KOMPARASI METODE ROCK TYPING PADA RESERVOAR UPPER EASTERN VIEW COAL-MEASURES (EVCM), CEKUNGAN BASS, AUSTRALIA

DINAR HANANTO K, Dr. Sarju Winardi, S.T., M.T ; Dr. Ferian Anggara, S.T., M. Eng., IPM

2021 | Tesis | MAGISTER TEKNIK GEOLOGI

Formasi Eastern View Coal Measures (EVCM) didominasi oleh batupasir dengan kehadiran batubara yang signifikan. Batubara pada formasi ini merupakan batuan sumber (source rock) penghasil gas pada formasi ini. Bagian atas formasi ini (Upper EVCM) diduga merupakan reservoar gas. Reservoar gas memiliki nilai ambang batas (cut-off) parameter petrofisika yang berbeda dengan reservoar minyak. Kesulitan terkadang muncul ketka menentukan permeabilitas, terutama pada interval yang tidak memiliki data batuan inti (core) yang bisa diatasi dengan rumusan poro-perm transform pada tiap tipe batuan. Penentuan tipe batuan dikenal dengan istilah rock typing. Pada penelitian ini, digunakan teknik sedimentary rock type (SRT) dan petrophysical rock type (PRT). Teknik SRT menghasilkan 4 rock type, yaitu thoroughly bioturbated sandstone and mudstone, flaser bedded sandstone, laminated sandstone and mudstone, dan thoroughly bioturbated mudstone. Teknik PRT dilakukan dengan mengkomparasikan metode Hydraulic Flow Unit (HFU), Global Hydraulic Element (GHE), Winland R35, dan Pore Geometry Structure (PGS) untuk mendapatkan metode yang paling cocok diaplikasikan. Komparasi metode tersebut dilakukan dengan menentukan rumusan poro- perm transform pada setiap rock type dengan data core yang kemudian digunakan untuk menentukan nilai permeabilitas prediksi. Metode yang menghasilkan nilai permeabilitas prediksi yang paling mendekati atau bahkan sama dengan nilai pemeabilitas adalah metode yang paling cocok diaplikasikan. Hasilnya, metode GHE yang menghasilkan nilai permeabilitas prediksi yang paling mendekati nilai permabilitas dari data core yang dibuktikan dengan koefisien korelasi tertinggi (0,9139). Aplikasi metode GHE pada interval yang tidak memiliki data core dilakukan dengan menggunakan data wireline log menghasilkan 4 rock type (RT 1, RT 2, RT 3, dan RT 4). Setiap rock type tersebut digunakan rumusan poro-perm transform-nya untuk mementukan nilai permeabilitas. Dipadukan dengan data DST, dapat diambil nilai cut-off, yaitu porositas 0,183, permeabilitas 0,55 mD, volume shale 0,6, dan saturasi air 0,99. Dengan nilai cut-off tersebut, menghasilkan satu zona potensial, yaitu pada kedalaman 2216 mRT - 2234 mRT.

The Eastern View Coal Measures (EVCM) Formation is dominated by sandstone with significant presence of coal. This coal is the source rock that produces gas. The upper part of this formation (Upper EVCM) is thought to be gas reservoir. Gas reservoirs have different petrophysical parameter cut-offs from oil. Difficulties arise when determining permeability, especially at intervals that do not have core data that can be overcome by the poro-perm transform for each rock type. Determination of rock type is known as rock typing. Sedimentary rock type (SRT) and petrophysical rock type (PRT) techniques were used. The SRT technique produces 4 rock types, thoroughly bioturbated sandstone and mudstone, flaser bedded sandstone, laminated sandstone and mudstone, and thoroughly bioturbated mudstone. The PRT technique is used by comparing the Hydraulic Flow Unit (HFU), Global Hydraulic Element (GHE), Winland R35, and Pore Geometry Structure (PGS) methods to obtain the most suitable method. The comparison of the methods is done by determining poro-perm transform for each rock type with core data then used to determine the predicted permeability. The method that produces predicted permeability that is closest to the permeability value is the most suitable method. As a result, the GHE method produces predicted permeability that is closest to the permeability of the core data evidenced by the highest correlation coefficient (0,9139). The application of the GHE method at intervals that do not have core data carried out using wireline log data resulting 4 rock types (RT 1, RT 2, RT 3, and RT 4). Each rock type used the poro- perm transform to determine the permeability. Combined with DST data, cut-offs can be taken, porosity 0,183, permeability 0,55 mD, shale volume 0,6, and water saturation 0,99. With this cut-off value, it produces potential zone, which is at a depth of 2216 mRT - 2234 mRT.

Kata Kunci : rock typing, komparasi, australia, wireline