Fault Seal Analysis (FSA) adalah analisis untuk menentukan patahan/sesar bersifat sealing (tersekat) atau leaking (bocor). Salah satu metode untuk menentukan FSA adalah Shale Gouge Ratio (SGR) yang pertama kali dikemukaan oleh Yielding (1997). Tujuan penelitian ini menentukan sealing atau leaking patahan pada batugamping Formasi Kais lapangan “AR” Cekungan Bintuni, Papua Barat, dan analisis pengaruh ketebalan lapisan (∆z) dan volume shale (Vsh) dalam rumus SGR. Data penelitian yang digunakan yaitu satu sumur minyak (sumur AR-3), penampang lapisan formasi, dan throw dari 3 (tiga) patahan (F1, F2, F3) di sekitar sumur tersebut. Metode penelitian adalah SGR untuk menentukan sealing atau leaking, sedangkan analisis pengaruh ketebalan lapisan (∆z) dan volume shale (Vsh) dalam rumus SGR dilihat berdasarkan R square dari grafik antara ∆z dengan SGR, dan grafik antara Vsh dengan SGR, untuk tiga patahan tersebut. Hasil penelitiannya yaitu; dari tujuh lapisan di dalam satu tubuh formasi Kais, didapatkan berbagai macam sifat leaking, sealing / leaking, dan sealing, di tiga patahan (F1, F2, F3). Namun, SGR Formasi Kais dengan tebal 270 ft dan Vsh 21%, maka nilai SGR selalu lebih dari 100% yang berarti sealing. Hasil nilai R square grafik Δz terhadap SGR = 0,743 jauh lebih tinggi dibanding Vsh terhadap SGR = 0,036. Kesimpulannya; nilai total ketebalan shale (Δz*Vsh) harus lebih kecil sama dengan dengan nilai throw fault-nya, atau dapat ditulis Δz*Vsh ≤ Throw Fault, jika tidak, maka nilai SGR akan selalu melebihi 100%. Rumus SGR jauh lebih dipengaruhi oleh ketebalan lapisan (Δz), dibanding dengan Volume Shale (Vsh).
Lapangan R merupakan lapangan minyak tua yang teletak di Cekungan Bintuni, Papua Barat, yang ditemukan oleh Nederlandsche Nieuw Guinee Petroleum Maatschappij (NNGPM) pada tahun 1941 dengan kumulatif produksisebesar 2,1 MMBBL. Lapangan ini memiliki 30 sumur, dengan 12 sumur produksi pada periode tahun 1952 1961, dengan reservoir berupa batugamping platform yang tight pada Formasi Kais. Untuk pengembangan lapangan R,dibutuhkan peramalan produksi untuk menghitung keekonomian lapangan. DCA (Decline Curve Analysis) dengan metode Loss Ratio dan Trial Error and X2 Chi-square test dapat menentukan peramalan laju produksi minyak (Qo) dan kumulatif produksi (Np), Estimate Ultimate Recovery (EUR), Recovery Factor (RF), Estimate Remaining Reserves (ERR), dan durasi/waktu pengambilan minyak sisa (tl), berdasarkan economic limit per-sumur dilapangan R sebesar 7,4 BOPSD. DCA lapangan R dibagi dalam 2 kompartemen, yaitu kompartemen-1 (3 sumur produksi), dan kompartemen-2 (9 sumur produksi), dengan suatu sealing fault sebagai pemisahnya. Diketahui nilai volume minyak pada reservoir (OOIP) Kompartemen-1 adalah 2,09 MMSTB, OOIP Kompartemen-2 adalah 51,68 MMSTB. Setelah dilakukan analisis tren pada kurva produksi harian pada tiap kompartemen, didapatkan nilai b dan Di, yang digunakan untuk perhitungan peramalan Qo dan Np. Hasilnya, pada Kompartemen-1, dengan 1 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 6,09 bulan atau 0,51 tahun, EUR = 330.357 STB, RF = 15,81%, dan ERR = 27.676 STB. Sedangkan pada kompartemen-2, dengan 6 sumur produksi maka didapat waktu sisa pengambilan sisa = 54,71 bulan atau 4,56 tahun, EUR = 3.347.557 STB, RF = 6,48%, dan ERR = 1.883.712 STB
Cekungan Bintuni adalah salah satu cekungan utama di Kawasan Indonesia Timur yang dieksplorasi sejak 1939 dengan hasil discovery well dan dry hole. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui waktu matang batuan induk dan faktor penyebab dry hole dengan melakukan basin modeling dan analisis post mortem di Lapangan Amigos, Cekungan Bintuni. Data yang digunakan dalam penelitian meliputi data mud log, wireline log, dan data geokimia dari Sumur TD-2 (dry), AD-2 (dry), dan WD-1 (gas discovery). Hasil penelitian menunjukkan bahwa Formasi Ainim (Permian Awal-Tengah) merupakan batuan induk paling potensial dan mengandung minyak dan gas. Kematangan batuan induk berada di tingkat belum matang-pasca matang. Formasi Kembelangan (Jura) yang merupakan reservoar gas memiliki parameter Vsh 29%, porositas 20%, saturasi air 40%, dan gas ratio menunjukkan gas/kondensat. Reservoar minyak adalah Formasi Kais (Miosen Akhir) dengan Vsh 15%, porositas 30%, saturasi air 20%, dan analisis metode Pixler menunjukkan nilai C1/C2 berasosiasi dengan minyak. Migrasi berasal dari Tenggara menuju ke Barat yang terjadi 5 Ma dengan jebakan berupa patahan. Batuan induk Formasi Ainim matang pada Miosen Akhir-Pliosen Awal ( 7 Ma). Dry hole di Lapangan Amigos diakibatkan karena migrasi hidrokarbon yang belum sampai di lokasi Sumur AD-2 dan TD-2 sehingga belum terakumulasi dalam jumlah yang ekonomis.
DOI: 10.17014/ijog.v8i3.164The SE-NW trending Mountain Front of Central Sumatra Basin is located in the southern part of the basin. The Mountain Front is elongated parallel to the Bukit Barisan Mountain, extending from the Regencies of North Padang Lawas (Gunung Tua in the northwest), Rokan Hulu, Kampar, Kuantan Singingi, and Inderagiri Hulu Regency in the southeast. The Palaeogene sediments also represent potential exploration objectives in Central Sumatra Basin, especially in the mountain front area. Limited detailed Palaeogene sedimentology information cause difficulties in hydrocarbon exploration in this area. Latest age information and attractive sediment characters based on recent geological fieldwork (by chaining method) infer Palaeogene sediment potential of the area. The Palaeogene sedimentary rock of the mountain front is elongated from northwest to southeast. Thickness of the sedimentary unit varies between 240 - 900 m. Palynology samples collected recently indicate that the oldest sedimentary unit is Middle Eocene and the youngest one is Late Oligocene. This latest age information will certainly cause significant changes to the existing surface geological map of the mountain front area. Generally, the Palaeogene sediments of the mountain front area are syn-rift sediments. The lower part of the Palaeogene deposit consists of fluvial facies of alluvial fan and braided river facies sediments. The middle part consists of fluvial meandering facies, lacustrine delta facies, and turbidity lacustrine facies sediments. The upper part consists of fluvial braided facies and transitional marine facies sediments. Volcanism in the area is detected from the occurrence of volcanic material as lithic material and spotted bentonite layers in the middle part of the mountain front area. Late rifting phase is indicated by the presence of transitional marine facies in the upper part of the Palaeogene sediments.
scite is a Brooklyn-based organization that helps researchers better discover and understand research articles through Smart Citations–citations that display the context of the citation and describe whether the article provides supporting or contrasting evidence. scite is used by students and researchers from around the world and is funded in part by the National Science Foundation and the National Institute on Drug Abuse of the National Institutes of Health.
customersupport@researchsolutions.com
10624 S. Eastern Ave., Ste. A-614
Henderson, NV 89052, USA
Copyright © 2024 scite LLC. All rights reserved.
Made with 💙 for researchers
Part of the Research Solutions Family.