Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Lapangan K merupakan salah satu lapangan minyak bumi dengan reservoar berupa batupasir Formasi Tanjung yang berada di Cekungan Barito. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan gambaran bawah permukaan secara detil dengan metode pemodelan geologi yang meliputi pemodelan struktur, fasies, dan petrofisika serta diintegrasikan dengan hasil inversi EEI. Data penelitian terdiri dari data log tali kawat berjumlah empat belas sumur dan data seismik 3D. Data sumur ini dilakukan korelasi marker geologi, analisis elektrofasies, serta analisis petrofisika sedangkan pada data seismik dilakukan interpretasi horizon, patahan, serta seismik inversi. Objektif pemodelan dilakukan pada tiga lapisan batupasir produktif, yaitu lapisan D, E, dan M serta khususnya pada pemodelan fasies serta petrofisika dilakukan co-kriging terhadap analisis seismik inversi yang telah dilakukan.Fasies yang berkembang pada lapangan K yaitu terdiri dari: Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, dan Distributary Channel Sand. Distribusi porositas pada lapisan E dan M menunjukkan area dengan besaran porositas yang tergolong baik 0.2-0.25 pada area timur laut dan selatan yang belum dikembangkan. Saturasi menunjukkan area selatan di setiap lapisan telah memiliki nilai kejenuhan air yang tinggi sehingga area pengembangan lebih detail di bagian utara ke timur laut. ......Field is one of the oilfield in Barito basin with sandstone reservoir from Tanjung Formation. This evaluation aims to map the subsurface in detail with geological modeling methods that include modeling of the structure, facies and petrophysical. The research data consists of fourteen well log data and 3D seismic data. The well data will be evaluated to make multi correlation of geological marker, geological analysis was performed to identify oil and gas bearing reservoir, elektrofacies analysis and petrophysical analysis. The seismic data will be interpreted to horizons, faults, and seismic inversion. The objective reservoir will be performed on three productive sandstone layer D, E, and M, and in particular on the facies and petrophysical modeling will be co kriging with seismic inversion analysis has been done. Facies that develop on the K field consist of Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, and Distributary Channel Sand. The results of this evaluation are expected to help identify the presence of hydrocarbons as well as determining the future development plan. Porosity distribution of layer E and M shows the medium to good value 0.2 0.25 in northeast and southern area that undevelop area. Water saturation model in southern area from those three layers has high saturation, the development plan is more detail in the northern to the northeast of the research area.

Abstrak :
ABSTRAK
Lapangan ldquo;Z rdquo; adalah salah satu lapangan minyak penghasil produksi terbesar di Cekungan Barito. Lapangan tersebut telah berproduksi sejak tahun 1939 dan telah dikategorikan sebagai lapangan mature. Upaya terkait penyusunan strategi dalam pengembangan lapangan ini menjadi hal yang penting untuk dilakukan untuk menjaga produksi lapangan ini. Pembuatan model statik adalah salah satu langkah efektif dalam optimalisasi strategi pengembangan lapangan ini. Pemodelan statik telah dibuat dengan fokus terhadap lapisan A dan B sebagai reservoir penghasil minyak utama. Lapisan A dan B adalah endapan syn-rift dalam Formasi Lower Tanjung. Kedua lapisan didominasi oleh batupasir dan konglomerat yang berasal dari endapan volkanik. Pemodelan dilakukan dengan korelasi detil antar sumur dan dibantu dengan data produksi dan injeksi. Penyebaran fasies dan properti batuan seperti kandungan serpih dan porositas dilakukan dengan menggunakan analisis variogram, peta isopach, peta probabilitas, dan dikontrol oleh arah pengendapan regional. Untuk properti batuan seperti permeabilitas dan saturasi air dibuat dengan persamaan matematis yang melibatkan data analisis batuan inti dan hasil perhitungan petrofisika. Setelah pemodelan selesai dilakukan, perhitungan Original Oil in Place dapat dilakukan sebagai langkah awal dalam mengetahui potensi lapangan. Hasil pemodelan statis ini divalidasi dengan simulasi reservoir agar sesuai dengan data produksi minyak saat ini. Sehingga dapat diketahui jumlah cadangan minyak dan potensi yang tersisa. Hasilnya Lapangan ini masih memiliki potensi yang cukup besar untuk dikembangkan. Berdasarkan angka cadangan tersisa dan pemetaan sisa potensi tersebut, kemudian pembuatan pola injeksi air dipilih sebagai rencana pengembangan yang tepat untuk lapangan ini. Hal tersebut diharapkan dapat meningkatkan recovery factor sebesar 2-6 .Lapangan ldquo;Z rdquo; adalah salah satu lapangan minyak penghasil produksi terbesar di Cekungan Barito. Lapangan tersebut telah berproduksi sejak tahun 1939 dan telah dikategorikan sebagai lapangan mature. Upaya terkait penyusunan strategi dalam pengembangan lapangan ini menjadi hal yang penting untuk dilakukan untuk menjaga produksi lapangan ini. Pembuatan model statik adalah salah satu langkah efektif dalam optimalisasi strategi pengembangan lapangan ini. Pemodelan statik telah dibuat dengan fokus terhadap lapisan A dan B sebagai reservoir penghasil minyak utama. Lapisan A dan B adalah endapan syn-rift dalam Formasi Lower Tanjung. Kedua lapisan didominasi oleh batupasir dan konglomerat yang berasal dari endapan volkanik. Pemodelan dilakukan dengan korelasi detil antar sumur dan dibantu dengan data produksi dan injeksi. Penyebaran fasies dan properti batuan seperti kandungan serpih dan porositas dilakukan dengan menggunakan analisis variogram, peta isopach, peta probabilitas, dan dikontrol oleh arah pengendapan regional. Untuk properti batuan seperti permeabilitas dan saturasi air dibuat dengan persamaan matematis yang melibatkan data analisis batuan inti dan hasil perhitungan petrofisika. Setelah pemodelan selesai dilakukan, perhitungan Original Oil in Place dapat dilakukan sebagai langkah awal dalam mengetahui potensi lapangan. Hasil pemodelan statis ini divalidasi dengan simulasi reservoir agar sesuai dengan data produksi minyak saat ini. Sehingga dapat diketahui jumlah cadangan minyak dan potensi yang tersisa. Hasilnya Lapangan ini masih memiliki potensi yang cukup besar untuk dikembangkan. Berdasarkan angka cadangan tersisa dan pemetaan sisa potensi tersebut, kemudian pembuatan pola injeksi air dipilih sebagai rencana pengembangan yang tepat untuk lapangan ini. Hal tersebut diharapkan dapat meningkatkan recovery factor sebesar 2-6 .

---

ABSTRACT
ldquo Z rdquo Field is one of the largest oil producing field in Barito Basin. This field has been producing since 1939 and has been categorized as a mature field. An improvement strategy for the development of this field become an important thing to maintain the production. Static modeling is one of the effective effort to build the development strategy for this field. The static modeling had been made with the focus on A and B zone as a main oil producing reservoir. A and B zone were interpreted as a syn rift deposit in Lower Tanjung Formation. These layers are dominated by sandstone and conglomerate derived from volcanic deposits. The static model was built with detail well to well correlation couple with production and injection data. The distribution of facies and rock properties such as volume of shale and porosity were distributed using petrophysical calculation, variogram analysis, isopach maps, probability maps and controlled by regional depositional direction. For permeability and water saturation was distributed using mathematics equations involving core analysis and petrophysical calculation. Then, the original oil in place was calculated as a first step to know the potential of this field. The static model result is validated by reservoir simulation process in order to match with current production data. So, oil reserves and potential remaining be obtained. As a result, this field is still has huge potential to develop. Based on remaining reserves and potential remaining reserve mapping, injection pattern planning is recommended as an appropriate program for field development. It is expected to improve recovery factor around 2 6 .