Perpustakaan Digital ITB

Lapangan GTN yang sudah berproduksi sejak Tahun 1990 dari tiga reservoir (D840, D900, dan BK1000A) awalnya diinterpretasikan hanya memiliki satu kompartemen reservoir untuk setiap lapisan produksi, meskipun indikasi dari data tekanan reservoir dan pola log resistivitas serta saturasi menunjukkan hal yang berbeda. Penelitian tesis dilakukan dengan melakukan interpretasi yang lebih detail meliputi; hubungan pola struktur geologi (sesar, lipatan) hasil sejarah tektonik pada area penelitian, perhitungan kemampuan sesar dalam menahan kolom hidrokarbon yang direpresentasikan oleh nilai SGR (Shale Gauge Ratio), korelasi elektrofasies dan identifikasi unit reservoir secara horizontal, analisis tekanan reservoir, perbandingan lebar dan tebal fasies, penentuan kedalaman kontak fluida dengan mempertimbangkan waktu relatif produksi minyak, serta analisis geokimia (oil fingerprinting). Hasil penelitian tesis mendapatkan hasil bahwa setiap lapisan produksi minyak terbagi menjadi beberapa kompartemen reservoir horizontal. Hasil analisis kompartemen reservoir berupa Reservoir D840 terdiri dari enam kompartemen, Reservoir D900 terdiri dari lima kompartemen, dan Reservoir BK1000A terdiri dari lima kompartemen. Batas kompartemen reservoir horizontal dinterpretasikan lebih dominan dibatasi oleh variasi atau perubahan nilai porositas (porositas efektif atau PHIE dengan cut off VSH <0,8 dan cut off PHIE >0,15). Keterbatasan kualitas data seismik 2D yang digunakan untuk identifikasi sesar-sesar minor menyebabkan kesulitan untuk melihat fault throw yang jelas, hal ini selanjutnya berkorelasi dengan tingkat keakuratan hasil analisis potensi awal sekatan sesar (fault seal analysis). Variasi nilai porositas mencerminkan heterogenitas internal dalam tubuh fasies selama proses sedimentasi dan mencerminkan storage unit atau unit resevoir. Perhitungan volumetrik atau sumber daya minyak bumi (Original Oil in-Place, OOIP) hasil penelitian mereduksi nilai OOIP hasil studi sebelumnya. Hasil perhitungan sumber daya minyak bumi yang baru selanjutnya divalidasi ke hasil analisis material balance, kemudian hasil cadangan sisa minyak bumi juga divalidasi terhadap hasil DCA (decline curve analysis). Nilai cadangan sisa minyak bumi konsisten menunjukkan bahwa potensi terbesar ada di Reservoir D840 dan sangat minim di Reservoir D900 dan BK1000A. Kondisi ini berakibat perubahan fokus skenario pengembangan lapangan lanjutan menjadi lebih utama ke target di Reservoir D840.