Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Tantangan dalam mendeskripsikan karakteristik reservoir salah satunya adalah
permeabilitas. Nilai ini penting diketahui untuk simulasi reservoir dalam memprediksi
laju produksi hidrokarbon. Nilai permeabilitas tidak bisa diukur secara langsung
melainkan mencari hubungan dengan porositas. Secara umum porositas memiliki
hubungan garis lurus dengan permeabilitas, semakin baik porositas maka begitupula
dengan permeabilitas. Akan tetapi nilai hubungan ini berbeda-beda tergantung dari
karakteristik reservoirnya seperti kandunggan lempung, mineralogi penyusun dan
geometri dari pori. Untuk itu studi ini dilakukan untuk mengetahui hubungan porositas
permeabilitas masing-masing karakteristik batuan menggunakan metode rocktype agar
dapat memprediksi nilai permeabilitas untuk satu lapangan.
Analisis yang dilakukan dimulai dengan menghitung volume shale dan juga
porositas kemudian litologi setiap kedalaman. Nilai porositas ini nantinya akan
digunakan sebagai acuan dalam menyebarkan nilai permeabilitas. Analisis rocktype
dilakukan berdasarkan nilai porositas dan permeabiltias dari core untuk mendapatkan
masing masing klasifikasi DRT. Masing-masing DRT kemudian diamati
karakteristiknya berdasarkan pola log dan juga komposisi mineraloginya.
Pada daerah telitian khususnya sumur Vidalia 1, didominasi oleh batu gamping, batu
lempung, dan batupasir. Lapangan ini terbagi menjadi 12 rocktype DRT, rocktype DRT
5 hingga DRT 8 merupakan non reservoir, DRT 9 hingga 11 merupakan reservoir
kualitas rendah dan rocktype DRT 12 hingga DRT 13 merupakan kualitas baik dan
rocktype DRT 14 hingga DRT 16 kualitas tinggi. Rocktype DRT 17 DRT 18 merupakan
anomali eror pada analisis

One of the challenges in describing reservoir characteristics is permeability.
This value is important to know for reservoir simulation in predicting the rate of
hydrocarbon production. Permeability values can not be measured directly but look
for a relationship with porosity. In general, porosity has a straight-line relationship
with permeability, the better the porosity, the better the permeability. However, the
value of this relationship varies depending on the characteristics of the reservoir
such as clay content, mineralogy of the constituents and geometry of the pores. For
this reason, this study was conducted to determine the relationship between
porosity and permeability of each rock characteristic using the rocktype method in
order to predict the permeability value for one field.
The analysis started by calculating the shale volume and also the porosity
and then the lithology at each depth. This porosity value will later be used as a
reference in spreading the permeability value. Rocktype analysis was carried out
based on the porosity and permeability values of the core to obtain each DRT
classification. Each DRT was then observed for its characteristics based on the log
pattern and also its mineralogical composition. And the last step is spreading the
permeability value based on the porosity-permeability relationship of the core
In the research area, especially the Vidalia 1 well, is dominated by limestone,
claystone, and sandstone. This field is divided into 12 rocktypes, rocktypes DRT 5
to DRT 8 are non-reservoir, DRT 9 to 11 are low quality reservoirs and rocktypes
DRT 12 to DRT 13 are good quality and rocktype 14 to DRT 16 are high quality.
Rocktype DRT 17 DRT 18 is an anomaly error in the analysis