Perpustakaan Digital ITB

Formasi Menggala dikenal sebagai reservoir batupasir berkualitas tinggi dengan permeabilitas lebih dari 1 Darcy dan porositas lebih dari 30%. Studi terbaru mengungkapkan keberadaan endapan karbonat di bagian atas Formasi Menggala pada Lapangan MF, yang sebelumnya tidak diperhitungkan dalam analisis reservoir. Karakter log menunjukkan perbedaan yang cukup signifikan dengan reservoir batupasir Formasi Menggala yang biasa diketahui. Untuk mengkarakterisasi lapisan karbonat yang tipis dan tidak teridentifikasi dalam data seismik, pendekatan kuantitatif yang mengintegrasikan data inti dan log sumur digunakan. Petrophysical Rock Typing (PRT) diterapkan dengan menggunakan metode klasterisasi tak terawasi (unsupervised clustering) guna membangun model Carbonate–Non-Carbonate (CNC) dari data log standar, yang kemudian divalidasi menggunakan data inti konvensional dan side-wall core (SWC). Setelah model disempurnakan, interpretasi litofasies dari batuan inti sumur MF-09 digunakan sebagai acuan untuk membangun model Static Rock Typing (SRT) lebih lanjut. Baik model PRT maupun SRT dikembangkan dengan algoritma Multi-Resolution Graph-Based Clustering (MRGC). MRGC mengelompokkan data log sumur ke dalam elektrofasies berdasarkan kemiripan petrofisika pada berbagai resolusi. Model SRT divalidasi dan disebarluaskan ke seluruh lapangan, dan berhasil mengidentifikasi empat jenis batuan karbonat yang berbeda: Foraminiferal Packstone (P,f), Coral Rudstone (R,c), Foraminiferal Grainstone (G,f), dan Boundstone (B). Penyebaran model SRT menunjukkan bahwa fasies Foraminiferal Packstone (P,f) mendominasi interval karbonat, mencakup sekitar 74% dari total ketebalan di seluruh lapangan. Fasies Boundstone (B) menempati posisi kedua dengan proporsi 21%. Untuk memahami asal-usul genetik dari endapan karbonat ini, sebuah model pengendapan yang menggabungkan berbagai model platform karbonat dibangun berdasarkan geometri fasies yang didapatkan dari pendekatan kuantitatif pada penelitian ini.