Evaluasi data log untuk menentukan  zona prospek hidrokarbon pada  sumur x lapangan y

DETAIL KOLEKSI

Evaluasi data log untuk menentukan zona prospek hidrokarbon pada sumur x lapangan y

Oleh : Amesya Akbar Robiansyah

Info Katalog

Penerbit : FTKE - Usakti

Kota Terbit : Jakarta

Tahun Terbit : 2026

Pembimbing 1 : Suryo Prakoso

Pembimbing 2 : Puri Wijayanti

Kata Kunci : Petrophysical analysis, prospective zones, shale volume, porosity, water saturation, permeability.

Status Posting : Published

Status : Lengkap

File Repositori

No.	Nama File	Hal.
1.	2026_SK_STP_071002100006_Halaman-Judul.pdf
2.	2026_SK_STP_071002100006_Surat-Pernyataan-Revisi-Terakhir.pdf
3.	2026_SK_STP_071002100006_Surat-Hasil-Similaritas.pdf	1
4.	2026_SK_STP_071002100006_Halaman-Pernyataan-Persetujuan-Publikasi-Tugas-Akhir-untuk-Kepentingan-Akademis.pdf	1
5.	2026_SK_STP_071002100006_Lembar-Pengesahan.pdf	1
6.	2026_SK_STP_071002100006_Pernyataan-Orisinalitas.pdf	1
7.	2026_SK_STP_071002100006_Formulir-Persetujuan-Publikasi-Karya-Ilmiah.pdf	1
8.	2026_SK_STP_071002100006_Bab-1.pdf
9.	2026_SK_STP_071002100006_Bab-2.pdf
10.	2026_SK_STP_071002100006_Bab-3.pdf
11.	2026_SK_STP_071002100006_Bab-4.pdf
12.	2026_SK_STP_071002100006_Bab-5.pdf
13.	2026_SK_STP_071002100006_Daftar-Pustaka.pdf	2
14.	2026_SK_STP_071002100006_Lampiran.pdf

Abstrak
Abstract

S Sumur x lapangan y adalah sumur yang mengandung hidrokarbon. sumur ini akan dilakukan penelitian untuk mencari parameter petrofisik untuk mendapatkan zona prospek hidrokarbon pada sumur tersebut. ada beberapa metode yang dilakukan untuk mencari parameter petrofisik pada penelitian ini yaitu analisa kualitatif dan analisa kuantitatif. dimana analisa kualitatif yang dilakukan untuk menalkukan penelitian ini yaitu dengan menentukan zona prospel hidrokarbon dengan menentukan zona-zona permeable dari pembacaan data yang dimiliki. hal ini dilakukan untuk menentukan setiap zona prospek pada sumur. dari analisis kualitatif didapatkan 4 zona prospek hidrokarbon untuk sumur x-1 zona 2 memiliki kedalaman 1945.1 m â€“ 1959.1 m, pada zona 3 memiliki kedalaman 1959.1 m â€“ 2071.6 m, pada zona 4 memiliki kedalaman 2071.1 m â€“ 2090.3, dan pada zona 5 memiliki kedalaman 2090.3 m â€“ 2165.3 m. untuk sumur x-2 zona 1 memiliki kedalaman 1939.4-1948.8 m, pada zona 2 memiliki kedalaman 1948.8-1961.2 m, pada zona 3 memiliki kedalaman 1961.2-2065.5 m, dan pada zona 4 memiliki kedalaman 2065.5-2084.1 m. sumur ini memiliki lithologi batuan lime stone serta kandungan salt water. berdasarkan reservoir summary sumur x-1 pada zona 2 didapatkan gross 14 ft, net sand 14 fraksi, n/g 1, porr 0.158 fraksi, vsh 0.147 fraksi. pada zona 3 didapatkan gross 112.5 ft, net sand 100 fraksi, n/g 1, porr 0.103 fraksi, vsh 0.103 fraksi. pada zona 4 didapatkan gross 21.3 ft, net sand 21.3 fraksi, n/g 1, porr 0.197 fraksi, vsh 0.059 fraksi. pada zona 5 didapatkan gross 75 ft, net sand 66.6, n/g 0.88, porr 0.121, vsh 0.216. sumur x-2 pada zona 1 didapatkan gross 9 ft, net sand 9 fraksi, n/g 1, porr 0.151 fraksi, vsh 0.326 fraksi. pada zona 2 didapatkan gross 12.8 ft, net sand 11.37 fraksi, n/g 1, porr 0.160 fraksi, vsh 0.269 fraksi. pada zona 3 didapatkan gross 104.3 ft, net sand 92.71 fraksi, n/g 1, porr 0.1065 fraksi, vsh 0.160 fraksi. pada zona 4 didapatkan gross 18.5 ft, net sand 18.5, n/g 1, porr 0.179, vsh 0.081. berdasarkan hasil analisa kuantitatif untuk perhitungan sumur x-1 pada zona 2 didapat nilai volume shale rata-rata sebesar 0.389 fraksi atau 39%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.124 fraksi atau 12.4%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.170 fraksi atau 17%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 47.72 md. untuk perhitungan pada zona 3 didapatkan volume shale rata-rata sebesar 0.259 fraksi atau 26%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.170 fraksi atau 17%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.420 atau 42%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 4.45 md. untuk perhitungan pada zona 4 didapat nilai volume shale rata-rata sebesar 0.382 fraksi atau 38.2%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.131 fraksi atau 13.1%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.183 fraksi atau 18.3%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 2.14 md. untuk perhitungan pada zona 5 didapatkan nilai volume shale rata-rata sebesar 0.660 fraksi atau 66%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.229 fraksi atau 23%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.431 atau 43.1%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 8.07 md. untuk perhitungan sumur x-2 pada zona 1 didapat nilai volume shale rata-rata sebesar 0.603 fraksi atau 60%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.10 fraksi atau 10%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.211 fraksi atau 21%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 0.96 md. untuk perhitungan pada zona 2 didapatkan volume shale rata-rata sebesar 0.404 fraksi atau 40%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.108 fraksi atau 10%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.315 atau 31%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 1.57 md. untuk perhitungan pada zona 3 didapat nilai volume shale rata-rata sebesar 0.261 fraksi atau 26%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.108 fraksi atau 10%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.192 fraksi atau 19%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 5.06 md. untuk perhitungan pada zona 4 didapatkan nilai volume shale rata-rata sebesar 0.36 fraksi atau 36%, nilai porositas efektif rata-rata sebesar 0.139 fraksi atau 14%, nilai saturasi air rata-rata sebesar 0.619 atau 62%, dan nilai permeabilitas rata-rata sebesar 2.71 md.

W Well x in field y is a hydrocarbon-bearing well. this study was conducted to determine petrophysical parameters in order to identify prospective hydrocarbon zones within the well. the methodology employed consists of qualitative and quantitative analyses. the qualitative analysis was performed to identify hydrocarbon prospect zones by delineating permeable intervals based on the interpretation of available well log data. this approach was used to define and classify each prospective zone within the wells.keywords: petrophysical analysis, prospective zones, shale volume, porosity, water saturation, permeability. based on the qualitative analysis, four hydrocarbon prospect zones were identified in well x-1. zone 2 is located at a depth of 1945.1â€“1959.1 m, zone 3 at 1959.1â€“2071.6 m, zone 4 at 2071.1â€“2090.3 m, and zone 5 at 2090.3â€“2165.3 m. in well x-2, four prospect zones were also identified: zone 1 at 1939.4â€“1948.8 m, zone 2 at 1948.8â€“1961.2 m, zone 3 at 1961.2â€“2065.5 m, and zone 4 at 2065.5â€“2084.1 m. the lithology of the wells is predominantly limestone with saltwater saturation. the reservoir summary for well x-1 shows that zone 2 has a gross thickness of 14 ft, net sand of 14 ft, net-to-gross (n/g) ratio of 1, porosity of 0.158, and shale volume (vsh) of 0.147. zone 3 has a gross thickness of 112.5 ft, net sand of 100 ft, n/g of 1, porosity of 0.103, and vsh of 0.103. zone 4 has a gross thickness of 21.3 ft, net sand of 21.3 ft, n/g of 1, porosity of 0.197, and vsh of 0.059. zone 5 has a gross thickness of 75 ft, net sand of 66.6 ft, n/g of 0.88, porosity of 0.121, and vsh of 0.216. for well x-2, zone 1 has a gross thickness of 9 ft, net sand of 9 ft, n/g of 1, porosity of 0.151, and vsh of 0.326. zone 2 has a gross thickness of 12.8 ft, net sand of 11.37 ft, n/g of 1, porosity of 0.160, and vsh of 0.269. zone 3 has a gross thickness of 104.3 ft, net sand of 92.71 ft, n/g of 1, porosity of 0.1065, and vsh of 0.160. zone 4 has a gross thickness of 18.5 ft, net sand of 18.5 ft, n/g of 1, porosity of 0.179, and vsh of 0.081. quantitative analysis results for well x-1 indicate that zone 2 has an average shale volume of 0.389 (39%), an average effective porosity of 0.124 (12.4%), an average water saturation of 0.170 (17%), and an average permeability of 47.72 md. zone 3 shows an average shale volume of 0.259 (26%), effective porosity of 0.170 (17%), water saturation of 0.420 (42%), and permeability of 4.45 md. zone 4 has an average shale volume of 0.382 (38.2%), effective porosity of 0.131 (13.1%), water saturation of 0.183 (18.3%), and permeability of 2.14 md. zone 5 exhibits an average shale volume of 0.660 (66%), effective porosity of 0.229 (23%), water saturation of 0.431 (43.1%), and permeability of 8.07 md. for well x-2, zone 1 has an average shale volume of 0.603 (60%), effective porosity of 0.10 (10%), water saturation of 0.211 (21%), and permeability of 0.96 md. zone 2 shows an average shale volume of 0.404 (40%), effective porosity of 0.108 (10.8%), water saturation of 0.315 (31%), and permeability of 1.57 md. zone 3 has an average shale volume of 0.261 (26%), effective porosity of 0.108 (10.8%), water saturation of 0.192 (19%), and permeability of 5.06 md. zone 4 exhibits an average shale volume of 0.360 (36%), effective porosity of 0.139 (13.9%), water saturation of 0.619 (62%), and permeability of 2.71 md.