Perpustakaan Digital ITB

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).