Perpustakaan Digital ITB

Lapangan Berani adalah salah satu lapangan minyak lepas pantai (offshore) tertua di cekungan Kutai. Lapangan ini ditemukan pada bulan April 1972 dan telah berproduksi selama 40 tahun. Berkurangnya produksi minyak dilapangan Berani pada zona produksi yaitu zona Utama (Main Zone) dan zona Atas (Upper Zone) menyebabkan perubahan objektif dalam kerangka pengembangan lapangan selanjutnya. Sejak tahun 2007 produksi gas menjadi objektif utama pengembangan. Keberhasilan lapangan Tunu dalam memproduksi gas pada zona Dangkal, mengubah persepsi zona Dangkal pada lapangan Berani menjadi zona gas yang potensial. Selama ini potensi zona tersebut diabaikan karena dianggap sebagai zona bahaya. Untuk mengoptimalkan produksi gas pada zona tersebut diperlukan kajian yang mendalam mengenai kondisi geologi bawah permukanan dan karekteristik reservoir pada zona Dangkal Zona Dangkal dibagi menjadi 2 interval yaitu zona BETA-MF2 dan zona MF2-U05. Reservoir pada zona ini terdiri batupasir yang belum kompak (unconsolidated). Reservoir E12-3, E12-1 dan E11-4 merupakan objek yang menarik karena merupakan reservoir terbesar dan belum diproduksi secara optimal. Data yang digunakan penelitian terdiri dari 83 sumur berupa log tali kawat, hasil deskripsi data batuan inti, data tekanan, hasil interpretasi seismik dan data produksi. ii???? ???? Deskripsi batuan inti pada zona Utama (Main Zone) dan Zona Bawah (Lower Zone) telah dilakukan oleh beberapa peneliti sebelumnya. terdapat 3 asosiasi fasies yang diidentifikasi dalam batuan inti bor, yaitu asosiasi fasies fluvial channel, distributary channel, dan delta front mouth bar (distributary mouth bar). Interpretasi fasies di zona Dangkal menggunakan data log sinar gamma, ketiga asosiasi fasies tersebut dapat dikelompokkan menjadi 2 tipe endapan yaitu tipe endapan channel dan tipe endapan bar. Karakter log kedua tipe endapan tersebut menjadi dasar interpretasi tipe endapan zona Dangkal karena tidak ada perbedaan sistem sedimentasi antar zona Utama dan zona Dangkal. Lingkungan pengendapan dari asosiasi fasies tersebut adalah transisi pada fluvio-tide delta. Sistem fluvial-tide dominated dicirikan oleh pengendapan pasir di fluvial dan tidal channel pada delta plain serta endapan distributary channel dan mouth bar pada bagian delta front. Hasil korelasi menunjukkan menunjukkan pola sebaran tipe endapan channel adalah Barat Laut-Tenggara. Pada interval E12-3 dan E12-1 Endapan channel berkembang di bagian Utara penelitian dan semakin menipis ke daerah Selatan. Sedangkan pada E11-4 tipe endapan channel memiliki penyebaran yang merata di seluruh daerah penelitian. Pemodelan geologi 3D bertujuan menggambarkan heterogenitas reservoir dan menghitung total volume cadangan gas. Hasil pemodelan menunjukkan penyebaran nilai porositas dan ketebalan reservoir dikontrol oleh tipe endapan (fasies) yang ada pada interval tersebut. Distribusi ketebalan batupasir pada interval E12-1 dan E12-3 semakin menipis dari Utara ke Selatan. Pada bagian Utara memiliki ketebalan yang berkisar 5-10 m dan nilai porositas rata-rata 21%, sedangkan dibagian Selatan ketebalan batupasir lebih rendah dan nilai porositas rata-rata adalah 16-17%. Pada interval E11-4 ketebalan batupasir hampir merata, berkisar 10-20 m dan memiliki nilai porositas rata-rata 23-27%. Perhitungan cadangan awal gas (Initial Gas In Place/IGIP) diperoleh nilai volume sebesar 20.79 bcf. Hasil pemodelan geologi dapat dijadikan acuan untuk merancang stategi pengembangan lapangan Berani dalam mengoptimalisasi produksi gas. Berdasarkan evaluasi tersebut penempatan sumur iii???? ???? sisipan yang paling efektif untuk mengoptimalkan pengurasan gas adalah dibagian puncak struktur bagian Utara daerah peneltian.