Lapangan Aprio yang terletak pada bagian selatan Cekungan Jawa Timur Utara
telah memproduksi minyak dari reservoir karbonat formasi Tuban dan produksi
minyak mentah rata-rata 2.500-5.000 bopd per sumurnya. Program
pengembangan lapangan pada lapangan ini memerlukan analisis yang lebih
mendetil baik dari karakteristik hingga penyebaran properti batuan reservoir.
Tesis ini difokuskan pada identifikasi dan pemodelan reservoir melalui
pendekatan petrophysical rock typing dengan metode pore geometry dan structure
(PGS). Sehingga dengan identifikasi jenis, komposisi, dan distribusi rock type,
aspek-aspek geologi seperti diagenesis dan sifat-sifat petrofisika reservoir dapat
dipahami lebih baik.
Data pengukuran porositas dan permeabilitas dari 113 core plug, 13 diantaranya
memiliki data mercury injection capillary pressure (MICP), 48 sayatan tipis dari 3
sumur, 18 data log sumur, dan seismik 3D digunakan pada penelitian ini. Analisis
fasies, asosiasi fasies dan diagenesis dilakukan pada tahap awal untuk mengetahui
pengaruh fasies, lingkungan pengendapan dan proses-proses diagenesis terhadap
petrophysic rock type (PRT) yang terbentuk. Litofasies packstone dengan butir
skeletal foram besar, alga merah, moluska, dan koral mendominasi pada sumur
yang memiliki sayatan tipis. Diagenesis berlangsung dari tahap di laut hingga
pembebanan. Porositas sekunder terjadi akibat pelarutan batuan pada tahap
vadose. Berdasarkan Luis Pomar 2004, daerah penelitian memiliki fasies lagoon,
shelf margin, dan upper slope. Analisis PGS dan petrografi adalah kunci utama
dalam mengidentifikasi PRT. Pada lapangan ini terdapat 3 jenis PRT yang
diklasifikasi berdasarkan jenis, ukuran, dan asosiasi pori, yaitu: (PRT 1) vuggy
porosity dan moldic macropore patchy association, (PRT 2) interparticle mesomacropore patchy association, (PRT 3) interparticle micropore uniform. PRT 1
dan PRT 2 mendominasi pada fasies shelf margin. Sedangkan PRT 3
mendominasi pada fasies lagoon dan upper slope.
Karakterisasi reservoir secara 3-D dilakukan melalui pemodelan fasies, porositas
dan saturasi air. Pada pemodelan PRT dan permeabilitas dilakukan dengan
analisis dan kontrol dari metode PGS. Hasil pemodelan menunjukkan adanya
konsistensi antara distribusi PRT dan sifat-sifat petrofisika reservoir. Nilai
porositas dan permeabilitas yang tinggi sebagian berasosiasi dengan PRT 1 dan
PRT 2. Evaluasi terhadap kualitas reservoir membuktikan hubungan antara jenis,
komposisi, dan distribusi spasial dari PRT dengan produktifitas sumur. Sumursumur yang didominasi oleh PRT 1 menunjukkan produktifitas yang tinggi
(>4.000 bopd), sumur-sumur yang didominasi oleh PRT 1 dan PRT 2
menunjukkan tingkat produktifitas sedang (3.500-4000 bopd), sedangkan sumursumur yang didominasi oleh PRT 2 saja menunjukkan tingkat produktifitas yang
rendah (<3.500 bopd).