Pemodelan Statis dan Perhitungan Cadangan Minyak Interval FS-1A - FS-5A, Formasi Tuban Carbonate, Lapangan A, Cekungan Jawa Timur Utara

Hernanda Alif Cahya Saputra, Dr. Ir. Sarju Winardi, S.T., M.T.; Ir. Jarot Setyowiyoto, M.Sc., Ph.D., IPU., ASEAN.Eng.

2026 | Skripsi | TEKNIK GEOLOGI

Cekungan Jawa Timur Utara (North East Java Basin) merupakan salah satu cekungan belakang busur (back arc basin) yang menghasilkan cadangan hidrokarbon berupa minyak bumi. Lapangan ‘A’ adalah salah satu lapangan onshore penghasil hidrokarbon pada cekungan ini yang mengandung cadangan minyak hingga mencapai 160 MMSTB dan telah diproduksi. Salah satu reservoir penghasil hidrokarbon tersebut adalah Formasi Tuban Carbonate yang tersusun atas batugamping terumbu yang masif berumur Miosen Awal hingga Miosen Tengah. Proses pemodelan statis dibentuk dengan memodelkan sebaran struktur, fasies, dan petrofisika. Proses karakterisasi dari sifat petrofisik batuan menggunakan rock typing dengan metode Hydraulic Flow Unit (HFU). Perhitungan cadangan menggunakan metode volumetrik untuk menghitung Stock Tank Oil In Place (STOIP) dari model yang terbentuk. Perkembangan fasies dari Depth Structure Map dan Isopach Map menunjukkan perkembangan dari patch reef dengan fasies lingkungan pengendapan yang berkembang yaitu pada lagoon. Karakterisasi dari rock type dibagi menjadi lima rock type dengan sebaran kualitas rock type RT 1 dengan HFU 5 dengan rentang nilai FZI 2.412 - 5.656 (poor - good), RT 2 dengan HFU 4 dengan rentang nilai FZI 2.366 - 2.412 (poor), RT 3 dengan HFU 3 dengan rentang nilai FZI 1.162 - 2.366 (poor), RT 4 dengan HFU 2 dengan rentang nilai FZI 0.889 - 1.162 (impervious - fair), dan RT 5 dengan HFU 1 dengan rentang nilai FZI 0.171 - 0.889 (impervious). Hasil perhitungan cadangan minyak stock tank oil in place (STOIP) pada area interval penelitian didapatkan nilai cadangan minyak sebesar 67 MMSTB berdasarkan highest known water (HKW) untuk P10 dan 60 MMSTB berdasarkan lowest known oil (LKO) untuk P50.

The North East Java Basin is one of the back arc basins that produces hydrocarbon reserves in the form of petroleum. Field 'A' is one of the onshore hydrocarbon-producing fields in this basin that contains oil reserves up to 160 MMSTB and has been produced. One of the hydrocarbon-producing reservoirs is the Tuban Carbonate Formation which is composed of massive reef limestone dating from the Early Miocene to the Middle Miocene. The static modeling process is formed by modeling the distribution of structures, facies, and petrophysics. The process of characterization of the petrophysical properties of rocks uses rock typing using the Hydraulic Flow Unit (HFU) method. Reserve calculation uses a volumetric method to calculate the Stock Tank Oil In Place (STOIP) of the formed model. The development of the facies of the Depth Structure Map and Isopach Map shows the development of the reef patch with the facies of the deposition environment that develop, namely in the lagoon. The characterization of rock type is divided into five rock types with a distribution of rock type quality RT 1 with HFU 5 with a value range of FZI 2,412 - 5,656 (poor - good), RT 2 with HFU 4 with a value range of FZI 2,366 - 2,412 (poor), RT 3 with HFU 3 with a value range of FZI 1,162 - 2,366 (poor), RT 4 with HFU 2 with a value range of FZI 0.889 - 1,162 (impervious - fair), and RT 5 with HFU 1 with an FZI value range of 0.171 - 0.889 (impervious). The results of the calculation of stock tank oil reserves in place (STOIP) in the study interval area obtained an oil reserve value of 67 MMSTB based on the highest known water (HKW) for P10 and 60 MMSTB based on the lowest known oil (LKO) for P50. 

Kata Kunci : Pemodelan Statis, Perhitungan Cadangan, Formasi Tuban Carbonate, Cekungan Jawa Timur Utara