PEMODELAN DISTRIBUSI POROSITAS RESERVOIR BERDASAR ANALISIS PETROFISIKA DAN PEMODELAN GEOSTATISTIKA PROPERTI RESERVOIR DI LAPANGAN BLACKLOTUS, CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
M.M.RAHMANTO, Prof. Dr. Sismanto, M.Si
2016 | Skripsi | S1 GEOFISIKALapangan Blacklotus merupakan lapangan minyak tua di cekungan Sumatra Selatan yang saat ini sedang mengalami penurunan produksi. Tahap optimasi produksi merupakan tahap yang sangat bergantung kepada kualitas deskripsi model reservoir. Model reservoir sederhana sering kali tidak mendiskripsikan keadaan dan sifat reservoir, sehingga perlu dilakukan pemodelan dengan pendekatan geostatistika. Diawali dengan pemodelan struktur lapangan daerah penelitian untuk mengetahui kerangka 3D struktur reservoir yang meliputi sesar dan semua lapisan yang berpotensi mengandung hidrokarbon. Perhitungan petrofisika secara sumuran dilakukan untuk mengetahui karakter properti reservoir yang meliputi volume shale, porositas efektif , saturasi air dan permeabilitas. Hasil perhitungan secara sumuran kemudian disebarkan keseluruh daerah penelitian dengan menggunakan pemodelan geostatistika yang berdasarkan pada variogram. Pemodelan yang dilakukan berupa pemodelan statik dengan properti reservoir yang disebarkan berupa volume shale dan porositas efektif . Pemodelan distribusi porositas efektif reservoir yang dilakukan dengan sequensial Gaussian simulation memberikan hasil yang lebih relevan dalam menggambarkan keadaan reservoir dan memetakan persebaran porositas efektif. Simulasi ini dikontrol oleh trend peta fasies dan model variogram dari properti- properti reservoir pada tiap – tiap lapisannya. Hasil dari pemodelan distribusi properti reservoir yang telah disebarkan pada kerangka struktur 3D memberikan hasil persebaran yang baik pada lapisan A3 dan D3 yang berada pada formasi Batu Raja dan Talang Akar bagian bawah. Hasil persebaran tersebut digunakan untuk menghitung cadangan hidrokarbon dan menentukan sumur pengembangan di lapangan penelitian.
Field Blacklotus is old oil field in South Sumatra basin which is currently experiencing a decline in production. Production optimization stage is a stage that is very dependent on the quality of the reservoir model description. Simple reservoir model often does not describe the circumstances and nature of the reservoir, so that needs to be done geostatistical modeling approach. Beginning with the regional field structure modeling study to determine the 3D structure of the reservoir framework that includes faults and layers that potentially contain hydrocarbons. Petrophysical calculations performed to determine the character of the property that includes the volume of shale reservoir, effective porosity, water saturation and permeability. The calculation result is pitting then spread throughout the study area using geostatistical modeling is based on the variogram. Modeling undertaken in the form of static modeling with reservoir properties are distributed in the form of shale volume and effective porosity. Modeling effective reservoir porosity distribution is done by sequential Gaussian simulation results more relevant in describing the state of the reservoir and map the distribution of effective porosity. This simulation is controlled by the trend facies maps and variogram models of property- reservoir property on each - each layer. The results of modeling the distribution of reservoir properties that have been distributed in the framework of the 3D structure provide good distribution results in a layer A3 and D3 located at Batu Raja and Talang Akar formation. The results are used to calculate the distribution of hydrocarbon reserves and determine the development wells in the field of research.
Kata Kunci : variogram, geostatistika, trend facies, sequensial Gaussian simulation, porositas efektif