DETAIL KOLEKSI

Analisis reservoir rekah alami pada lapangan "X" cekungan Jawa Timur


Oleh : Putri Pertiwi

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2016

Pembimbing 1 : Muhammad Burhannudinnur

Subyek : Theory of reservoir;Carbonate rocks

Kata Kunci : naturally fractures, fractures intensity, reservoir classification, distance to fault


File Repositori
No. Nama File Ukuran (KB) Status
1. 2016_TA_GL_07212170_Halaman-judul.pdf 1531.96
2. 2016_TA_GL_07212170_Bab-1.pdf 981.44
3. 2016_TA_GL_07212170_Bab-2.pdf 1432.57
4. 2016_TA_GL_07212170_Bab-3.pdf 1384
5. 2016_TA_GL_07212170_Bab-4.pdf 16357.54
6. 2016_TA_GL_07212170_Bab-5.pdf 645.93
7. 2016_TA_GL_07212170_Daftar-pustaka.pdf 565.51
8. 2016_TA_GL_07212170_Lampiran.pdf 2373.42

D Daerah penelitian terletak di sebelah barat Pulau Kangean, Cekungan Jawa Timur. Target utama reservoirnya adalah Formasi Ngimbang dengan litologi penyusunnya adalah batugamping. Penelitian bertujuan mengetahui karakteristik rekahan alami, intensitas dari suatu rekahan alami, mengetahui hubungan intensitas rekah alami dengan fasies, distribusi dari rekahan alami. Metoda penelitian dilakukan degan mengintegrasikan data seismik, core, dan well log untuk distribusi menjadi peta distribusi rekahan. Fasies didefinisikan sebagai fasies mudstone, wackestone, packstone, grainstone, dan float-rudstone. Intensitas rekahan dibangun berdasarkan dengan pendekatan parameter geologi yaitu intensitas rekahan dengan jarak dari bidang patahan. Intensitas rekahan akan semakin meningkat apabila jarak dari bidang patahan (distance to fault) mengecil atau dekat dengan bidang patahan. Perbedaan fasies dapat mempengaruhi intensitas rekahan. Fasies yang berbeda dapat mempunyai respon yang berbeda apabila mendapatkan suatu gaya stress yang sama, karena adanya perbedaan pada brittleness, berakibat perbedaan intensitas rekahan. Orientasi rekahan pada sumur TJ 1 dan TJ 2 memiliki arah rekahan utaraselatan. Klasifikasi fracture reservoir sumur TJ 1 dan TJ 2 termasuk kedalam tipe3 dengan porositas minimum 0.1 maksimum 12.58 dan permeabilitas minimum 0,01 mD maksimum 58,8 mD.

T The study area is located in the West Kangean Island, East Java Basin. The interested reservoir is Ngimbang Formation as reservoir that be limestone. The research purposes is to know naturally fractures classification, fractures intensity, facies, and fracture distribution. The research method is done by integrating seismic, core, and well log data for distributing to be fractures distribution map. Facies is defined such as: mudstone, wackestone, packstone, grainstone, and floatrudstone. Fractures intensity associated with faulting appears to be a function of lithology, distance from fault plane. Which of these parameters will dominate fracture intensity varies from fault to fault. Facies differences can affect the intensity of the fracture. Different facies may have a different response. It is expected due to differences in density that can be caused also the difference in intensity. Farcture orientation in TJ 1 and TJ 2 Well is North-South. Fracture reservoir classification in TJ 1 and TJ 2 Well can be classified as being of type 3 with minimum porosity 0,1 and maximum porosity 12,58, minimum permeability 0,01 mD and maximum permeability 58,8 mD.

Bagaimana Anda menilai Koleksi ini ?