Perpustakaan Digital ITB

Lapangan Tunu terletak di area Delta Mahakam, Cekungan Kutai di Kalimantan Timur. Lapangan ini ditemukan pada tahun 1977 dan mulai berproduksi pada tahun 1990. Hingga saat ini total produksi gasnya telah mencapai lebih dari 9 Tcf, berasal dari 1000 sumur lebih yang telah dibor. Batuan reservoir yang terdapat di Lapangan Tunu ini secara umum dapat dibagi menjadi dua yaitu batupasir distributary channel yang diendapkan pada lingkungan delta plain di sebelah barat dan reservoir batupasir distributary mouth bar yang merupakan bagian dari lingkungan delta front di sebelah timur. Berdasarkan hasil perhitungan volumetrik gas awal atau Initial Gas in Place (IGIP) dan volume gas terkoneksi atau Connected Gas in Place (CGIP) terakhir di Lapangan Tunu Main Zone (TMZ), keduanya memiliki selisih yang cukup signifikan sehingga rasio CGIP – IGIP nya cukup rendah. Nilai volumetrik IGIP jauh lebih tinggi dibandingkan CGIP. Meskipun telah berproduksi selama 30 tahun dan hampir semua reservoirnya telah mengalami penurunan tekanan formasi yang signifikan, namun CGIP dan volume gas terproduksi atau Gas produced (Gp) masih cukup rendah dibandingkan dengan IGIP nya. Selisih antara volume IGIP dan CGIP yang paling besar terdapat pada Area Geologi 4 dan Geologi 5; dan interval SU5 (Stratigraphic Unit 5), terutama Lapisan 5f. Masalah yang telah teridentifikasi adalah adanya perbedaan yang cukup signifikan antara IGIP dan CGIP pada reservoir batupasir distributary mouth bar, hal ini terjadi kemungkinan karena adanya masalah dalam distribusi kualitas reservoir batupasir distributary mouth bar tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui faktor-faktor yang menyebabkan perbedaan IGIP dan CGIP, area sebarannya baik secara lateral maupun vertikal serta melakukan evaluasi terhadap parameter-parameter yang digunakan dalam pemodelan dan perhitungan IGIP yang dianggap berpotensi menyebabkan hasil volumetriknya menjadi terlalu besar atau optimistis, diantaranya adalah dimensi reservoir batupasir distributary mouth bar dan proporsi fasies atau tipe batupasir serta kualitas reservoirnya. ii Metode yang digunakan dalam penelitian ini diawali oleh pendefinisian fasies melalui korelasi core to log dari data inti batuan (core) dan analisis elektro-fasies dari data log tali kawat. Selanjutnya dilakukan review terhadap hasil analisis petrofisika untuk mengetahui jenis fluida dan definisi reservoir batupasir dan kualitasnya. Kemudian dilakukan korelasi antar sumur dari data log tali kawat untuk pembuatan peta isobath (struktur kedalaman) sebagai input untuk pemodelan struktur dan untuk identifikasi dimensi dan geometri dari reservoir batupasir distributary mouth bar yang interpretasinya didukung oleh analisis data tekanan formasi dan jari-jari pengurasan. Sebelum pemodelan reservoir statis dilakukan, analisis terhadap proporsi dan kualitas reservoir serta daya alir fluida terlebih dahulu dilakukan untuk menentukan parameter yang digunakan dalam pemodelannya. Setelah itu dilakukan pemodelan reservoir statis dan perhitungan ulang IGIP, hasilnya kemudian divalidasi dengan data dinamik yaitu CGIP. Dari penelitian ini dapat diambil beberapa kesimpulan yaitu dari data log dan pemodelan diketahui reservoir batupasir distributary mouth bar memiliki proporsi yang lebih banyak dibandingkan reservoir batupasir distributary channel, sementara secara kualitas pada umumnya reservoir batupasir distributary mouth bar lebih jelek dibanding distributary channel karena memiliki kandungan batupasir tipe C yang lebih tinggi yang kurang berkontribusi terhadap produksi namun ikut dihitung dalam perhitungan IGIP. Setelah diterapkan nilai ambang yang baru pada porositas dalam perhitungan IGIP, didapatkan hasil IGIP dengan rasio CGIP-IGIP yang lebih realistik dibandingkan rasio sebelumnya.