digilib@itb.ac.id +62 812 2508 8800

Lebih dari 50% produksi minyak dan gas bumi di dunia dihasilkan oleh reservoir karbonat. Reservoir karbonat sulit untuk dikarakterisasi dikarenakan kompleksitas tipe pori batuan karbonat. Karakteristik yang berbeda antara batuan karbonat dan batupasir juga menjadi hambatan untuk memprediksi kondisi reservoir karbonat. Tipe pori batuan karbonat yang dapat dijelaskan menggunakan aspect ratio menjadi topik penelitian yang harus dilakukan. Pemodelan aspect ratio dipengaruhi oleh ketepatan estimasi modulus elastik matriks batuan. Estimasi nilai modulus elastik matriks batuan untuk setiap kedalaman sulit untuk dilakukan dikarenakan keterbatasan data X-Ray Diffraction (XRD) yang tersedia. Data XRD tersebut hanya memuat informasi fraksi masing-masing mineral untuk beberapa kedalaman tanpa adanya informasi mengenai nilai modulus elastik mineral pada lokasi penelitian. Daerah penelitian termasuk dalam Formasi Ngimbang, Cekungan Jawa Timur Utara. Pada penelitian ini, penentuan modulus elastik matriks batuan dilakukan dengan mengkombinasikan beberapa pendekatan seperti model Krief, Dvorkin, Wang, dan Voigt-Reuss-Hill (VRH) dan menggunakan pendekatan J.H Schön sebagai pendekatan akhir. Adapun estimasi tipe pori dilakukan dengan menggunakan metode Kuster-Toksöz dengan nilai aspect ratio guidance didapatkan melalui pendekatan Biot Gassmann dan Zimmerman. Hasil penelitian menunjukkan pendekatan fisika batuan dapat memberikan kontribusi yang baik dalam mengidentifikasi tipe pori pada batuan karbonat. Hasil pemodelan kecepatan gelombang P dan S pada penelitian ini memberikan nilai error minimum dan koefisien korelasi maksimum dan dapat digunakan untuk menganalisis hubungan tipe pori dengan zona reservoir prospektif yang tersaturasi minyak bumi. Analisis lebih lanjut mengenai zona reservoir prospektif dapat dilakukan dengan menghubungkan hasil analisis tipe pori pada sumur “LGK” dengan sumur-sumur lainnya agar diketahui persebaran bentuk porinya secara horisontal.