Article Per Year (5 Year)
p-Index From 2021 - 2026
0.61
P-Index
This Author published in this journals
All Journal Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Jurnal Migasian
Irmaya, Aisyah
Unknown Affiliation
Chemical Engineering, Chemistry & Bioengineering Chemistry Earth & Planetary Sciences Economics, Econometrics & Finance Energy Engineering Environmental Science

Published : 3 Documents Claim Missing Document
Claim Missing Document
Check
Articles

Found 3 Documents
Search

 1 
DESIGN OF HYDRAULIC FRACTURING CARBONATE RESERVOIR USING A SIMULATOR IN THE IQ FIELD X WELL Irmaya, Aisyah; Hidayat, Muh Iqbal Hidayat; Yunita, Lia Yunita
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 12 No. 4 (2023): DESEMBER
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v12i4.18288

Abstract

The inability of a reservoir to pass large amounts of fluid can be caused by very low permeability. Objective: This research aims to increase well productivity in wells that have low permeability. Based on reservoir data, the permeability in the IQ well is tight permeability, namely 0.153 mD, so that fluid in the reservoir cannot flow into the well due to the low permeability of the formation. The low permeability of the formation resulted in a low production rate of 39 BLPD. Methodology and results: in this research a stimulation acidizing method was used but this method was less than optimal (seen from the absence of a pressure drop after acid was injected at a high flow rate), so a hydraulic fracturing method was carried out on the IQ well to increase well productivity. The results of this research use the PKN (Perkins, Kern & Nordgren) fracturing model to obtain a fracture length greater than the fracture height. The fracturing fluid used as pad and slurry is YF120.HTD and the flush fracturing fluid used is 4% KCL Water. The proppant used is Carbolite 20/40. The resulting fracture geometry was 111 ft, fracture height 55 ft and fracture width 0.375 in. The conductivity value of the fracture formed was 18.1 mD with a fracture permeability of 320,177.383 mD/ft. The productivity index increased by 2,945 with a production rate of 440.14 BFPD. The total cash flow obtained was $4,858,624.11 and NVP $2,413,572.70. The capital issued will be returned within 21 days. Conclusion: based on the results above, the IQ well is suitable for hydraulic fracturing
KAJIAN PENGARUH KANDUNGAN LEMPUNG TERHADAP PERMEABILITAS DAN POROSITAS BATUAN RESERVOIR: STUDI EKSPERIMENTAL DI LABORATORIUM Irmaya, Aisyah; Rena Juwita Sari; Enda Apriani
Petro : Jurnal Ilmiah Teknik Perminyakan Vol. 14 No. 4 (2025): Desember 2025
Publisher : Jurusan Teknik Perminyakan Fakultas Teknologi Kebumian dan Energi Universitas Trisakti

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.25105/petro.v14i4.24263

Abstract

Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh kandungan mineral lempung terhadap sifat petrofisika batuan reservoir, khususnya porositas dan permeabilitas, dengan memanfaatkan sampel singkapan Formasi Sambipitu dan Formasi Oyo di Kabupaten Gunungkidul sebagai analogi. Metode yang digunakan meliputi analisis petrografi, X-Ray Diffraction (XRD), Scanning Electron Microscope (SEM) dengan EDS mapping, serta uji porositas dan permeabilitas. Hasil penelitian menunjukkan bahwa jenis dan distribusi mineral lempung berperan signifikan dalam mengontrol kualitas reservoir. Kaolinit relatif mendukung porositas efektif karena cenderung tidak menghalangi jalur alir, sedangkan illit dan smektit menurunkan permeabilitas akibat mekanisme pengisian pori, bridging antarbutir, dan sifat ekspansif saat berinteraksi dengan fluida. Analisis integratif menunjukkan Formasi Sambipitu yang didominasi kaolinit dan fragmen fosil berpori memiliki kualitas reservoir lebih baik dibanding Formasi Oyo yang kaya mikrit, semen karbonat, serta illit. Nilai porositas yang diperoleh berkisar antara 7,03–20,80% dan permeabilitas 33,57–298,16 mD, dengan hubungan yang tidak selalu linier akibat pengaruh distribusi lempung. Simpulan dari penelitian ini adalah mineral lempung terbukti menjadi pengontrol utama kualitas reservoir, sehingga hasil studi dapat dijadikan dasar validasi model petrofisika serta referensi awal dalam mitigasi kerusakan formasi pada tahap eksplorasi dan produksi.
Kajian Pengaruh Kandungan Lempung Terhadap Permeabilitas Dan Porositas Batuan Reservoir di Laboratorium Irmaya, Aisyah; Apriani, Enda; Juwita Sari, Rena
Jurnal Migasian Vol 9 No 2 (2025): Jurnal Migasian
Publisher : LPPM Institut Teknologi Petroleum Balongan

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar | DOI: 10.36601/jm.v9i2.372

Abstract

Kualitas reservoir batuan sangat dipengaruhi oleh sifat petrofisika, terutama porositas dan permeabilitas, yang kerap menunjukkan hubungan tidak linier akibat keberadaan mineral lempung. Pada batuan karbonat seperti Formasi Sambipitu, potensi porositas yang relatif baik akibat keberadaan fragmen fosil berpori tidak selalu diikuti oleh permeabilitas yang tinggi, sehingga peran jenis dan distribusi mineral lempung perlu dikaji lebih mendalam. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh kandungan mineral lempung terhadap sifat petrofisika batuan reservoir, khususnya porositas dan permeabilitas, dengan memanfaatkan sampel singkapan Formasi Sambipitu dan Formasi Oyo di Kabupaten Gunungkidul sebagai analogi. Metode yang digunakan meliputi analisis petrografi, X-Ray Diffraction (XRD), Scanning Electron Microscope (SEM) dengan EDS mapping, serta uji porositas dan permeabilitas. Simpulan dari penelitian ini menunjukkan bahwa kualitas reservoir batuan karbonat pada Formasi Sambipitu dan Formasi Oyo secara dominan dikontrol oleh jenis dan distribusi mineral lempung, dengan illite dan smectite berperan utama dalam menurunkan permeabilitas akibat mekanisme pengisian pori, bridging antarbutir, dan sifat ekspansif saat berinteraksi dengan fluida, sedangkan kaolinite relatif mempertahankan porositas efektif karena cenderung tidak menghalangi jalur alir. Analisis integratif menunjukkan Formasi Sambipitu yang didominasi kaolinit dan fragmen fosil berpori memiliki kualitas reservoir lebih baik dibanding Formasi Oyo yang kaya mikrit, semen karbonat, serta illit. Nilai porositas yang diperoleh berkisar antara 7,03–20,80% dan permeabilitas 33,57–298,16 mD, dengan hubungan yang tidak selalu linier akibat pengaruh distribusi lempung.
Co-Authors Enda Apriani Enda Apriani Hidayat, Muh Iqbal Hidayat Juwita Sari, Rena Rena Juwita Sari Yunita, Lia Yunita