Perpustakaan Digital ITB

Lapangan Gegi merupakan suatu lapangan migas yang terletak di Provinsi Aceh. Produksi minyak pada Lapangan Gegi telah mengalami penurunan sejak tahun 1974 yang diakibatkan oleh penurunan alami sebesar 24% per tahun. Usaha peningkatan produksi Lapangan Gegi dilakukan dengan menerapkan teknologi waterflood untuk menambah cadangan dan perolehan minyak. Lapisan produktif di Lapangan Gegi salah adalah Formasi Keutapang lapisan Z-600 yang merupakan reservoir silisiklastik bagian dari cekungan Sumatera utara. Reservoir lapisan Z-600 pada Lapangan Gegi memimiliki karakteristik yang heterogen sehingga masih menjadi tantangan terutama konektivitas antar sumur. Penelitian ini dilakukan dengan analisis fasies, model fasies, rock type, dan properti reservoir agar dapat digunakan secara efektif untuk memperbaiki analisis sebelumnya dalam upaya pengembangan tahap lanjut Lapangan Gegi serta untuk mendesain pattern fullscale waterflood yang optimum. Penelitian ini bermaksud untuk mengetahui karakterisasi Lapisan Z-600 Formasi Keutapang dengan pendekatan analisis fasies dan Rock type (petrophysical rock type). Karakterisasi reservoir dilakukan melalui analisis data batuan inti, petrografi integrasi dengan pemodelan fasies, rock type, volume shale, pemodelan porositas, dan pemodelan permeabilitas. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data berupa batuan inti berupa core plug, petrografi, log talikawat, dan data Routine Core Analysis. Adapun tahapan dalam penelitian ini adalah analisis fasies, asosiasi fasies, prediksi rock type, dan penentuan karakterisasi reservoir. Hasil analisis fasies menunjukan bahwa terdapat lima fasies Sandstone cross beds facies, Sandstone with large burrow, Sandstone bioturbated, Interlaminated sandstone and claystone, Claystone with sand lenses facies yang menyusun asosiasi fasies Tide Dominated Delta. Lapisan Z-600 pada Lapangan Gegi dapat dibagi menjadi empat rock type (RT), RT 1 memiliki nilai FZI > 2,2, RT 2 memiliki nilai FZI 1,4 – 2,2, RT 3 memiliki nilai FZI 1,0 – 1,4, dan RT 4 memiliki nilai FZI ?1,0. Secara kenampakan petrografi, RT 1 hingga RT 4 cenderung lebih dibedakan oleh ukuran butir dominan, kelimpahan matriks dan kehadiran struktur interlaminasi (laminar shale), RT 1 memiliki properti paling bagus karena didominasi ukuran butir pasir halus, minim matriks dan minim struktur interlaminasi (didominasi fasies Sandstone cross beds facies dan Sandstone with large burrow), RT 2 dan RT 3 didominasi ukuran butir pasir halus - sangat halus, lebih banyak matriks dan lebih banyak struktur interlaminasi (didominasi fasies Sandstone bioturbated dan Interlaminated sandstone and claystone), sedangkan RT 4 didominasi ukuran butir pasir sangat halus dengan kandungan matriks yang cukup tinggi, serta struktur interlaminasi yang dominan hingga mengisolasi butiran pasir yang ada (didominasi fasies Claystone with sand lenses facies). Asosiasi fasies tidal channel menunjukkan dominasi RT 1 dan RT 2, serta RT 3 secara minor, asosiasi fasies tidal bar menunjukkan dominasi RT 2 dan RT 3, dan asosiasi fasies prodelta menunjukkan dominasi RT 4 dan beberapa RT 3. Perbedaan tipe porositas dalam rock type didominasi oleh perbedaan komposisi tekstural batuan (ukuran butir, bentuk butir, keseragaman, dan kehadiran matrix) dan proses diagenesis berupa kompaksi yang menghasilkan kontak antar butiran (point contact, long contact), sementasi menghasilkan pembentukan mineral autigenik (pirit, siderit, illit, klorit, kaolinit, kalsit) yang mengisi pori-pori antar butir, pelarutan mineral tidak stabil menghasilkan porositas sekunder adanya tambahan porositas sekunder yang dihasilkan dari pelarutan mineral yang tidak stabil terutama mineral feldspar. Rock Type pada interval atau sumur lain yang tidak memiliki data batuan inti diprediksi menggunakan metode multi resolution graph-based clustering (MRGC). menggunakan log sinar gamma (GR) dan densitas (RHOB) sebagai model log. Dalam proses MRGC, dipilih hasil model dengan kluster terbanyak (35 kluster) yang kemudian dilakukan penggabungan dari beberapa kluster untuk disetarakan dengan jumlah rock type yang ada. Pemodelan properti reservoir yang dikontrol oleh model fasies dan rock type menempatkan hubungan sifat-sifat petrofisika terhadap rock type. Fasies Tidal Channel, didominasi RT 1, dengan nilai porositas rata-rata 0.2389 V/V dan permeabilitas rata-rata 276.65 mD. Fasies Tidal Bar, didominasi RT 1 dan RT 2, dengan nilai porositas rata-rata 0.2209 V/V dan permeabilitas rata-rata 156.38 mD. Fasies Prodelta, didominasi RT 3 dan RT 4, dengan nilai porositas rata-rata 0.1690 V/V dan permeabilitas rata-rata 53.85 mD.