Penyebaran Fasies Rock Type Untuk Menentukan Zona Produktif Dan Perhitungan Cadangan Hidrokarbon, Formasi Baturaja, Lapangan AHS, Cekungan Sumatera Selatan

AIMAN HAIDAR SHAMLAN, Dr. Ir. Jarot Setyowiyoto, M.Sc.

2015 | Skripsi | S1 TEKNIK GEOLOGI

Formasi Baturaja yang tersusun atas batugamping blocky merupakan salah satu target utama reservoar di Cekungan Sumatera Selatan. Upaya penentuan zona produktivitas yang melibatkan unsur petrofisik berupa nilai permeabilitas menjadi hal yang sulit dilakukan akibat faktor heterogenitas batuan karbonat yang dikontrol oleh fase deposisi dan pasca deposisi (diagenesis). Selain itu, keterbatasan batu inti yang dinilai sebagai kontrol perhitungan sumur menjadikan salah satu tantangan utama dalam studi ini. Hal ini disebabkan prediksi permeabilitas berdasarkan perhitungan petrofisik wireline memiliki nilai koefisien korelasi sebesar 0,3493 yang sulit untuk diterima. Konsep fasies rock type merupakan salah satu metode yang dinilai cukup baik dalam mengatasi prediksi permeabilitas heterogenitas batuan karbonat. Konsep ini menggunakan pendekatan nilai HU (Hydraulic Unit) dan FZI (Flow Zone Indicator) berdasarkan hubungan porositas dan permeabilitas data batu inti. Masing – masing fasies rock type akan memiliki hubungan nilai porositas dan permeabilitas yang berbeda untuk pengujian rumusan permeabilitas transform. Penyebaran fasies rock type pada zona uncored interval dan uncored well melibatkan karakteristik data wireline, berupa: RHOB, NPHI, serta GR. Konsep fasies rock type ini juga digunakan dalam upaya penentuan estimasi fasies paleodeposisi dan diagenesis daerah penelitian dengan melibatkan data petrografi dari conventional core dan sidewall coring. Berdasarkan hasil penelitian, lapangan penelitian memiliki 5 fasies rock type dengan 2 tipe sub – lingkungan pengendapan berupa: near reef dan inter – reef lagoon dan kisaran lingkungan diagenesis berada di zona freatik air tawar dan zona pencampuran. Uji prediksi permeabilitas dengan fasies rock type memiliki nilai koefisien korelasi dengan data batu inti sebesar 0,5423 dan 0,653. Penentuan zona produktif didasarkan berdasarkan cut off net pay dan uji produksi hidrokarbon dari data Drill Stem Test. Integrasi dari data – data tersebut disimpulkan terdapat 2 zona produktif di daerah penelitian dengan cadangan hingga 2012 sebesar 92975 x 10 pangkat 6 ft pangkat 3.

Baturaja Formation is main of resevoir in South Sumatera Basin consisting of blocky limestone. Determining productive zone including with permeability factor is barely to be observed based on heterogeneity of carbonate affected by depositional process and diagenetic process. In spite of that, the limitation of core data is considered as the most challenging problem in this study to predict permeability transform in carbonate reservoir. This is due to low coefficient correlation value (0,3493) resulted between conventional wireline calculation and core data. Rock Type Facies Concept is one of considered method to solve permeability prediction in heterogeneity of carbonate reservoir. This concept applies hydraulic numbers and FZI (Flow Zone Indicator) approach to distinguish each rock type based on correlation of porosity and permeability value of core. Each rock type facies shows characteristics equation of those correlation applied to predict permeability transform. The distribution of each rock type facies in uncored interval and uncored well is based on wireline data characteristics, such as: RHOB, NPHI, and GR. Moreover, rock type facies is also applied to estimate paleodepositional facies and diagenetic zone in observed zone within validation of conventional core and sidewall coring. Based on this study, Observed zone distinguishes 5 rock type facies within the the deposition of 2 kind of sub – depositional environment in near reef zone and inter-reef lagoon. The paleodiagenetic zone is interval of freshwater phreatic zone until mixing zone. The permeability prediction based on rock type facies correlated to available core data shows coefficient correlation value: 0,5423 and 0,653. Determining productive zone is controlled by net pay cut off value and hydrocarbon producibility based on Drill Stem Test data. According to those datas parameters, it might be recognized that there are 2 productive zone in observed zone within volume calculation as 92975 x 10 to power of 6 ft to power of 3 in 2012.

Kata Kunci : Formasi Baturaja, Fasies Rock Type, Flow Zone Indicator, Permeabilitas Transform, Baturaja Formation, Rock Type Facies, Flow Zone Indicator, Permeability Transform