Loading...
Please wait, while we are loading the content...
Similar Documents
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
| Content Provider | Semantic Scholar |
|---|---|
| Author | Purba, Leo Rivandi |
| Copyright Year | 2020 |
| 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 km 2 . 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 km 2 . Natural gas stock (OGIP) in this research area is 7,764 BSCF. |
| Starting Page | 90 |
| Ending Page | 102 |
| Page Count | 13 |
| File Format | PDF HTM / HTML |
| DOI | 10.23960/jge.v4i3.1076 |
| Volume Number | 4 |
| Alternate Webpage(s) | http://repository.lppm.unila.ac.id/11628/1/1076-2056-1-PB.pdf |
| Alternate Webpage(s) | https://doi.org/10.23960/jge.v4i3.1076 |
| Language | English |
| Access Restriction | Open |
| Content Type | Text |
| Resource Type | Article |
