Ordas Dewanto, Ordas
Universitas Lampung

Published : 15 Documents
Articles

Found 15 Documents
Search

Pengaruh Material Clay (Kaolinite/Illite) Terhadap Maturasi dan Potensi Material Organik Untuk Dasar Pengolahan Material Ser pih Sebagai Energi Alternatif Pengganti BBM Dewanto, Ordas; Soegijono, Bambang; Suharso, Suharso
Jurnal Spektra Vol 14, No 2 (2013): Spektra: Jurnal Fisika dan Aplikasinya
Publisher : Jurnal Spektra

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

Material serpih atau material organik sejenisnya, masuk dalam kategori kerogen tipe II. Untuk mengembangkan dan membantu proses pengolahan atau pemanfaatan material organik tersebut, maka sangat perlu dilakukan penelitian yang lebih spesifik tentang material serpihberupa kelompok senyawa siklik/alifatik yang berakumulasi di dalam material clay tersebut.Material clay yang mengandung kaolinite/illite tentunya akan sangat mempengaruhi material organik tersebut, misalnyajumlah kandungan organik karbon dalam clay dan kematangan termalnya. Pengukuran tingkat kematangan termal materialclay-organik dilakukan berdasarkan harga temperatur maksimum (Tmax) dari analisis pirolisis. Hasil dari analisismenunjukkan bahwa material clay dengan volume yang lebih besar dari pada material organik ternyata sangat berperan besardalam proses maturasi. Kemudian jenis material clay yang didominasi oleh material karbonat, hasilnya menunjukkanpenurunan pada proses maturasi. Selain itu ditentukan juga tipe material serpih menggunakan data pirolisis rock-eval. Kombinasi antara indeks hidrogen (HI) dan Tmax pada diagram van Krevelen menunjukkan kerogen tipe II yang lebih cenderung berpotensi sebagai minyak dan gas.Kata kunci:material serpih, kerogen, kaolinite/illite, siklik/alifatik, maturasi
ANALISIS Sw BERDASARKAN NILAI Rw SPONTANEOUS POTENSIAL DAN Rw PICKETT PLOT PADA FORMASI BERAI CEKUNGAN BARITO DENGAN MENGGUNAKAN METODE WELL LOGGING Manurung, Lita Samantha; Dewanto, Ordas; Haerudin, Nandi
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 3, No 3 (2017)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Daerah penelitian berada pada Cekungan Barito lebih tepatnya berada pada Formasi Berai. Penelitian ini dilakukan dengan menganalisis nilai Sw berdasarkan nilai Rw dengan menggunakan 2 metode Rw yaitu Rw dari log sp dan Rw menggunakan pickett plot dan juga setelah menganalisis nilai sw-nya maka akan ditentukan apakah sumur tersebut mengandung hidrokarbon berjenis minyak ataupun gas. Penelitian ini dilakukan pada 2 sumur yang ada pada Formasi Berai yaitu sumur K-09 dan sumur K-012. Setelah dilakukan 2 metode untuk mendapatkan nilai Rw pada sumur K-09 dan K-012 didapatkan hasil sebagai berikut: untuk sumur K-09 nilai Rw pickett plot didapatkan 0,16 sedangkan untuk Rw sp didapatkan hasilnya 0,15. Pada sumur K-012 untuk Rw pickett plot didapatkan 0,02 sedangkan untuk Rw sp didapatkan hasilnya 0,045. Dari nilai Rw yang didapatkan dengan 2 metode tersebut selanjutnya nilai Rw itu digunakan untuk menganalisis nilai Sw. Untuk mencari nilai sw digunakan rumus simandox. Selisih nilai Sw yang didapatkan tidak terlalu berbeda sehingga jenis fluida yang dianalisis berdasarkan nilai Sw tetap sama.  ABSTRACT The area of research are in Barito Basin, spesificaly in Berai Formation. This research has been done by analysis Sw based on Rw value with two Rw method, it is Rw from Sp log and Rw using pickett plot and also by analyzing Sw value,to determine the well contains oil hydrocarbon or  gas. The research has been done in two well in Berai Formation, that is K-09 and K-12. After two method for determined Rw value in well K-09 and K-12, the result is: for well K-09, the pickett plot 0.16 ohm m and for SP Rw is 0.15.ohm m In well K-012 the pickett plot is 0.02 ohm m and for SP Rw is 0.045 ohm m. The result of Rw value from two method is in order to Sw analysis.  To determined Sw value, Simandox formula has been used. The difference of Sw from both research are not that different which means the kind of fluida that has been analyzed based on Sw is still same. Keywords: Rw, SP, pickett plot, Sw, simandox
ANALISIS RESERVOAR MIGAS BERDASARKAN PARAMETER PETROFISIKA DARI 7 SUMUR DI CEKUNGAN SUMATERA SELATAN Siallagan, Fernando; Dewanto, Ordas; Mulyatno, Bagus Sapto
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 3, No 2 (2017)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Pada suatu pemboran eksplorasi, tahapan yang sangat penting adalah menganalisa kejenuhan fluida pada reservoar. Sistem fluida yang ada pada suatu reservoir biasanya multi fasa (air dan hidrokarbon). Saturasi hidrokarbon (minyak atau gas bumi) dapat diketahui dengan terlebih dahulu menghitung saturasi airnya, dengan demikian penentuan nilai saturasi air (Sw = water saturation) menjadi kunci untuk mengetahui suatu interval reservoir apakah dominan mengandung air atau hidrokarbon. Perkembangan teknologi eksplorasi khususnya teknologi logging serta kondisi reservoir yang beragam mempengaruhi konsep penentuan saturasi air dari waktu ke waktu. Penelitian ini berusaha mengkompilasi jenis-jenis metode penentuan saturasi air pada 7 data sumur “ARA”. Menentukan properti petrofisika sebagai langkah melakukan karakterisasi data sumur yakni menentukan volume shale menggunakan metode gamma ray indeks, menentukan resistivitas air menggunakan metode picket plot, menentukan porositas menggunakan korelasi log density & neutron, dan untuk menentukan saturasi air menggunakan metode archie dan simandoux. Berdasarkan analisis 7 data sumur “ARA” memiliki fluida berupa gas, minyak dan air. Nilai porositas rata-rata pada sumur “ARA” adalah 16.2% dan nilai rata-rata saturasi air sebesar 21.8%.  ABSTRACT In an exploratory drilling, it is a very important step to analyze the saturation of the fluid in the reservoir. The fluid system present in a reservoir is usually multi-phase (water and hydrocarbon). The hydrocarbon saturation (oil or gas) can be determined by calculating the water saturation, thereby determining the value water saturation (Sw = water saturation) being the key to know a reservoir interval whether the dominant contains water or hydrocarbons. The development of exploration technology, especially logging technology and various reservoir conditions affect the concept of water saturation determination over time. This study attempted to compile the types of water saturation determination methods in 7 wells data "ARA". Determine the petrophysical property as a step to characterize the well data is determine shale volume using the gamma ray index method, determine water resistivity using pickett plot method, determine porosity using density and neutron log correlation, and to determine water saturation using archie and simandoux methods. Based on analysis 7 wells data "ARA" has a fluid of gas, oil and water. The average porosity value of "ARA" is 16.2% and the average water saturation is 21.8%. Keywords : Logging, Hydrocarbon, Porosity, Water Saturation
ESTIMASI CADANGAN MIGAS BERDASARKAN ANALISIS PETROFISIKA DAN INTERPRETASI SEISMIK PADA FORMASI TALANG AKAR DAN FORMASI LEMAT DI LAPANGAN “RF” CEKUNGAN SUMATERA SELATAN Pratiknyo, Sidharta; Dewanto, Ordas; Haerudin, Nandi
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 3, No 1 (2017)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Estimasi jumlah cadangan terkira pada Lapangan “RF” sangat diperlukan untuk pengembangan lapangan dan meningkatkan produktivitas cadangan minyak dan gas bumi pada lapangan minyak bumi tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk menghitung cadangan minyak dan gas bumi pada Lapangan “RF” dengan metode volumetrik menggunakan besaran fisis dan net to gross (N/G) yang diperoleh dari analisis petrofisika serta interpretasi seismik untuk memperoleh volume bulk reservoar. Parameter tersebut digunakan untuk menentukan besar cadangan minyak bumi (OOIP) dan gas bumi (OGIP) pada Formasi Talang Akar dan Formasi Lemat di daerah penelitian. Berdasarkan analisis kualitatif data log diketahui bahwa litologi yang berkembang pada daerah penelitian yaitu batupasir dan serpih. Dari analisa kuantitatif secara rata-rata nilai kandungan volume serpih (Vsh) di bawah 30%, porositas efektif di atas 12%, saturasi air efektif (Sw) di bawah 70%, permeabilitas di atas 13 mD dengan kandungan minyak dan gas bumi. Dari analisis petrofisika diketahui tiga zona reservoar di daerah penelitian yaitu TAF-SS-A, TAF-SS-B dan LEMAT-SS. Berdasarkan hasil interpretasi seismik diketahui bahwa struktur geologi yang berkembang pada daerah penelitian adalah sesar normal yang berarah timurlaut-baratdaya dan baratlaut-tenggara. Masing-masing struktur secara umum relatif terpisah dengan batas GOC (Gas Oil Contact) ataupun batas OWC (Oil Water Contact) yang berbeda. Berdasarkan hasil perhitungan cadangan minyak dan gas bumi dengan metode volumetrik, total OOIP pada Formasi Lemat sebesar 7.85 MMSTB dan total OGIP pada Formasi Talang Akar sebesar 1.343,15 MMSCF. ABSTRACT Estimation of probable reserves in the Field “RF” is indispensable for the development of the field and increase the productivity of oil and gas in the petroleum field. This research aims to calculation reserves of oil and gas in the Field “RF” by volumetric method using physical quantities and net to gross (N/G) obtained from petrophysical analysis and seismic interpretation to gain bulk volume reservoir. These parameters are used to define of petroleum reserves (OOIP) and gas reserves (OGIP) on Talang Akar Formation and Lemat Formation in the area of research. Based on the analysis of qualitative data logs, it is known that litologi evolve on area of research that is sandstone and shale. From quantitative analysis is known an average value of shale volume content (Vsh) below 30%, effective porosity above 12%, effective water saturation (Sw) below 70%, permeability above 13 mD with oil and gas content. From the petrophysical analysis is known three zone of reservoir in the area of research that is TAF-SS-A, TAF-SS-B and LEMAT-SS. Based on the results of seismic interpretation is known that geological structure evolve in the area of research is the normal fault towards northeast-southwest and northwest-southeast. Each structure in general relatively detached with GOC (Gas Oil Contact) boundaries or OWC (Oil Water Contact) boundaries are different. Based on the results of the calculation of the oil and gas reserves with the volumetric method, a total of OOIP on Lemat Formation is 7.85 MMSTB and a total OGIP on Talang Akar Formation is 1.343,15 MMSCF. Keywords: Petrophysical Analysis, Seismic Interpretation, Net to Gross, OOIP, OGIP
PERHITUNGAN CADANGAN HIDROKARBON FORMASI TALANG AKAR MENGGUNAKAN ANALISIS PETROFISIKA DAN SEISMIK INVERSI AI DENGAN PENDEKATAN MAP ALGEBRA PADA LAPANGAN BISMA, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN Ramdhani, Egi; Dewanto, Ordas; Karyanto, Karyanto; Yulianto, Nanang
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 4, No 3 (2018)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Sebagai salah satu lapangan dengan prospek hidrokarbon potensial, Lapangan Bisma, yang merupakan bagian dari Cekungan Sumatera Selatan, dapat dievaluasi guna memetakan akumulasi hidrokarbon dan total cadangannya. Analisis petrofisika merupakan metode analitik data untuk evaluasi formasi yang sensitif terhadap perubahan vertikal. Output utama analisis ini adalah kompilasi nilai properti yang berguna dalam penentuan kualitas reservoar. Seismik inversi akustik impedan merupakan metode yang dapat digunakan dalam memetakan sebaran zona poros yang bertindak sebagai reservoar hidrokarbon. Melalui inversi, dapat dihasilkan peta sebaran zona poros menggunakan interpretasi gabungan antara peta AI, densitas dan Pwave. Map algebra merupakan metode kalkulasi yang melibatkan peta sebagai input utamanya. Metode ini memungkinkan kita melakukan operasi aritmatik pada peta dengan jumlah grid yang sama. Menggunakan tiga metode tersebut, dilakukan perhitungan cadangan hidrokarbon lapangan Bisma. Hasil analisis petrofisika mengindikasikan zona target merupakan zona prospek minyak pada dua lapisan utama yakni S dan W3. Sedangkan hasil analisis seismik inversi menyatakan sebaran zona poros berkisar pada rentang AI 7400 – 9315 m/s*g/cc. Dilakukan penyebaran nilai porositas efektif, sw dan isopach dengan guide hasil picking horizon dan inversi seismik AI serta dilakukan perhitungan cadangan. Lapisan S mengakumulasi 21.1 juta barrel minyak dan lapisan W3 mengakumulasi 50.2 juta barrel. Hasil didapatkan setelah mengaplikasikan persamaan Original Oil in Place (OOIP) pada peta sebaran properti dengan pendekatan map algebra.  ABSTRACT As a potential field in hydrocarbon prospect, Bisma field, the part of south Sumatra basin, can be evaluated in order to mapping the hydrocarbon accumulation and total reserve calculation purpose. Petrophysical analysis is an analytic method to evaluate the formation which sensitive with vertical contrast. Main output of this analysis is the compilation of some property value that useful on reservoir quality justification. Seismic acoustic impedance inversion is a method that can be used to define the distribution of porous zone as a hydrocarbon reservoir. This inversion result is the distribution of prospect area map by using combination of interpretation in AI map, density map and P-wave map. Map algebra is a calculation method that used to map that has the same grid number. By using those three methods, the reserve of hydrocarbon accumulation on Bisma field can be calculated. Petrophysical analysis results the indication of hydrocarbon in target zone is oil on two main layer, S and W3. Meanwhile, seismic inversion interpreting the distribution of porous zone is between 7400 – 9315 m/s*gr/cc in AI value context. Then, the effective porosity, Sw value and isopach are spread laterally using picked horizon and seismic acoustic impedance result as a guide, also, calculating the reserve. Layer S accumulating 21.1 million barrel oil and W3 accumulating 50.2 million barrel oil. This value resulted by aplicating Original Oil in Place (OOIP) equation on property map with map algebra approachment. Keywords— Talang Akar Formation Hydrocarbons, Petrophysical Analysis, Acoustic Impedance Inversion, Map Algebra, and Original Oil in Place (OOIP)
ANALISIS SIFAT FISIS PADA RESERVOAR BATUPASIR MENGGUNAKAN METODE SEISMIK INVERSI IMPEDANSI AKUSTIK (AI) DAN MULTIATRIBUT PADA LAPANGAN “MNF” CEKUNGAN BONAPARTE Febridon, Muhammad Niko; Mulyatno, Bagus Sapto; Dewanto, Ordas; Wijaksono, Egie
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 4, No 2 (2018)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Analisis sifat fisis pada reservoar batupasir dalam penelitian ini dilakukan dengan menggunakan metode inversi impedansi akustik dan multiatribut seismik yang dilakukan pada Lapangan “MNF” Cekungan Bonaparte. Pada penelitian ini dihasilkan sebaran impedansi akustik, serta dari impedansi akustik tersebut diturunkan hingga mendapatkan peta sebaran saturasi air serta dilakukan prediksi volume properti log untuk memprediksi pseudo gamma ray, densitas dan porositas dengan analisis multiatribut menggunakan metode regresi linear dengan teknik step wise regression. Dari hasil analisis crossplot data sumur untuk analisis sensitiv sand-shale dan analisis inversi pada batupasir yang terisi oleh fluida  hidrokarbon diperoleh nilai impedansi akustik antara 12.000 ft/s*g/cc – 27.000 ft/s*g/cc. Pada bagian Tengah sekitar Sumur NN-1, NN-3, dan NN4 serta bagian Tenggara daerah penelitian merupakan daerah prospek yang memiliki nilai gamma ray dengan range 5-70 API, densitas dengan range 2,1-2,3 gr/cc dan  porositas  dengan  range 18-23% serta SW sebesar 10-13% yang mengindikasikan pada lapangan penelitian terakumulasi hidrokarbon gas. Dari hasil multiatribut serta impedansi akustik menunjukan bahwa batupasir pada lapangan ini merupakan batupasir thight. ABSTRACT Analysis of the physical properties of the sandstone reservoir in this study was carried out using the acoustic impedance inversion method and seismic multi-attribute which was carried out at the Bonaparte Basin "MNF" Field. In this study, the acoustic impedance distribution is generated, and the acoustic impedance is derived to obtain a water saturation distribution map and the volume of the log property is predicted to predict pseudo gamma ray, density and porosity with multi-attribute analysis using linear regression method with step wise regression technique. From the results of well data crossplot analysis for sand-shale sensitivity analysis and inversion analysis on sandstones filled with hydrocarbon fluid obtained the acoustic impedance value is between 12,000 ft / s * g / cc - 27,000 ft / s*g / cc. In the Middle part around the NN-1, NN-3 and NN4 wells and the Southeastern part of the research area are prospect areas that have gamma ray values with a range of 5-70 API, density with a range of 2.1-2.3 gr / cc and porosity with a range of 18-23% and SW of 10-13% indicating that the hydrocarbon gas accumulated in the research field. The results of the multi-attributes and acoustic impedance show that the sandstones in this field are thight sandstones.Keywords: Acoustic impedance, seismic multiattributes, sandstones, hydrocarbons, step wise regression
ESTIMASI KANDUNGAN SERPIH (Vsh), POROSITAS EFEKTIF (∅e) DAN SATURASI AIR (Sw) UNTUK MENGHITUNG CADANGAN HIDROKARBON PADA RESERVOAR LIMESTONE LAPANGAN “PRB” DI SUMATERA SELATAN MENGGUNAKAN DATA LOG DAN PETROFISIKA Purba, Leo Rivandi; Dewanto, Ordas; Mulyatno, Bagus Sapto
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 4, No 3 (2018)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK                 Data log dan petrofisika dari daerah penelitian yang terletak pada Cekungan Sumatera Selatan, tepatnya pada Formasi Baturaja akan digunakan untuk menghitung cadangan hidrokarbon pada daerah penelitian. 3 data sumur diproses untuk menentukan lapisan prospek hidrokarbon dan menghitung cadangan hidrokarbon pada zona produktif dengan bantuan 1 data petrofisika pada sumur PRB-3. Dalam penentuan zona produktif hidrokarbon terlebih dahulu menentukan parameter-parameter petrofisika. Parameter yang digunakan adalah kandungan serpih, porositas efektif dan saturasi air. Nilai kandungan serpih yang kecil pada lapangan “PRB” menunjukkan bahwa reservoarnya bersih dari mineral serpih. Sedangkan berdasarkan nilai saturasi airnya, jenis hidrokarbon pada reservoar ini adalah gas bumi. Berdasarkan nilai ketiga parameter tadi, lapangan “PRB” memiliki 6 zona produktif hidrokarbon pada masing-masing sumur eksplorasi. Kemudian, menentukan zona net pay yang sudah ditentukan dengan menggunakan cut-off kandungan serpih rata-rata 8% artinya hidrokarbon akan diproduksi jika nilai kandungan serpihnya dibawah 8%, sedangkan porositas efektif 5% artinya hidrokarbon akan dapat diproduksi jika nilai porositas efektif lebih besar dari 5% dan saturasi air 70% artinya nilai saturasi air pada lapangan “PRB” harus lebih kecil dari 70% agar hidrokarbonnya bisa diproduksi. Tebal rata-rata net pay pada sumur PRB-1 adalah 2,275 meter. Pada sumur PRB-2 tebal rata-rata net pay adalah 4,09 meter. Pada sumur PRB-3 tebal rata-rata net pay adalah 2,65 meter. Tebal lapisan rata-rata ketiga sumur adalah sebesar 3,005 meter. Nilai rata-rata porositas efektif dari 3 sumur adalah 8,1%, dan nilai saturasi air rata-rata adalah 27,2%. Faktor formasi volume gas (Bg) adalah 0,0226 bbl/SCF dengan luas daerah 28 km2. Cadangan gas bumi (OGIP) pada daerah penelitian ini adalah 7,764 BSCF.  ABSTRACT                 Log and petrophysics data of research area are that located in South Sumatera Basin, exactly at formation Baturaja will be used for counting the hydrocarbon stock in research field. There are 3 the well datas prosessed to determine the prospect layer of hydrocarbon and estimate the hydrocarbon stock in the productive zone by using 1 petrophysic data from well PRB-3. In order to determine the productive zone of hydrocarbon, the first thing to do is to determine the petrophysics parameters. Parameters used is shale content, effective porosity and water saturation. The value of shale content on “PRB” field shows that reservoir is clean from shale minerals. But, based on the saturation of water, type hydrocarbon in reservoir it is natural gas. Based value of three parameters last, the field “PRB” having 6 zone productive hydrocarbon in each ecploratory wells.  Then, determine zone net pay that had been determined by using the cut-off of shale content which is 8% it means hydrocarbon will be produced if the value of shale content under 8%, effective porosity is 5% it means hydrocarbon will be produced if the value of porosity of effective larger than 5% and water saturation is 70% it means that the value of water saturation on field “PRB” must be less than 70% that hydrocarbon can be produced. Average thickness of the net pay in well PRB-1 is 6.78 meter. In well PRB-2, the average thickness is 7.37 meter while in well PRB-3 it is 3,825 meter. The average thickness from those three wells is 3,005 meter. The mean effective porosity of those 3 wells is 8,1% and the mean water saturation is 27,2%. Gas volume formation factor (Bg) is 0,0226 bbl/SCF which the area width is 28 km2. Natural gas stock (OGIP) in this research area is 7,764 BSCF. Keywords— Limestone, Net pay, Cut-off, natural gas stock
KARAKTERISASI RESERVOAR MENGGUNAKAN METODE INVERSI AI (ACOUSTIC IMPEDANCE) DAN METODE SEISMIK MULTIATRIBUT PADA LAPANGAN “RM”, FORMASI TALANG AKAR CEKUNGAN SUMATERA SELATAN Malik, Rachman; Mulyatno, Bagus Sapto; Dewanto, Ordas
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 3, No 1 (2017)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Seismik inversi Acoustic Impedance dan seismik multiatribut merupakan salah satu metode seismik yang dapat digunakan dalam memetakan persebaran reservoar batupasir. Dengan menggunakan metode ini, kita dapat memisahkan dengan baik antara batupasir dan serpih Formasi Talang Akar yang terdapat pada Lapangan RM, Cekungan Sumatera Selatan. Kedua metode ini akan saling dibandingkan satu sama lain agar mendapatkan hasil yang lebih valid dalam pemetaan reservoar batupasir. Metode seismik inversi akustik yang digunakan dalam penelitian ini ada 3 jenis yaitu bandlimited, modelbased, dan linier program sparse spike. Sedangkan untuk seismik multiatribut yang digunakan adalah multiatribut regresi linier dalam memetakan volum neutron porosity dan density. Hasil analisis inversi impedansi akustik yang dilakukan, peta persebaran reservoar batupasir memiliki nilai impedansi sebesar 27000 – 30000 g/cc*m/s. Sedangkan untuk multiatribut neutron porosity-nya, memiliki nilai 32-35%, dan nilai multiatribut density-nya sebesar 2.4 – 2.6 gr/cc, dan memiliki nilai porositas efektif sebesar 19 – 20%. Berdasarkan peta volume Acoustic Impedance (AI) , PHIE , Volum NPHI, dan Volum density diketahui batupasir yang poros, berada di arah SE-NW. ABSTRACT Seismik Acoustic impedance inversion and seismik multiattribute are the seismik methods that can be used to mapping the distribution of sandstone reservoir. By using these methods, we can distinguish between sandstone and shale in Talang Akar Formation at RM Field, South Sumatra basin. Both of these methods will be mutually comparable to each other in order to obtain more valid results in mapping of sandstone reservoirs. There are 3 types of seismik acoustic inversion that used in this research, which are bandlimited, modelbased, and linear sparse spike. seismik multi-attribute that used in this research is multiatribut linear regression to mapping neutron porosity volume and density. As the results of seismik acoustic impendance inversion, the value of sandstone reservoir is 27000 - 30000 g / cc * m/s. As the results of neutron porosity multiattribute, it has a value of 32-35%, and the value of density multiattribute is 2.4 - 2.6 gr / cc, and effective porosity value is 19 - 20%. Based on the Acoustic Impedance (AI) volume map, PHIE, NPHI volum, and density volum, the porous rocks located in SE-NW. Keyword: Sandstone Talang Akar Formation, Acoustic Impedance inversion, and Seismik Multiattribute
KARAKTERISASI RESERVOAR MELALUI ANALISIS PETROFISIKA BERDASARKAN DATA LOG SUMUR “TRD” FORMASI AIR BENAKAT Chasandra, Beny; Dewanto, Ordas; Haerudin, Nandi
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 4, No 1 (2018)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Daerah penelitian terletak pada Cekungan Sumatera Selatan, tepatnya pada Formasi Air Benakat yang berada di bagian tenggara Provinsi Jambi. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui dimana zona-zona produktif berdasarkan analisis parameter petrofisika (saturasi air, porositas dan vshale), serta bagaimana karakteristiknya Adapun litologi pada sumur TRD adalah batupasir (sandstone) dengan sedikit kandungan foraminifera di dalamnya. Penentuan ini didasarkan pada hasil analisis petrofisika dengan hasil rata-rata porositas zona 7 pada sumur TRD-10 sebesar 12,4%, Sw 19,4% dan Vsh 6,2%; zona 7 sumur TRD-11 porositas 16,2%, Sw 41,3%, dan Vsh 22%; zona 11 pada sumur TRD-14 porositas 33,2%, Sw 21,2% dan Vsh 1,2%; zona 6 sumur TRD-15, porositas 7,02%, Sw 32,3% dan Vsh 5,6%; zona 7 sumur TRD-17, porositas 9,04%, Sw 25,6% dan Vsh 4,6%; dan zona 4 sumur TRD-19, porositas 23,2% Sw 13,5% dan Vsh 7,1%. Karakteristik reservoar pada sumur TRD ini relatif memiliki saturasi yang rendah di bawah 50%, porositas lebih dari 5 % dan kandungan lempung kurang dari 25%, sehingga zona produktif pada sumur TRD berpotensi gas.   ABSTRACT The research area was located in South Sumatra Basin on Air Benakat Formation at South-East Jambi Province. The research conducted to know productive the interest zone by petrophysics analysis (volume shale water saturation, and porosity) and its characteristics by well-log. The lithology of TRD Well is sandstone with a few foraminifera. The interpretation based on the petrophysical analysis porosity of the 7th zone on TRD-10 is average 12,4%, saturation water 19,4% and volume shale 6,2%; the 7th zone on TRD-11 well is average porosity 16,2%, saturation water 41,3%, and volume shale 22%; the 11th zone on TRD-14 well is average porosity 33,2%, saturation water 21,2% and volume shale 1,2%; The 6th zone TRD-15 well, porosity 7,02%, saturation water 32,3% and volume shale 5,6%; On the TRD-17 well of the 7th zone is average the porosity 9,04%, saturation water 25,6% and volume shale 4,6%; and 4th zone of TRD-19 well, porosity 23,2% Saturation water 13,5% and volume shale 7,1%. The characteristics of hydrocarbon reservoir on TRD Wells have low water saturation is less than 50%, porosity more than 5% and volume shale less than 25%. From the result of petrophysics parameter value used as the indicator of the productive zone and interpreted that sand reservoir on well TRD has potentially for the reservoir zone with gas prospect. Keywords— petrophysics, water saturation, porosity, volume shale, and netpay
KLASIFIKASI PETROFISIKA TIPE BATUAN UNTUK MEMPREDIKSI KUALITAS RESERVOAR PASIR SERPIHAN PADA FORMASI TALANG AKAR, CEKUNGAN ONWJ Priyanka, Feny; Dewanto, Ordas; Mulyatno, Bagus Sapto; Ariffiandhany, Riezal
Jurnal Geofisika Eksplorasi Vol 4, No 3 (2018)
Publisher : Jurnal Geofisika Eksplorasi

Show Abstract | Download Original | Original Source | Check in Google Scholar

Abstract

ABSTRAK Hidrokarbon terakumulasi pada sebuah reservoar, reservoar memiliki banyak jenis tergantung pada kondisi geologi dan mineral penyusunnya. Pada Cekungan ONWJ, Sub-Cekungan Arjuna, Formasi Talang Akar merupakan jenis reservoar pasir serpihan. Hadirnya lempung dalam sebuah reservoar akan menurunkan nilai resistivitas dan menaikkan nilai saturasi, sehingga dibutuhkan analisis multimineral dan klasifikasi kualitas dari reservoar pasir serpihan. Di dalam penelitian ini, properti fisika (porositas, permeabilitas, Rw, dan saturasi) dan kualitas reservoar dapat diidentifikasi melalui analisis petrofisika dengan memanfaatkan data log dan analisis core, tipe batuan diprediksi melalui salah satu metode (antara R35 Winland dan HFU). Dalam penelitian ini data yang digunakan terdiri dari 5 sumur (IX-A1, IX-13, IX-4, IX-7 dan IX-8) dan ditemukan 8 zona hidrokarbon, 6 diantaranya sesuai dengan data DST (drill steam test), dan metode rocktype yang cocok digunakan yaitu metode HFU (hydraulic flow unit) karena koefisien korelasi antara porositas dan permeabilitas menunjukkan nilai >0.75, dan berdasarkan perhitungan diperoleh 8 tipe batuan, dimana dominasi tipe batuannya adalah jenis 12 dengan ukuran pori antara 5-10 mikron, tipe batuan reservoar pada penelitian ini termasuk ke dalam lithofacies Distributary channel dan sand mouth bar. Dengan mengetahui nilai properti petrofisika, maka dapat mengetahui reservoar performa dan menentukan zona yang layak untuk diproduksi maupun tidak, dengan menggunakan kurva SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot).  ABSTRACT  Hydrocarbons were accumulated in reservoir, the reservoir has a lot of types depending on the geological conditions and the constituent mineral. In ONWJ basins, sub-basins Arjuna, Talang Akar Formation is sand splintersreservoir type. The presence of clay in a reservoir will reduce the resistivity and increase thesaturation, so it takes a multimineral analysis and the reservoir qualityclassification. In this study, physical properties (porosity, permeability, Rw, and saturation) and the quality of the reservoir can be identified through petrophysical analysis by utilizing log data and core analysis, and the rocktypeprediction(using R35 Winland or HFU method). In this study 5 wells (IX-A1, IX-13, IX-4, IX-7 and IX-8)used and found eight hydrocarbon zones, 6 are validated by the DST (drill steam test)data, androck type method that suitable is the method of HFU (hydraulic flow units) due to the coefficient of correlation between porosity and permeability shows a value of> 0.75, based on the calculations, the eight types of rock is conclude, where the dominance of the rock typeis the type 12 with a pore size between 5-10 microns, type reservoir rocks in this study belong to the lithofacies distributary channel and mouthbar sand. By knowing the petrophysical property values, it can determine reservoir productivity and determine the zone eligible to be produced or not, by using curve SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot). Keywords— Rock type, kurva SMLP, multimineral, lithofacies