Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Penurunan produksi minyak, mendorong dikembangkan sumber energi terbarukan yaitu geotermal. Walaupun dengan besar cadangan geotermal terbesar di dunia (29 GW), hanya 4% dari potensi tersebut yang sudah dikembangkan oleh Indonesia. Besarnya resiko dalam pengembangan suatu lapangan geotermal merupakan alasan lambatnya pengembangan. Salah satu upaya untuk mengurangi resiko pada tahap pengembangan adalah dengan melakukan pemodelan reservoir dan analisis sensitivitas parameter terkait. Pada penelitian ini dilakukan pemodelan dan simulasi reservoir pada lapangan X dengan mengkaji terlebih dahulu data 3G (Geologi, Geofisika, dan Geokimia) dan data sumur. Data tersebut akan diproses ke dalam piranti lunak TOUGH2, Petrasim untuk mengetahui model sistem geotermal lapngan X pada natural state. Piranti lunak GeoSlicerX juga digunakan untuk memudahkan visualisasi dari model. Selain itu, Microsoft Excel juga digunakan untuk mengetahui pengaruh besar tiap parameter terhadap kandungan panas. Dengan adanya penelitian ini diharapkan dapat meminimalisir resiko yang ada dalam pengembangan energi geotermal di Indonesia.

---

The decline in oil production, encourage the development of renewable energy sources one of which is geothermal. Although the Indonesian has been awarded as the largest global reserves (29 GW), only 4% of this potential is already developed. The magnitude of risk in the development of a geothermal field is one the reason for the slow development. One effort to minimize the risk at this stage of development is the reservoir modeling and sensitivity analysis of relevant parameters. In this research, modeling and reservoir simulation in the field of X by reviewing the data 3G (Geology, Geophysics and Geochemistry) and well data. The relevant data will be processed in software TOUGH2,Petrasim to build the geothermal system of ‘X’ Field. Visualization is conducted in GeoslicerX. The data result from the model will be extracted to determine the heat stored and sensitivity analysis in Microsoft Excel. Result of the research is expected to minimize the risks inherent in the development of geothermal energy in Indonesia."

"Lapangan SF adalah salah satu lapangan yang berada di Sub-Cekungan Jambi. Lapangan ini terbukti menghasilkan minyak dan gas di dalam reservoar batupasir Formasi Air Benakat dan Formasi Gumai. Lapangan ini ditinggalkan selama 20 tahun dikarenakan tekanan reservoar yang rendah, jumlah gas yang tinggi, masalah distribusi fluida resevoar serta masalah mekanikal lainnya. Hal inilah yang menjadi faktor bahwa lapangan ini perlu langkah interpretasi bawah permukaan lebih lanjut untuk mendapatkan reservoar baru yang prospektif dan dapat mengoptimalisasi produksi. Studi ini dilakukan pemodelan penyebaran fasies, parameter petrofisika dan perhitungan cadangan hidrokarbon untuk mengetahui arah perkembangan reservoar yang baik pada lapangan ini. Dari hasil penelitian menunjukkan adanya endapan sedimen sand tidal bar yang memiliki karakter reservoar yang baik dengan porositas rata-rata sebesar 21-24 %. Endapan sand tidal bar terakumulasi di bagian barat daya lapangan. Selain itu, dari hasil perhitungan cadangan diprediksi lapangan ini masih menyimpan 18 MMSTB minyak dan 2 BCF gas.

---

SF field is located in Jambi Sub-Basin. This field proven to produce oil and gas in sand reservoir of Air Benakat Formation and Gumai Formation. Twenty years this field was suspended due to low reservoir pressure, high gas oil ratio, reservoir fluid distribution and mechanical problems. Therefore, this field needs more interpretation to get new reservoir and can optimalization the production. This study will focus only in P Interval, Gumai Formation that indicates potential for further drilling to develop.

The aim of this study is to delineate fasies and petrophysics distribution, and also to calculate reserves for indicating good reservoir direction in this field. The result of this study indicates there is sediment of sand tidal bar and this facies accumulates in the south-west of SF field. Sand tidal bar has a porosity value from 21%-24%. In addition, from the volume calculation of hydrocarbon this field is predicted still have 18 MMSTB of oil and 2 BCF of gas."