Fault Seal Analysis Menggunakan Metode Shale Gouge Ratio Pada Reservoir Batugamping Formasi Kais Lapangan “AR”

Abstract

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).

The analysis of Reservoar Porosity Calculation based on Well Log in Bintuni Basin Area

“…This Basin is part of the number of productive Hydrocarbon-Producing Tertiary basins in Eastern Indonesia. This basin is one of the giant basins in Eastern Region of Indonesia [2]. The basin has a similar stratigraphy to the Salawati Basin, with the exception that pinnacle reefs did not develop to the same degree [7].…”

“…This basin is in the southern part of the Bird's Head [12]. The Bintuni Basin itself is bounded to the north by the Kemum Block and the Ayamaru Plateau, to the east by the Thrust-Fold Lengguru line and to the west by the Misool Onin-Kumawa Highlands in ([20] in [2]). This basin is separated from the Salawati Basin by the Ayamaru Plateau and separated from the Berau Basin by the Sekak Hills (Figure 1) [3].…”