Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKBatugamping Formasi Kais merupakan reservoar utama penghasil hidrokarbondilapangan Asmorom yang berumur Miosen Tengah. Lapangan ini berada diCekungan Bintuni Papua Barat dan merupakan bekas peninggalan Belanda.Penelitian ini bertujuan untuk melakukan detail fasies pengendapan dan prosesdiagenesis serta rock typing diharapkan dapat memberikan hasil yang lebih baikuntuk melihat karakteristik reservoar karbonat dan potensinya. Batugamping Kaisdiidentifikasi menjadi tiga unit yaitu lapisan Kais Atas, Kais Tengah, dan Kais Bawah yang berasosiasi menjadi lima fasies yaitu fasies shelf, front reef, interreef, back reef, dan core reef. Asosiasi fasies ini diinterpretasikan sebagai fasieskarbonat platform. Kualitas reservoar ini direview dari asosiasi fasies, analisispetrografi dan biostratigrafi, memperlihatkan bahwa lapisan atas dan bawahdikontol oleh proses diagenesis kompaksi dan porositas rekahan sedangkanlapisan bawah dikontrol oleh proses diagenesis dolomitisasi, pelarutan, danporositas rekahan.

---

ABSTRACTKais Formation limestone is the main reservoar that produce hydrocarbon inAsmorom field in Middle Miocene. This field is located at Bintuni Basin WestPapua and used to run by Ducth company. The researchs proposed to do detaildepositional facies and diagenesis process with rock typing to characterize thepotential of carbonate reservoir. Kais Limestone can be identified in to threemembers namely Upper Kais, Middle Kais, and Lower Kais which are associatedin five different faciesnamely shelf, front reef, inter reef, back reef, and core reeffacies. The facies associations are interpreted as reefal platform carbonate. Thereservoir quality, which is reviewed from facies association, petrography andbiostratigraphy analysis shows that the Upper and Middle kais are controlled bycompaction diagenesis and fractures porosity, in another hand the Lower Kais iscontrolled by dolomitization diagenesis, dissolution, and fractures porosity."

"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.

---

Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."