DETAIL KOLEKSI

Karakterisasi Reservoir Karbonat Berdasarkan Analisis Rock Type Anggota Mentawa, Formasi Minhaki, Lapangan "fm" Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah


Oleh : Fachry Muhammad

Info Katalog

Nomor Panggil : 1028/TG/2019

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2019

Pembimbing 1 : Benyamin

Pembimbing 2 : Firman Herdiansyah

Subyek : Geophysics;Geological engineering

Kata Kunci : back reef lagoon, FZI, hydrocarbon potential zone, petrophysical analysis, rock type


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2019_TA_GL_072001500032_Halaman-Judul.pdf 3175.49
2. 2019_TA_GL_072001500032_Bab-1.pdf 943.58
3. 2019_TA_GL_072001500032_Bab-2.pdf 3090.58
4. 2019_TA_GL_072001500032_Bab-3.pdf 1251.29
5. 2019_TA_GL_072001500032_Bab-4.pdf 9478.17
6. 2019_TA_GL_072001500032_Bab-5.pdf 908.79
7. 2019_TA_GL_072001500032_Daftar-Pustaka.pdf 947.95
8. 2019_TA_GL_072001500032_Lampiran.pdf 3144.97

K Kebutuhan energi minyak dan gas bumi dari tahun ke tahun semakin meningkat. Perlu adanya resolusi dan peningkatan produksi untuk memenuhi kebutuhan energi untuk masyarakat Indonesia. Dengan memanfaatkan sumur yang telah ada seharusnya bisa menjadi tahap eksplorasi untuk mendapatkan lapangan minyak dan gas yang baru. Pada penelitian ini berada pada lapangan ”FM” yang terletak di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah. Tujuan dari penelitian ini yaitu untuk melakukan karakterisasi reservoir lapangan “FM” dan menentukan rekomendasi zona potensi hidrokarbon yang baru pada daerah penelitian. Metodologi penelitian yang dilakukan yaitu analisa kualitatif yang terdiri atas interpretasi litologi dan fasies serta analisa kuantitatif yang terdiri atas analisa petrofisika dan melakukan pengelompokan batuan berdasarkan FZI (Flow Zone Indicator). Hasil dari penelitian yaitu terdapat jenis litologi pada zona reservoir adalah batugamping, kemudian fasies sistem terumbu yang berkembang pada penelitian ini yaitu back reef lagoon dan fore reef. Pada fasies back reef lagoon terdiri atas rock type 1 yang memiliki nilai FZI ≥ 1.32 mikrometer, permeabilitas 11.05 - 2233.98 md dan porositas 16% - 42% dan rock type 2 yang memiliki nilai FZI 1.31 – 0.66 mikrometer, permeabilitas 2.08 – 38.17 md, porositas 13% - 29%. Pada fasies fore reef terdiri atas rock type 3 yang memiliki nilai FZI 0.65 – 0.38 mikrometer, permeabilitas 0.1 – 8.89 md, porositas 8% - 24% dan rock type 4 memiliki nilai FZI ≤ 0.37 mikrometer, permeabilitas 0.01 – 0.16 md, porositas 6% - 12%. Hasil dari karakterisasi reservoir tersebut menunjukan hubungan antara rock type dengan fasies sistem terumbu tidak selaras karena adanya proses diagenesa pada batuan karbonat dan penentuan rekomendasi zona potensi hidrokarbon berada di sebelah timur dari sumur FM-2ST.

T The demand of oil and gas energy are increasing from year to year. There needs to be resolution and increased production to fulfill energy needs for the society of Indonesia. By improved existing wells it should be able to become an exploration stage to get new oil and gas fields. This research area is located in the "FM" field Banggai Basin, Central Sulawesi. The purpose of this research is to do reservoir characterization of the "FM" field and determine hydrocarbon potential zones in the research area. The research methodology is qualitative analysis consist of lithology and facies interpretation and quantitative analysis consist of petrophysical analysis and rock type based on FZI (Flow Zone Indicator). The results of the research show that the lithology of the reservoir is limestone, then facies reef system show that there are back reef lagoon and fore reef. The back reef lagoon facies consists of rock type 1 which has a value of FZI ≥ 1.32 micrometers, permeability 11.05 - 2233.98 and porosity 16% - 42% and rock type 2 which has a value of FZI 1.31 - 0.66 micrometers, permeability 2.08 - 38.17 and porosity 13% - 29%. The fore reef facies consists of rock type 3 which has a value of FZI 0.65 - 0.38 micrometers, permeability 0.1 - 8.89, porosity 8% - 24% and rock type 4 has a value of FZI ≤ 0.37 micrometer, permeability 0.01 - 0.16 and porosity 6 % - 12%. The results of the reservoir characterization show the relationship between rock type and reef system facies is not connected because of diagenetic processes in carbonate rocks and determination of recommendations for potential hydrocarbon zones is to the east of well FM-2ST.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?