Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Permeabilitas merupakan nilai yang penting diketahui untuk keperluan prediksi produksi
hidrokarbon dibawah permukaan. Akan tetapi nilai ini tidak bisa dihitung secara langsung melalui
log, melainkan melalui analisis sampel core. Permasalahannya adalah sampel core yang terbatas,
sehingga nilai permeabilitas tidak diketahui untuk seluruh batuan disepanjang sumur. Untuk itu
untuk memprediksi nilai permeabilitas di hubungkan dengan nilai porositas. Asumsi yang
digunakan adalah ketika porositas semakin baik maka permeabilitas semakin baik. Akan tetapi
hubungan porositas-permeabilitas ini akan berbeda-beda setiap karakteristik batuan tergantung
dari kandungan lempung, geomteri pori dan juga mineralogi. Maka dari itu penelitian ini dilakukan
dengan menggunakan metode rocktype windland yang kemudian akan di klasifikasikan setiap
rocktype berdasarkan karakteristik porositas-permeabilitas dan juga karakteristik dair batuannya.
Analisis pertama yang dilakukan adalah badhole untuk memvalidasi data log yang ada,
kemudian menghitung vshale berdasarkan log GR dan porositas berdasarkan log densitas dan
neutron. Klasifikasi hubungan porositas permeabilitas dilakukan berdasarkan data core. Nilai
hubungan ini kemudian dipropagasi berdasarkan karakteristik dari setiap nilai log dan kemudian
disebarkan untuk setiap interval lain. Ketika setiap rocktype telah disebarkan maka permeabilitas
dapat dihitung berdasarkan nilai hubungan porositas-permeabilitas pada masing-masing rocktype
Berdasarkan analisis, batuan dapat dibagi menjadi 5 rocktype dari yang terbaik hingga terburuk
properti reservorinya adalah Mega-porous, Mikro-Porous, Meso-porous, Mikro-porous dan Nanoporous. Pada rocktype Mega-porous memiliki porositas dan permeabilitas yang paling besar
sehingga memiliki properti reservoir yang baik, hal ini dikarenakan kandungan lempung yang
rendah dan diagenesisi kuarsa yang kecil, Semakin buruk rocktype hingga Nano-porous kandugan
lempung semakin tinggi, sehingga mineral kaolinit mengisi pori dan semakin besar diagensisi
quartz overgrowth sehingga mikroporositas semakin besar

Permeability is an important value to know for predicting hydrocarbon production
below the surface. However, this value cannot be calculated directly through logs, but through
core sample analysis. The problem is the limited core samples, so the permeability value is
not known for all rocks along the well. Therefore, to predict the value of the permeability
associated with the value of porosity. The assumption used is that when the porosity is getting
better, the permeability is getting better. However, this porosity-permeability relationship will
vary for each rock characteristic depending on the clay content, pore geometry and also
mineralogy. Therefore, this research was conducted using the windland rocktype method
which will then be classified each rocktype based on the porosity-permeability characteristics
and also the characteristics of the rock.
The first analysis is badhole to validate the existing log data, then calculate vshale
based on GR log and porosity based on density and neutron logs. The classification of the
porosity-permeability relationship is based on the core data. The value of this relationship is
then propagated based on the characteristics of each log value and then propagated for every
other interval. When each rocktype has been propagated, the permeability can be calculated
based on the value of the porosity-permeability relationship in each rocktype
Based on the analysis, rocks can be divided into 5 rocktypes from the best to the worst
the reservoir properties are Mega-porous, Micro-Porous, Meso-porous, Micro-porous and
Nano-porous. The Mega-porous rocktype has the largest porosity and permeability so it has
good reservoir properties, this is due to the low clay content and small quartz diagenesis. The
worse the rocktype to Nano-porous clay content is, the higher the clay content, so that
kaolinite minerals fill the pores and The greater the presence of quartz overgrowth, the greater
the microporosity