Garuda - Garba Rujukan Digital

PENDEKATAN TERINTEGRASI DALAM PEMODELAN FASIES RESERVOIR D-10 STRUKTUR NKL, LAPANGAN SANGASANGA, CEKUNGAN KUTAI, INDONESIA Rizal, Ferdi; Nugroho, Dwiharso; Sumintadireja, Prihadi
Bulletin of Geology Vol 7 No 3 (2023): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2023.7.3.2

Total kumulatif produksi minyak saat ini di Struktur North Kutai Lama (NKL) sekitar 70% berasal dari reservoir D-10 yang terletak di sayap (flank) antiklin timur dari ujung utara Antiklinorium Samarinda. Namun demikian, pengembangan reservoir inimempunyai kendala dalam pemodelan fasies karena kurangnya data sumur yang menembus area flank dan reservoir D-10 tidak menerus hingga ke bagian punggungan (crestal) dari Antiklinorium Samarinda. Ketidak menerusan ini terlihat dari posisireservoir minyak pada area flank berada di bawah kontak minyak-air dari reservoir di daerah crestal dan tren evolusi tekanan terlihatberbeda antara bagian crestal dan flank. Salah satu tahapan penting dalam pemodelan fasies adalah analisis paleo-depositional environment yang tentunya berkaitan dengan penentuan fasies reservoir. Penelitian ini melakukan pendekatan terintegrasi dengan memanfaatkan dan mensintesiskan lima data, yaitu analisis biostratigrafi, elektro-fasies, besar butir, struktur sedimen dan paleocurrent sertasa linitas reservoir. Korelasi antar sumur dilakukan dengan menggunakan konsep cyclothem, karena terdapat perulangan lapisan Batubara yang membatasi lapisan batupasir baik secara lateral maupun vertikal. Tahapan berikutnya adalah interpretasi tren fasies dari peta Net to Gross (NTG) yang dikontrol oleh anomali atribut seismik, penentuan? Nilai NTG tiap sumur, perbedaan kontak fluida, analisis evolusi tren tekanan dan rasio lebar sungaiterhadap netsand. Pendekatan terintegrasi terbukti dapat menjawab permasalahan pada distribusi fasies dankonektivitas reservoir D-10. Tentunya peta NTG digunakan sebagai tren pada saat pemodelan fasies secara 3D, sehingga perhitungan volume hidrokarbon menjadi lebih realistis. Kata kunci: Analisis terintegrasi, lingkungan pengendapan purba, pemodelan fasies, atribut seismik, cyclothem

RESERVOIR CHARACTERIZATION AND COMPARTMENT IN POSTRIFT DEPOSITED, UPPER TALANGAKAR FORMATION, BELUT FIELD, SOUTH SUMATRA BASIN Pramudito, Dimas; Nugroho, Dwiharso; Abdurrachman, Mirzam
Bulletin of Geology Vol 5 No 2 (2021): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2021.5.2.6

Lapangan Belutmerupakan salah satu asetPertamina EP yang telah berproduksi lebih dari 50 tahun. Lapangan ini terletaksekitar 120 km di sebelahbarat dari Kota Palembang, Sumatera Selatan. Reservoir utama merupakan batupasir dan batugamping yang diendapkan pada awal Miocene dan termasuk ke dalam kelompok bagian atas Talangakar atau Transgresive Member (TRM). Penemuan hidrokarbondi area yang lebih down flank (utara) berawal dari pemboran step out di area penelitian. Berdasarkan pemboran tersebut diperoleh minyak dari reservoir batupasir dengan tekanan lebih besar dibandingkan di area eksisting. Saat ini Lapangan Belutsudah dalam tahap pengembangan, sehingga dibutuhkan model reservoir yang lebih komprehensif untuk strategi pengembangan lebih lanjut.Data yang digunakan dalam penelitianini adalah data batuan inti dari tigasumur, data rekaman talikawat dari 47 sumur, analisis fosil, borehole image, dan data seismik tiga dimensi (3D Karbela) serta data tekanan reservoir. Tahapan pertama penelitian adalah menentukanlitofasies dan asosiasi fasies dari data batuan inti dan biostratigrafi. Selanjutnya menentukan marker parasikuen dan sikuen dari pola electrofacies tiap sumur. Korelasi stratigrafisikuendilakukan untuk menentukan pola penyebaran fasies pengendapan. Karakterisasi reservoir secara tiga dimensi dilakukan melalui pemodelan fasies, volume serpih, porositas, permeabilitas, rock type, dansaturasi. Berdasarkan korelasi stratigrafisikuendan seismik stratigrafi, penyebaran fasies secara lateralmenunjukkan arah basinwardkesebelah selatan. Dalam penelitian ini semakin ke area selatan akan didominasi oleh endapan distal atau marine sebaliknya semakin ke utara maka akan ditemukan endapan terrestrial yang bersifat lebih sand prone. Adanya kenaikan muka air laut selama pengisian cekungan (retrogradational) menyebabkan perubahan fasies secara vertikal yaitu mulai dari sistem pengendapan channel, delta, hingga shallow marine.Data tekanan menunjukkan bagian utara (setelah di datumkan) memiliki tekanan sebesar 0.85 –0.99 (SG ekuivalen) sedangkan di area existing mempunyai tekanan 0.67 –0.78 (SG ekuivalen). Perbedaan tekanan disebabkan karena perbedaanasosiasi fasiespada sikuen yang sama antara area utara dengan area selatan. Berdasarkan analisis tekanan formasidan adanya penemuan potensi hidrokarbon di area down flank menunjukkan terdapat kompartemen antara area utara dan selatan (stratigraphic trap). Kata kunci: Formasi Talang Akar, down flank, pemodelan facies, kompartemen

INSIGHT ON IDENTIFYING LOW RESISTIVITY PAY ZONES FOR SANDSTONE INTERVALSIN SOUTH SUMATRA AND SANGA SANGA BLOCK, INDONESIA. Nugroho, Dwiharso
Bulletin of Geology Vol 7 No 1 (2023): Bulletin of Geology
Publisher : Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (FITB), Institut Teknologi Bandung (ITB)

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.5614/bull.geol.2023.7.1.3

Low resistivity pay zones (LRPZ) are not the primary targets in most development fields. The challenge is to identify it and define its reservoir petrophysical properties besides the classic analysis of the genetics of the LRPZ. It is important to note that most LRPZ is caused by reasons directly linked to the petrophysical parameters as main constraints on defining the reservoir (petrophysical) properties. It has consequences that the petrophysical parameters for LRPZ should be defined separately from picking the parameters for normal high resistivity on the other part of the wells. This paper proposed simple methods to predict the LRPZ using the primary well logs data. It also shares some decisions made in South Sumatra, and Sanga Sanga Block results in a pretty successful story relatedly. The first method is a simple petrophysical analysis using primary wireline log data which is done by applying a particular cutoff that has been exercised on some wells in the basin-wise well test data to get field references in the same basin/subbasin (in this case is South Sumatra Basin). The second method is identifying and analyzing LRPZ using well-known MRGC (Multi-Resolution Graph-Based Clustering), commonly used on electro facies and rock type analysis and has never been used to define LRPZ. This study proved that these two methods performed well as LR pay zone prediction and significantly added new pay zones to increase the chance of getting additional reserves and production. Keywords: Low Resistivity Pay Zone, petrophysics analysis, Multi-Resolution Graph-Based Clustering (MRGC), South Sumatra Basin, Sanga Sanga Block

Diagenetic Controls on Carbonate Reservoir Quality of Kujung I Formation in KE-2 Field, East Java Basin, East Java. Aditiyo, Rezky; Nugroho, Dwiharso; Basuk, Nurcahyo Indro; Agustiana, Riza; Prasetya, Anom
Jurnal Geosains Terapan Vol 5 No 1 (2022): Jurnal Geosains Terapan
Publisher : Lembaga Ilmu Pengetahuan Indonesia

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Early Miocene Kujung I Formation in KE-2 Field is a shelf edge barrier reef on North Madura Platform, East Java Basin. It was subsequently modified in near surface and burial diagenetic environments. Study has been made to establish the paragenetic sequence and effect of diagenesis on reservoir quality. Rock type identification was conducted using Rock Quality Index (RQI) and Flow Zone Indicator (FZI) methods from routine core analysis data. Subsequently, thin section, SEM, and XRD analysis were carried out to find out the link between geological attributes and petrophysical properties. Five major facies were identified: skeletal packstone, larger foraminifera wackestone, larger foraminifera packstone, coral packstone, shale, rhodolithic packstone, rhodolithic grainstone, and larger foraminifera grainstone. Diagenetic process which formed pore type and pore size is likely geological attributes controlling rock type association. Fibrous and botryoidal cement formed during shallow marine diagenesis. Subsequent exposure to a meteoric diagenetic environment resulting in leaching of high Mg calcite and aragonite, created separate vugs, moldic porosity. Burial diagenesis has resulted in compaction and stylolitization. Post burial diagenesis may result touching-vugs porosity and permeability, primarily in grain-dominated facies. Studied interval then can be classified into 5 rock type (RT), those are RT A – touching vugs porosity, RT B – touching vugs dan separate vugs, RT C – interparticle and separate vugs, RT D – separate vugs porosity, RT E – interparticle and separate vugs porosity. The rock type could define the reservoir quality, thus important to further exploration and development planning in KE-2 Field.

Title

Found 4 Documents
Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title Search

Found 4 Documents Search

Abstract

Abstract

Abstract

Abstract

Title

Found 4 Documents
Search