DETAIL KOLEKSI

Interpretasi Log Dan Analisis Mdt Untuk Memperkirakan Isis Minyak Awal Lapisan S Segmen Timur Lapangan Y.


Oleh : Priscilla

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Sembodo

Subyek : Log interpretation;MDT analysis

Kata Kunci : log interpretation, MDT analysis, segment, east field


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_TM_07112167_Halaman-judul.pdf 1566.54
2. 2016_TA_TM_07112167_Bab-1.pdf 511.56
3. 2016_TA_TM_07112167_Bab-2.pdf 687.9
4. 2016_TA_TM_07112167_Bab-3.pdf 1979.44
5. 2016_TA_TM_07112167_Bab-4.pdf 1337.83
6. 2016_TA_TM_07112167_Bab-5.pdf 578.19
7. 2016_TA_TM_07112167_Bab-6.pdf 511.69
8. 2016_TA_TM_07112167_Daftar-pustaka.pdf 511.81
9. 2016_TA_TM_07112167_Lampiran.pdf 2584.92

P Penilaian formasi merupakan salah satu sektor di bidang perminyakandalam proses penemuan hidrokarbon, yang berfungsi menentukan lapisan atauzona produktif yang terdapat pada suatu sumur. Pada tulisan ini terdapat tiga (3)sumur yang dianalisis, yaitu: sumur P-16, P-18, P-19 di lapangan Y. Analisis pada ketiga sumur tersebut dilakukan di batuan sandstone formasi Gabus Bawah. Tujuan utama tulisan ini adalah memperkirakan isi minyak awal (OOIP) lapisan S segmen Timur dengan data dari interpretasi log dan analisis data MDT (Modular Dynamic Tester). Tujuan analisis MDT pada tulisan ini adalah menentukan Oil- Water Contact (OWC) lapisan S. Letak OWC lapisan S berada di kedalaman 3873 ftTVDSS. Sedangkan tujuan interpretasi log adalah memperoleh sifat fisik batuan di lapisan S pada sumur P-16, P-18, dan P-19. Volume shale rata-rata pada sumur P-16 32%, volume shale pada sumur P-18 34%, dan volume shale pada sumur P- 19 38%. Porositas rata-rata lapisan S pada sumur P-16 yaitu 22%, porositas ratarata pada sumur P-18 yaitu 22%, dan porositas rata-rata pada sumur P-19 yaitu 19%. Saturasi air rata-rata lapisan S pada sumur P-16 yaitu 59%, pada sumur P-18 yaitu 52%, pada sumur P-19 yaitu 53%. Dari hasil plot dapat ditentukan cut off volume shale pada lapisan S 50%, cut off porositas 6%, cut off saturasi air 70%. Perhitungan isi minyak awal lapisan S menggunakan metode volumetrik dengan parameter volume bulk 25524,44 acreft, porositas rata-rata 21%, saturasi air ratarata 55%, dan faktor volume formasi minyak 1,23 BBL/STB. Isi minyak awal (OOIP) lapisan S segmen Timur lapangan Y adalah 15158101 STB atau 15,16 MMSTB.

F Formation evaluation is one of the sectors in the oil industry in the processof discovery of hydrocarbons, which serves to determine the productive layers or zones contained on a well. At this writing, there are three (3) wells were analyzed, namely: wells P-16, P-18, P-19 in Y field. The analysis was conducted at sandstone rock formations Lower Gabus. The main purpose of this paper is to estimate Initial Oil In Place (OOIP) at S layer East Segment based on log interpretation and MDT (Modular Dynamic Tester) analysis. The purpose of MDT analysis in this paper is to determine the Oil-Water Contact (OWC) at S layer. The S layer’s OWC is located at 3873 TVDSS. The purpose of log interpretation is to get rock characteristics of S layer on the P-16, P-18 and P-19 wells. The average shale volume on P-16 well is 32%, the average shale volume on P-18 well is 34% and the average shale volume on P-19 well is 38%. The average porosity of S layer on P-16 well is 22%, the average porosity on P-18 well is 22% and the average porosity on P-19 well is 19%. The average water saturation of S layer on P-16 well is 59%, on P-18 well is 52% and on P-19 well is 53%. From the plot, cut off can be specified that the cut off for shale volume is 50%, cut off for porosity is 6% and cut off for water saturation is 70%. The Initial Oil In Place which is calculated by volumetric method uses parameters such as: bulk volume 25524,44 acreft, average porosity 21%, average water saturation 55% and oil formation volume factor 1,23 BBL/STB. Initial Oil In Place at S layer East Segment in Y field is 15158101 STB or 15,16 MMSTB

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?