior ini semakin meningkat dari Oligosen Akhir hingga Miosen Awal. Plot diagram ini juga menunjukkan bahwa batuan suksesi batupasir ini berasal dari batuan plutonik dan metamorf yang mengalami pelapukan dan transportasi dalam iklim yang lembab. Hal ini juga didukung oleh plot diagram bivariat analisis paleoklimat yang menunjukkan iklim yang lembab pada saat pembentukan batupasir selama Oligosen Akhir hingga Miosen Awal.
KARAKTERISASI RESERVOIR KARBONAT PADA FORMASI BATU RAJA, LAPANGAN “RIZKY-TATIYANA”, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN, SUMATERA SELATAN MENGGUNAKAN ATRIBUT PSEUDO ELASTIC IMPEDANCE FOR LITHOLOGY (PEIL).
Lapangan “Rizky-Tatiyana” merupakan lapangan hidrokarbon yang terletak di Cekungan Sumatra Selatan, Provinsi Sumatera Selatan. Cekungan ini memiliki beberapa batuan reservoir, salah satunya adalah batuan karbonat pada Formasi Batu Raja, yang menjadi fokus utama dalam penelitian ini. Formasi ini terdiri dari batu gamping yang berfungsi sebagai reservoir. Di atasnya, terdapat Formasi Telisa yang terdiri dari batuan shale, yang berperan sebagai seal yang menjebak hidrokarbon di dalam Formasi Batu Raja. Untuk memahami karakteristik reservoir di Lapangan “Rizky-Tatiyana,” penelitian ini memanfaatkan data seismik 3D Partial Angle Stack, yang mencakup tiga rentang sudut berbeda: 0°–15°, 15°–30°, dan 30°–45°. Data seismik ini memungkinkan pembentukan volume reflektivitas gelombang P (Rp) dan reflektivitas gelombang S (Rs). Selain itu, penelitian ini didukung oleh data dari tiga sumur yang telah dibor di area ini, yang menyediakan informasi log sumur yang krusial untuk karakterisasi lebih lanjut. Analisis data log sumur menunjukkan bahwa Acoustic Impedance (AI) dan rasio Vp/Vs merupakan parameter elastis yang sangat sensitif dalam menentukan sifat fisik batuan porositas. Oleh karena itu, metode seismik inversi Linear Programming Sparse Spike digunakan untuk menginversi Acoustic Impedance, Shear Impedance, dan volume Vp/Vs. Atribut Pseudo Elastic Impedance for Lithology (PEIL) digunakan sebagai jembatan antara parameter elastik dan parameter porositas, dengan nilai korelasi sebesar -0.9164, yang memungkinkan pemetaan persebaran porositas di lapangan ini. Informasi mengenai Gas-Oil Contact (GOC) serta persebaran porositas dari PEIL menunjukkan keberadaan bagian atas dari reef buildup di Formasi Batu Raja dengan nilai porositas tinggi, yang berpotensi menjadi zona target eksplorasi maupun eksploitasi
EVALUASI DAN ANALISIS RESPON SEISMIK TERHADAP SATURASI CO2 DENGAN METODA AMPLITUDE VERSUS OFFSET (AVO) PADA INTERVAL LTAF DI LAPANGAN NEB, BLOK JABUNG, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
Lapangan NEB berada pada blok Jabung, Cekungan Sumatera Selatan, yang merupakan lapangan minyak dan gas. Permasalahan utama dari Lapangan NEB adalah banyaknya hidrokarbon yang mengandung impuritas berdasarkan data DST (drill stem test) berupa gas CO? dimana hal ini menyebabkan pembengkakan biaya produksi dan biaya eksplorasi serta tidak ramah pada lingkungan. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis hubungan antara respons seismik dan saturasi CO? menggunakan metode Amplitude Versus Offset (AVO) dan atribut seismik untuk mengidentifikasi distribusi zona CO? di lapangan tersebut. Hasil penelitian menunjukkan bahwa semakin tinggi saturasi CO? pada reservoir, terjadi penurunan nilai intercept (A) dan peningkatan nilai gradient (B) pada Meandering Facies dan Alluvial Fan Facies, sementara Braided Facies kurang sensitif terhadap variasi saturasi CO?. Analisis atribut Minimum Product memberikan korelasi yang tinggi, sebesar 0.7342 untuk Meandering Facies dan 0.9167 untuk Alluvial Fan Facies. Sebaliknya, atribut amplitudo menunjukkan korelasi yang rendah, dengan nilai 0.4124 untuk Meandering Facies dan 0.2269 untuk Alluvial Fan Facies.
GEOLOGI DAN PEMODELAN RESERVOIR STATIS KARBONAT PADA FORMASI BATURAJA DI LAPANGAN BUZZ, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN, SUMATRA SELATAN
Lapangan Buzz merupakan lapangan minyak dan gas bumi yang terletak di Blok Rimau, Cekungan Sumatra Selatan, Sumatra Selatan. Lapangan Buzz saat ini berada pada tahap produksi dan pengembangan. Reservoir yang menjadi penghasil hidrokarbon pada Lapangan Buzz yaitu Formasi Baturaja yang merupakan litologi karbonat. Fokus penelitian merupakan reservoir karbonat pada Formasi Baturaja. Penelitian ini bertujuan untuk memahami kondisi geologi regional dan geologi daerah penelitian, menentukan karakteristik reservoir, dan melakukan pemodelan 3D statis. Data yang digunakan dalam penelitian ini berupa data log tali kawat dari 15 sumur, data batuan inti dari 3 sumur, dan data uji sumur. Metode yang dilakukan meliputi analisis fasies dan lingkungan pengendapan, petrofisika, Reservoir Rock Type (RRT), penentuan geometri reservoir, dan pemodelan fasies dan petrofisika. Hasil penelitian ini didapatkan nilai pancung yaitu Porositas 10%, Volume serpih 25%, dan Saturasi air 70%. Terdapat dua asosiasi fasies pada daerah penelitian yaitu carbonate build up yang dicakup pada RT 1 dan RT 2 dan carbonate slope yang dicakup pada RT 3 dan RT 4.
PEMODELAN GEOMEKANIKA UNTUK MEMAHAMI KESTABILAN SESAR LAPANGAN UB, CEKUNGAN BINTUNI, PAPUA BARAT
Lapangan UB merupakan lapangan milik BP Indonesia yang berlokasi di Cekungan Bintuni, Papua Barat. Struktur geologi utama yang ada di Lapangan UB yaitu antiklin dan sesar. Bidang sesar yang bertindak sebagai perangkap hidrokarbon mengakibatkan adanya risiko kegegalan perangkap akibat reaktivasi sesar pada lapangan ini. Oleh karena itu, analisis kestabilan sesar penting untuk diperhatikan. Sementara itu, pada Lapangan UB terdapat kondisi overpressure yang dapat mempengaruhi nilai tegasan in-situ dan kestabilan bidang sesar. Penelitian ini dilakukan dengan mengestimasi nilai geomekanika menggunakan data log. Estimasi nilai geomekanika yang dilakukan antara lain tegasan vertikal (Sv) dari log densitas, tegasan horizontal minimum (Shmin) dari data leak off test, dan tegasan horizontal maksimum (SHmax) dari observasi kegagalan pada lubang bor. Selain itu, persamaan empiris juga banyak digunakan berdasarkan berbagai data log untuk mengisi nilai geomekanika yang tidak tersedia dan untuk menyusun properti mekanika batuan. Hasil dari pemodelan geomekanika kemudian digunakan sebagai masukan untuk menganalisis kestabilan sesar yang meliputi slip tendency (Ts), dilation tendency (Td), dan fracture stability (Fs). Berdasarkan hasil pemodelan geomekanika, Lapangan UB berada pada rezim sesar geser (SHmax > Sv > Shmin) dengan arah SHmax sebesar N16°E. Gradien nilai geomekanika pada kondisi tekanan normal yaitu SHmax sebesar 1,46 psi/ft, Sv sebesar 1,1 psi/ft, Shmin sebesar 0,69 psi/ft, dan tekanan pori sebesar 0,43 psi/ft. Terjadi perubahan gradien pada kondisi overpressure yaitu gradien SHmax sebesar 1,205 psi/ft, Shmin sebesar 0,775 psi/ft, dan tekanan pori sebesar 0,525 psi/ft. Keberadaan top overpressure yang berada pada Formasi Waripi ini menyebabkan perubahan gradien nilai geomekanika. Hal ini menyebabkan pengurangan besar tegasan efektif dan perbedaan nilai antara SHmax, Shmin, dan Sv. Pada diagram Mohr, fenomena ini menyebabkan lingkaran Mohr semakin bergeser ke kiri dan mengecil mendekati selubung kegagalan. Hasil analisis kestabilan sesar menunjukkan sesar pada Lapangan UB berada pada kondisi stabil. Sesar yang memiliki tren jurus berarah timur-barat akan cenderung lebih mudah mengalami reaktivasi dan memilki permeabilitas maksimum. Sementara itu, kondisi overpressure pada lapangan ini menyebabkan bidang sesar lebih mudah mengalami reaktivasi sehingga perlu dipertimbangkan saat akan dilakukan penambahan tekanan pori.