Analisis Potensi Hidrokarbon Dengan Aplikasi Inversi AI dan Volumetrik Untuk Karakterisasi Reservoar Sekunder Dalam Studi Pengembangan Lapangan “Kaprasida”, Blok “Patala”, Energi Mega Persada Tbk.

Pengembangan lapangan migas masih sangat digencarkan, khususnya pada Lapangan “Kaprasida”. Pada lapangan ini dilakukan studi pengembangan terhadap reservoar sekunder, yaitu pada Formasi Transisi, Upper Menggala, dan Lower Menggala. Pada lapangan ini dilakukan proses reinterpretasi terhadap patahan dan lapisan tersebut, sehingga menghasilkan peta struktur domain waktu dan domain kedalaman. Metode inversi AI, khususnya model-based dilakukan untuk mengetahui nilai persebaran AI terhadap volume seismik, sebagai input utama dibutuhkan data seismik dan data sumur sebagai kontrolnya. Hasil dari inversi AI memiliki korelasi terhadap parameter fisik pada reservoar, salah satunya adalah nilai porositas. Setelah mendapatkan penampang porositas, dilakukan perhitungan volumetrik dan analisis faktor risiko geologi terhadap struktur yang memiliki potensi hidrokarbon. Maksud dari penelitian ini adalah untuk melakukan reinterpretasi sehingga menghasilkan peta struktur domain waktu dan kedalaman, selain itu adalah untuk melakukan inversi AI demi karakterisasi reservoar, dan analisis struktur potensi beserta perhitungan volumetrik dan analisis faktor risiko geologinya. Setelah dilakukan inversi impedansi akustik untuk karakterisasi reservoar terhadap volume seismik Lapangan “Kaprasida” dengan menggunakan sumur TG1-1, TG1-2, TG2-1, TG2-5, TG4-1, TG4-3, dan TG4-4 serta wavelet statistik dari TG4-1 didapatkan nilai persebaran volume impedansi akustik. Telah dilakukan konversi volume seismik dari volume impedansi akustik menjadi volume porositas total melalui crossplot hubungan kedua parameter. Pada lapisan Transisi didapatkan nilai rata-rata porositas sebesar 0,23 atau 23%. Pada lapisan Upper Menggala didapatkan nilai rata-rata porositas sebesar 0,18 atau 18%. Pada lapisan Lower Menggala didapatkan nilai rata-rata porositas sebesar 0,16 atau 16%. Setelah mendapatkan lima struktur berpotensi minyak, dilakukan perhitungan volumetrik dan faktor risiko geologi terhadap kelima struktur. Didapatkan cadangan minyak total sebesar 5,70 MMSTB. Setelah dilakukan analisis faktor risiko geologi didapatkan nilai 0,58 untuk struktur satu, 0,49 untuk struktur dua, 0,41 untuk struktur tiga, 0,52 untuk struktur empat, dan 0,41 untuk struktur lima. Dari hasil penelitian ini diharapkan dapat memberikan struktur jebakan migas baru yang memiliki potensi untuk kegiatan pengembangan Lapangan “Kaprasida”. ================================================================= Oil and gas field development is still on progress, especially in “Kaprasida” field. Research development has been done in this field, focusing on its secondary reservoir, which are Transition Formation, Upper Menggala Formation, and Lower Menggala Formation. Reinterpretation of fault and horizon has also been done that results time structure map and depth structure map. One of the technique used is AI inversion method, especially model-based, to find out AI value to seismic volume. As a main input, seismic data and well data are needed as the controller. AI inversion results are corelated to physical parameter on reservoir, such as porosity. After getting porosity section, next step to do is calculating volumetric and analyzing geological chance factor of hydrocarbon-potential structure. The aim of this research is to reinterpret data to get time structure map and depth structure map. Besides, it also aims to characterize reservoir, analyze potential structure, calculate its volumetric, and analyze its geological chance factor. After the acoustic impedance inversion for reservoir characterization of the seismic volume, that using TG1-1, TG1-2, TG2-1, TG2-5, TG4-1, TG4-3, and TG4-4 wells and statistics wavelet of TG4-1, it resulting the value distribution of acoustic impedance volume. After getting the AI volume, volume conversion has done from acoustic impedance volume to a total porosity volume through crossplot relations between the two parameters. Transition layer obtained on an average porosity value of 0.23 or 23%. Upper Menggala layer obtained on an average porosity value of 0.18 or 18%. Lower Menggala layer obtained on an average porosity value of 0.16 or 16%. After getting five potential structure, we analyze volumetric calculation and geological chance factors to the fifth structure. Its resulting 5.70 MMSTB of total oil reserves. After the geological chance factors analysis, we obtained values of 0.58 for first structure, 0.49 for the second structure, 0.41 for the third structure, 0.52 for the fourth structure, and 0.41 for the fifth structure. The result of this research is hopefully to give a new potential trap structure to develop “Kaprasida” Field