DETAIL KOLEKSI


Analisis Petrofisik Pada Reservoir Basement Rekah Alami Sumur X-01 Dan Sumur X-05 Lapangan Alpha


Oleh : Indah Miftahul Jannah Praptiwi

Info Katalog

Nomor Panggil : 2031/TP/2013

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2013

Pembimbing 1 : Ratnayu Sitaresmi

Subyek : Oil Well Drilling

Kata Kunci : analysis petrofisik, basement reservoir of natural fracturing, alpha field


File Repositori
No. Nama File Ukuran Status
1. 2013_TA_TM_0719120_8.pdf 2115.25 (KB)
2. 2013_TA_TM_0719120_7.pdf 141.77 (KB)
3. 2013_TA_TM_0719120_6.pdf 193.4 (KB)
4. 2013_TA_TM_0719120_5.pdf 3364.06 (KB)
5. 2013_TA_TM_0719120_4.pdf 2236.9 (KB)
6. 2013_TA_TM_0719120_3.pdf 318.09 (KB)
7. 2013_TA_TM_0719120_2.pdf 89.23 (KB)
8. 2013_TA_TM_0719120_1.pdf 226.63 (KB)

P Pada lapangan Alpha dengan fokus sumur X-01 dan X-05 target reservoir pada penulisan tugas akhir ini adalah formasi basement yang bercirikan ketat, tight, dimana mempunyai porositas dan permeabilitas yang sangat rendah yaitu 0.7 - 3.3% dan 0.17mD. Melihat data batuan seperti itu pastilah sangat pesimis untuk dijadikan sebagai reservoir. Tetapi pada formasi basement yang berlitologi limestone ini mempunyai porositas sekunder berupa rekahan alami yang dapat meningkatkan nilai porositas dan permeabilitasnya. Fracture, fault, dan vuggy merupakan penyebab adanya porositas sekunder. Formasi basement sumur X-01 dan X-05 telah didapatkan tiga zona yang berprospek, namun zona pertama atau teratas saja lah yang dijadikan sebagai zona utama untuk berproduksi dengan porositas total rata-rata sebesar 12 - 14%, porositas efektif rata-rata 9.4 - 13.8%, porositas sekunder rata-rata berkisar 6.2-12.4% dan permeabilitas rata-rata zona ini adalah 6.44 mD. Melihat angka-angka tersebut sangatlah dapat mengangkat sikap optimis untuk dijadikan reservoir dan juga sudah terbukti dapat mengalir untuk diproduksikan berdasarkan analisis welltest dan PLT. Formasi basement yang dijadikan sebagai reservoir sangatlah menarik, ditambah dengan adanya secondary porosity (rekahan alami) yang mendukungnya. Sehingga dalam tugas akhir ini juga akan menganalisis adanya indikasi-indikasi yang menunjukan sebagai secondary porosity dari berbagai parameter data.

A Alpha field that focus on tight basement formation in X-01 well and X-05 well have characteristic of low porosity and very low permeability. They are about 0.7 - 3.3% and 0.17mD. It is very unlikely to become a reservoir. On the other hand, the litology of basement formation is limestone. Limestone has secondary porosity from natural fracture which can increase porosity and permeability. Fracture, fault, and vuggy are the reason of secondary porosity happened. In basement formation we can find three prospect zones, but only the first zone which is the upper zone can become major reservoir with around 12 - 14% total porosity, 9.4 - 13.8% effective porosity, 6.2-12.4% secondary porosity and 6.44 mD for permeability. From those numbers we can conclude it is a reservoir and this zone has proven can flow to produce oil by welltest and PLT analysis. The basement formation which become a reservoir is interesting and in addition supported by secondary porosity of natural fracturing. So, this final assignment not only analysing petrophysics but also showing that indicates secondary porosity from various parameters.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?