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

SEISMIK INVERSI UNTUK IDENTIFIKASI DISTRIBUSI FASIES DAN POROSITAS RESERVOIR HIDROKARBON FORMASI TALANG AKAR BAWAH. STUDI KASUS: LAPANGAN TIMUR JAUH, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

Penulis : Rifky Ramadan [12318032]
Kontributor / Dosen Pembimbing :
  • Prof. Dr. Ir. Sigit Sukmono, M.Sc.
  • Dona Sita Ambarsari, S.T., M.T.
Jenis Koleksi : Tugas Akhir
Penerbit : Teknik Geofisika - FTTM
Fakultas : Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan
Subjek :
Kata Kunci : AI, CO2, fasies, hidrokarbon, kompartemen, porositas, sand/shale ratio, seismik inversi.
Sumber :
Staf Input/Edit : Devi Septia Nurul  
File : 1 file
Tanggal Input : 19 Sep 2022

Produksi minyak dan gas bumi di Indonesia menurun dalam beberapa tahun terakhir sehingga perlu dilakukan eksplorasi/pengembangan lapangan. Salah satu upaya yang dilakukan adalah pengembangan Lapangan “TIMUR JAUH”, Lower Talang Akar Formation (LTAF), Cekungan Sumatera Selatan. Lapangan “TIMUR JAUH” terdiri dari 3 kompartemen yang dibatasi oleh patahan sehingga menyebabkan perbedaan kontak fluida. Terdapat 4 lapisan pada lapangan ini yang dibatasi oleh Flooding Surface (FS). Empat lapisan tersebut diantaranya, Upper, Middle, Lower, dan Simpang. Litologi penyusun Lapangan “TIMUR JAUH” terdiri dari batupasir, shale, serta lapisan batubara yang tipis. Reservoir pada lapangan ini merupakan batupasir yang terisi oleh hidrokarbon, serta tervalidasi adanya gas CO2. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi litologi, fasies, dan porositas menggunakan metode seismik inversi. Penelitian dilakukan menggunakan data seismik 3D PSTM (Post Stacked Time Migration) dan 64 data sumur dengan 5 sumur kunci yang memiliki data paling lengkap serta mewakili ketiga kompartemen. Dilakukan analisis sensitivitas untuk memisahkan batubara, batupasir, dan shale. Selanjutnya inversi AI (Acoustic Impedance) diterapkan pada data seismik lalu ditransformasi menjadi peta persebaran porositas, sand/shale ratio, dan CO2. Namun, terdapat ambiguitas pada persebaran porositas dan CO2, karena nilai AI dipengaruhi juga oleh adanya batubara dan fluida, serta ketersediaan data CO2 yang minim. Hasil analisis fasies menunjukkan bahwa LTAF terendapkan pada fase transgresif, hal ini ditunjukkan dengan adanya endapan batupasir tebal yang perlahan semakin tipis akibat kenaikan muka air laut. Analisis peta isochron (ms) dan isopach (ft) menunjukkan adanya penebalan searah dengan sedimentasi yang berkorelasi dengan properti fisik batupasir dan gas CO2 yang relatif tinggi. Selanjutnya persebaran fluida menunjukkan bahwa zona hidrokarbon berada pada daerah dengan porositas dan sand/shale ratio yang tinggi yang didominasi oleh fluida gas. Dapat disimpulkan bahwa reservoir merupakan batupasir berpori yang didominasi oleh fluida gas.

Artikel Terkait