FASIES DAN ROCK TYPING RESERVOAR "C" FORMASI TACIPI, LAPANGAN PERMANA, CEKUNGAN SENGKANG, SULAWESI SELATAN

FAISAL ARIF PERMANA, Dr. Ir. Jarot Setyowiyoto, M.Sc.

2016 | Skripsi | S1 TEKNIK GEOLOGI

Reservoar Karbonat Formasi Tacipi merupakan target utama dalam eksplorasi dan eksploitasi hidrokarbon pada Cekungan Sengkang. Reservoar karbonat memiliki variasi fasies secara lateral dan vertikal yang intensif, dan rentan terhadap diagenesis, sehingga mempunyai tingkat heterogenitas yang lebih tinggi daripada reservoar klastik. Hal ini berimbas pada kondisi reservoar yang sangat dinamis dan menimbulkan problema dalam karakterisasi reservoar, dan Rock Typing diyakini menjadi salah satu solusi. Rock Typing mempelajari kondisi aktual reservoar, serta membagi dan mengelompokkan satuan-satuan reservoar secara lebih spesifik, berdasarkan pengaruh fasies pengendapan dan diagenesis yang terjadi padanya, serta properti petrofisiknya. Manfaat lain dari Rock Typing adalah kemampuannya dalam memprediksi permeabilitas pada uncored interval, karena log sumur tidak dapat mengukur permeabilitas batuan. Rock Typing memiliki beberapa pendekatan, yang memiliki kelebihan dan kekurangan masing-masing. Sehingga perlu dikombinasikan agar diperoleh hasil yang lebih valid. Penelitian ini pun mengombinasikan 4 metode Rock Typing, yaitu (1) Elektrofasies, (2) r35-Winland, (3) Flow-Zone Indicator, dan (4) Rock Fabric. Berdasarkan hasil penelitian, Reservoar C Formasi Tacipi terbagi menjadi 3 satuan Petrophysical Rock Type (PRT), a.l.: (1) PRT 1, berupa diagenetic packstone, dengan porositas baik (20,4 %), port size makro (>3 mikrometer), flow tinggi dengan permeabilitas 93,9 mD, serta terisi fluida air-gas dengan saturasi air 0,4004; (2) PRT 2, berupa leached boundstone, dengan porositas sangat baik (27,2 %), port size meso (0,2 - 3 mikrometer), flow menengah dengan permeabilitas 28,9 mD, serta umumnya terisi gas dengan saturasi air 0,1904; (3) PRT 3, berupa cemented limestone (tight), dengan porositas buruk (6,7 %) - port size mikro (< 0,2 mikrometer), dan flow rendah dengan permeabillitas 0,003 mD.

Carbonate Reservoir Tacipi Formation is the main target in hydrocarbon exploration and exploitation in Sengkang Basinn. Carbonate reservoir has higher level of heterogenity than clastic reservoir. Its has more intensive variational facies in vertical and lateral, and its susceptible to diagenetic. Therefore, its cause several problems in reservoir characterization. Rock Typing is one of the reliably solutions. Rock Typing study about actual condition of reservoir, then divide and clustering reservoir units more specifically, based on depositional facies, diagenetic, and its petrophysical properties. The other benefit of Rock Typing is prediction of permeability in uncored interval, because well log cannot measured rock permeability directly. Rock Typing has several methods, with its own benefits and weaknesses. So, it is necessary to combine it all to obtain more valid and better results. This research using 4 methods of Rock Typing, they are (1) Electrofacies, (2) r35-Winland, (3) Flow-Zone Indicator, and (4) Rock Fabric. Refer to the results of this research, Reservoir C Tacipi Formation is divided to be 3 Petrophysical Rock Type (PRT) units, they are: (1) PRT 1, as diagenetic packstone, with good porosity (20,4 %), port size macro (>3 mikrometer), high flow with 93,9 mD of permeability, gas-water zone with 0,4004 of water saturation; (2) PRT 2, as leached boundstone, with very good porosity (27,2 %), port size meso (0,2 - 3 mikrometer), intermediate flow with 28,9 mD of permeability, gas zone with 0,1904 of water saturation; (3) PRT 3, as cemented limestone (tight), with poor porosity (6,7 %), port size micro (< 0,2 mikrometer), low flow with 0,003 mD of permeability.

Kata Kunci : Formasi Tacipi, Reservoar Karbonat, Fasies, Rock Typing, Prediksi Permeabilitas.