Petrophysical Analysis to Determine Reservoir and Source Rocks in Berau Basin, West Papua Waters

Popy Dwi Indriyani, Asep Harja, Tumpal Bernhard Nainggolan

Abstract


Berau Basin is assessed to have same potential in clastic sediments with Mesozoic and Paleozoic ages, where reservoirs and source rocks are similar to productive areas of hydrocarbons in Northwest Shield Australia. This study aims to identify the hydrocarbon prospect zones and potential rocks zones using petrophysical parameters, such as shale volume, porosity, water saturation and permeability. Petrophysical analysis of reservoir and source rock are carried out on three wells located in the Berau Basin, namely DI-1, DI-2 and DI-3 in Kembelangan and Tipuma Formation. Qualitative analysis shows that there are 4 reservoir rock zones and 4 source rock zones from thorough analysis of these three wells. Based on quantitative analysis of DI-1 well, it has an average shale volume (Vsh) 9.253%, effective porosity (PHIE) 20.68%, water saturation (Sw) 93.3% and permeability (k) 55.69 mD. DI-2 well’s average shale volume, effective porosity, water saturation and permeability values are 29.16%, 2.97%, 67.9% and 0.05 mD, respectively. In DI-3 well, average shale volume, effective porosity, water saturation and permeability values are 6.205%, 19.36%, 80.2% and 242.05 mD, respectively. From the reservoir zone of these three wells in Kembelangan Formation, there are no show any hydrocarbon prospect.

Keywords: reservoir, source rock, shale volume, porosity, water saturation, permeability, Kembelangan Formation, Tipuma Formation, Berau Basin


Cekungan Berau diperkirakan memiliki potensi yang sama dengan sedimen klastik yang berumur Mesozoikum dan Palezoikum, di mana reservoar dan batuan induknya memiliki kesebandingan dengan daerah produktif hidrokarbon di Paparan Barat Laut Australia. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi zona prospek hidrokarbon dan zona potensi batuan induk dengan menggunakan parameter petrofisika, yaitu volume shale, porositas, saturasi air dan permeabilitas. Analisis petrofisika batuan reservoar dan batuan induk dilakukan pada tiga sumur bor yang terletak di Cekungan Berau yaitu Sumur DI-1, DI-2 dan DI-3 pada Formasi Kembelangan dan Tipuma. Hasil analisis kualitatif menunjukan terdapat empat zona reservoar dan empat zona batuan induk dari keseluruhan tiga sumur. Berdasarkan analisis kuantitatif, sumur DI-1 memiliki nilai rata-rata volume shale (Vsh) 9,253%, porositas efektif (PHIE) 20,68%, saturasi air (Sw) 93,3% dan permeabilitas (k) 55,69 mD. Pada sumur DI-2, nilai rata-rata volume shale 29,16%, porositas efektif 2,97%, saturasi air 67,9% dan permeabilitas 0,05 mD. Serta pada sumur DI-3, nilai rata-rata volume shale 6,205%, porositas efektif 19,36%, saturasi air 80,2%, dan permeabilitas 242,05 mD. Dari zona reservoar Formasi Kembelangan untuk tiga sumur tersebut, tidak menunjukan adanya prospek hidrokarbon.

Kata Kunci: reservoar, batuan induk, petrofisika, volume shale, porositas, saturasi air, permeabilitas, Formasi Kembelangan, Formasi Tipuma, Cekungan Berau


Keywords


reservoir; source rock; shale volume; porosity; water saturation; permeability; Kembelangan Formation; Tipuma Formation; Berau Basin

Full Text:

PDF

References


Adyagharini, A.C. 2009. Tatanan Geologi Teluk Cenderawasih Dalam Kaitannya dengan Evolusi Tektonik Kepala Burung, Papua. Thesis. Institut Teknologi Bandung.

Erryansyah, M., Nainggolan, T.B. and Manik, H.M. 2020. Acoustic impedance model-based inversion to identify target reservoir: a case study Nias Waters. IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 429 (1). DOI: 10.1088/1755-1315/429/012033.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, 8th Edition. Schlumberger Oilfield Services, Jakarta.

Irawan, D., Utama, W. and Parafianto, T. 2009. Analisis Data Well Log (Porositas, Saturasi Air, dan Permeabilitas) untuk menentukan Zona Hidrokarbon, Studi Kasus: Lapangan ”ITS” Daerah Cekungan Jawa Barat Utara. Jurnal Fisika Dan Aplikasinya, 5 (1): 1-7. DOI: 10.12962/j24604682.v5i1.935.

Manurung, L.S., Dewanto, O. and Haerudin, N. 2017. Analisis Sw Berdasarkan Nilai Rw Spontaneous Potensial Dan Rw Pickett Plot Pada Formasi Berai Cekungan Barito Dengan Menggunakan Metode Well Logging. Jurnal Geofisika Eksplorasi, 3 (3): 73-87. DOI: 10.23960/jge.v3i3.1049.

Nopiyanti, T., Nainggolan, T.B., Dewanto, O. and Haq, D.A. 2020. Well log analysis and geochemical data to identify source rock and hydrocarbon reservoir: Northeast Java Basin study case. AIP Conference Proceedings, 2245 (1). DOI: 10.1063/5.0006978.

Pigram, C.J., Robinson, G.P. and Tobring, S.L. 1982. Late Cainozoic Origin for the Bintuni Basin and Adjacent Lengguru Fold Belt, Irian Jaya. Indonesian Petroleum Association Proceedings, 11th Annual Convention. DOI: 10.29118/ipa.291.109.126.

Sapiie, B., Adyagharini, A., Naryanto, W. and Pamumpuni, A. 2012. Geology and Tectonic Evolution of Bird Head Region Papua, Indonesia: Implication for Hydrocarbon Exploration in Eastern Indonesia. Search & Discovery Article, 30260.

Tiab, D. and Donaldson, E.C. 2004. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties, 2nd Edition, Elsevier Inc., 880. DOI: 10.1016/C2014-0-03707-0.

Ulum, Y., Hastuti, E. and Herlina, W. 2014. Studi Evaluasi Data Logging Dan Sifat Petrofisika Untuk Menentukan Zona Hidrokarbon Pada Lapisan Batu Pasir Formasi Duri Lapangan Balam South, Cekungan Sumatera Tengah. Jurnal Ilmu Teknik Sriwijaya, 2 (3).

Ustiawan, A.B., Nainggolan, T.B. and Setyawan, R. 2019. Interpretasi Struktur Geologi di Perairan Aru Selatan, Maluku Berdasarkan Data Seismik 2D Multi Channel. Jurnal Geosains dan Teknologi, 2 (2): 53-60. DOI: 10.14710/jgt.2.2.2019.53-60.

Yang, S. 2017. Fundamentals of Petrophysics, 2nd Edition. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 502. DOI: 10.1007/978-3-662-55029-8.




DOI: http://dx.doi.org/10.32693/bomg.35.1.2020.659