Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Lapangan X merupakan lapangan penghasil gas dengan pemboran sumur
terbaru pada DI yang dibor pada tahun 2015. Informasi mengenai karakteristik
reservoir khususnya permeabilitas masih minim pada daerah ini sedangkan parameter
ini sangat dibutuhkan terutama dalam melakukan simulasi reservoir dan juga prediksi
produksi. Akan tetapi, nilai ini tidak bisa dihitung secara langsung menggunakan log
yang ada, dan hanya bisa dianalisis dalam skala lab. Oleh karena itu untuk mengetahui
nilai permeabilitas pada interval lain dibutuhkan analisis hubungan porositas
permeabilitas, agar nilai permeabilitas dapat disebarkan.
Analisis ini dilakukan pada sumur DI dengan menggunakan data wireline
log yang berupa log GR, resistvitias, neutron dan densitas, serta data routine core
analysis sabanyak 221 sampel dari kedalaman 10692 ft hingga 12008. Tahapan analisis
yang dilakukan adalah melakukan analisis badhole untuk memvalidasi data mentah
yang terpengaruh oleh geometri dari lubang bor, kemudian analisis litologi untuk
memisahkan batupasir dengan litologi lainnya yang memiliki gamma ray rendah,
dilanjutkan dengan menghitung kandungan impuritis lempung pada batu pasir, dan
menghitung porositas menggunakan log densitas neutron dan log sonik dengan
menggunakan persamaan bateman-konen. Analisis permeabilitas dilakukan dengan
melakukan pendekatan terhadap nilai porositas. Pada umumnya porositas memiliki
hubungan garis lurus terhadap permeabilitas, akan tetapi hubungan ini akan berbeda
ketika lempung mengisi menambah mikroporositas dan menurunkan permeabilitas.
Sehingga permeabilitas akan ditentukan berdasarkan nilai porositas terhadap
kandungan lempung.
Berdasarkan analisis, litologi pada daerah penelitian tersusun atas litologi
gamping dan napal pada interval formasi bagian atas, dan litologi batubara pada
interval formasi bagian bawah, dan hasil perhitungan menunjukkan nilai rata-rata VSH
0.5, porositas 0.17 dan permeabilitas 5029 md. Pada daerah telitian memiliki hubungan
porositas dan permeabilitas yang berbanding lurus pada VSH dibawah 75% dengan
nilai koefisien korelasi adalah 0.8 dan ketika VSH lebih dari 75% memiliki koefisien
korelasi 0.57 sehingga dapat disimpulkan permeabilitas memiliki hubungan garis lurus
dengan porositas ketika kandungan lempung rendah

Field X is a gas-producing field with the latest drilling on DI well in 2015.
Information on reservoir characteristics, especially permeability, is less known in this
area, while this parameter is very much needed, especially in reservoir simulation and
production predictions. However, this value cannot be calculated directly using
existing logs, and can only be analyzed on a lab scale. Therefore, to determine the
permeability value at other intervals, an analysis of the porosity permeability
relationship is needed, so that the permeability value can be spread.
This analysis was carried out on the DI well using wireline log data such as
GR logs, resistivity, neutron and density, as well as routine core analysis data for 221
samples from a depth of 10692 ft to 12008 ft. analysis started with geometry of the
borehole to known quality of raw data, then lithology analysis to separate sandstones
from other lithologies that have low gamma rays, followed by calculating the impurity
content of clay in the sandstone, and calculating porosity using the neutron density log
and sonic log using the bateman-konen equation. Permeability analysis is carried out
by approaching the porosity value. In general, porosity has a straight-line relationship
to permeability, but this relationship will be different when clay filling increases
microporosity and decreases permeability. So that the permeability will be determined
based on the value of the porosity of the clay content.
Based on the analysis, the lithology in the study area is composed of limestone
and marl lithology at the upper formation interval, and coal lithology at the lower
formation interval, and the calculation results show an average VSH value of 0.5,
porosity 0.17 and permeability of 5029 ms. The research area has a porosity and
permeability relationship which is directly proportional to VSH below 75% with a
correlation coefficient value of 0.8 and when VSH is more than 75% it has a
correlation coefficient of 0.57 so it can be concluded that permeability has a straightline relationship with porosity when less clay content