Search Repository STTMIGAS Balikpapan

Prediksi permeabiltias merupakan tantangan tersendiri dalam
mengembangkan lapangan migas. Nilai permeabilitas ini tidak dapat dihitung secara
langsung dari log dan hanya dapat diukur dari analisis laboratorium. Untuk itu
prediksi permeabilitas dilakukan dengan pendekatan lain melalui metode Metode ini
prinsipnya mengklasifikasikan batuan yang memiliki karakteristik porositas dan
permeabilitas yang sama. Dengan menentukan jenis nya untuk mengetahui
karakteristik alirannya dari data core untuk setiap reservoir, kemudian disebarkan
pada seluruh interval sumur maka nilai permeabilitas dapat dihitung
Analisis dimulai dengan menghitung porositas dasar seperti vshale, dan
porositas. Nilai porositas ini kemudian akan digunakan untuk memprediksi
permeabilitas berdasarkan tiap-tiap rocktype. Kemudian data porositas dan
pemeabilitas di analisis kedalam rocktype berdasarkan metode HFU. Masing-masing
rocktype memiliki karakteristik tersendiri yang dapat diamati dari analisis mineralogi.
Kemudian melakukan propagasi untuk menyebarkan nilai rocktype pada interval yang
tidak memiliki core dan kemudian memprediksi permeabilitas.
Berdasarkan analisis petrofisika daerah telitian memiliki vshale rata-rata 0.4
v/v yang tersusun atas dominasi batupasir dan batulempung dan sedikit batugamping.
Analsis ini telah dikonfirmasi oleh data core maupun juga data cutting. Untuk
porositas pada formasi telitian memiliki porositas rata-rata 0.32 v/v. Berdasarkan
rocktype HFU daerah telitian dapat dibagi menjadi 9 rocktype dari rocktype DRT 5, 6,
8, 10, 11, 12, 13, 14 dan DRT 15. Semakin besar rocktype maka semakin baik
kualitas reservoir dan semakin baik pula hubungan porositas permeabilitasnya.
Kualitas reservoir semakin baik disebabkan oleh intergranualar porositas yang tinggi,
rendahnya kompaksi batuan, dan kecilnya sementasi. Selain itu adanya porositas
sekunder akibat dissolusi feldspar. Pada reservoir ini penurunan kualitas reservoir
disebabkan oleh adanya mineral kaoline yang menutup pori, quartz overgrowth yang
berkembang menutupi intergranular porositas walaupun tidak signifikan dan juga
tingkat kandungan lempung yang dapat diamati dari core. Berdasarkan perhitungan
nilai permeabilitas pada daerah telitian umumnya sangat baik dengan permeabilitas
rata rata yaitu 750 md.

Permeability prediction is a challenge in developing oil and gas fields. This
permeability value cannot be calculated directly from the log and can only be
measured from laboratory analysis. For this reason, permeability prediction is
carried out with another approach through the method. This method principally
classifies rocks that have the same porosity and permeability characteristics. By
determining the type of to determine the flow characteristics from the core data for
each reservoir, then spreading it over all well intervals, the permeability value can be
calculated.
The analysis begins by calculating basic porosity such as vshale, and
porosity. This porosity value will then be used to predict permeability based on each .
Then the porosity and permeability data were analyzed into based on the HFU
method. Each has its own characteristics that can be observed from mineralogy
analysis. Then do propagation to spread values on intervals that have no cores and
then predict permeability.
Based on petrophysical analysis, the study area has an average vshale of 0.4
v/v which is composed of predominantly sandstone and claystone and a small amount
of limestone. This analysis has been confirmed by core data as well as cutting data.
The porosity in the meticulous formation has an average porosity of 0.32 v/v. Based
on the HFU, the research area can be divided into 9 s from DRT 5, 6, 8, 10, 11, 12,
13, 14 and DRT 15. The larger the , the better the reservoir quality and the better the
porosity-permeability relationship. Reservoir quality is getting better due to high
intergranular porosity, low rock compaction, and small cementation. In addition,
there is secondary porosity due to the dissolution of feldspar. In this reservoir, the
decline in reservoir quality was caused by the presence of kaoline minerals that
closed the pores, quartz overgrowth that developed to cover the intergranular
porosity although it was not significant and also the level of clay content that could
be observed from the core. Based on the calculation of the permeability value in the
research area, it is generally very good with an average permeability of 750 ms.