BAB III. PEMROSESAN DATA DAN HASIL

BAB III. PEMROSESAN DATA DAN HASIL

III.1. Data Log Talikawat (Wireline log)

Data log yang telah diproses berupa kurva gamma ray, neutron dan density. Log gamma ray digunakan untuk perhitungan volume serpih (vsh), sedangkan data neutron (NPHI) dan density (RHOB) digunakan untuk menghitung harga porositas dan permeabilitas. Data sumur yang digunakan dalam penelitian ini diambil dari 85 sumur yang berada di daerah penelitian. Data log ditampilkan dalam suatu penampang korelasi dimana log-log yang ditampilkan adalah kurva GR, NPHI, RHOB, Kh dan PHIE. Adapun hasil korelasi stratigrafi dari sumur-sumur yang berada di daerah penelitian dapat dilihat pada Lampiran 1.

Dari log gamma-ray pada setiap sumur, dihitung harga volume serpih (vsh) menggunakan rumus sebagai berikut:

Volume Serpih (Vsh) =

Hasil perhitungan volume serpih ini kemudian ditabulasikan dalam suatu kurva data yang kemudian digunakan untuk pemrosesan analisis fault seal ditransfer ke Traptester. Adapun log volume serpih yang dihasilkan dalam pemrosesan ini adalah seperti terlampir pada gambar III.1.

III.2. Data Seismik 3 Dimensi ( 3D)

Data seismik yang digunakan dalam peneltian tentang analisis karakterisasi zona patahan ini merupakan data yang telah diproses dan telah tersedia pada sistem database. Data seismic hasil interpretasi yang terdiri atas interpretasi horison dan bidang zona patahan. Jumlah penampang seismik yang akan diinterpretasi sebanyak 50 penampang seismik dari line 136-336 dan crossline 133-559.

Interpretasi data 3D-seismik dilakukan dengan menampilkan seismik dalam beberapa penampang kemudian dilihat adanya suatu bidang diskontinuitas dari

(GR - GRmin)

sebagai suatu bidang zona patahan. Berdasarkan hasil interpretasi ini dihasilkan interpretasi horison dan juga bidang zona patahannya. Horison ini ditarik dengan mengacu kepada data VSP sehingga akan diperoleh horison yang tervalidasi dengan data sumur. Horison reservoir dan bidang zona patahan ini beserta kerangka seismiknya kemudian ditransfer ke basis data pemrosesan analisis fault seal.

Hasil interpretasi zona patahan dan horison tersebut kemudian diplot dalam peta dasar daerah penelitian seperti tampak dalam gambar III.2 dan lampiran II. Gambar III.3 menggambarkan keberadaan data yang digunakan dalam penelitian. Data stratigrafi terdiri atas T_240Sand, T_RN01, T_RN05, T_PR02, T_PR03, T_PR04, T_PR05 dan T_KD sedangkan data sumur yang digunakan adalah 85 buah. Hasil interpretasi zona patahan di daerah penelitian sebanyak 5 zona patahan yaitu: Duri_Area10_Syn_3K; Duri_Area10_Anti_4L; Duri_Area10_Syn_5L; Duri_Area10_Anti_5J dan Duri_Area10_Anti_6K. Karakterisasi zona patahan tersebut merupakan pokok bahasan dalam penelitian ini. Hasil interpretasi seismik ini secara lebih detil dapat dilihat pada Gambar III.2 dan Lampiran 3.

Gambar III.1. Kenampakan log volume serpih yang dihasilkan dari perhitungan log gamma ray (Skala 1: 240)

Line 273

Duri_Area10_Syn_3K

Duri_Area10_Syn_5L

Gambar III.5. Model penampang tiga dimensi dari horison marker Pertama05 dan zona patahan yang digunakan dalam analisis karakterisasi zona patahan didaerah penelitian, Skala 1: 12.5000 dengan perbesaran 7 x

Grafik III.2. Distribusi loncatan vertical dan harga Shale Gouge Ratio (SGR) disajikan dalam histogram frekuensi.

Grafik distibusi (Grafik III.1 & III.2) dari atribut komplek zona patahan, dimana loncatan vertical dan Shale Gouge Ratio (SGR) menggambarkan bahwa zona patahan Duri_Area10_Syn_3K memiliki harga yang frekuensi yang cukup dominant namun harga Shale Gouge Ratio (SGR) untuk zona patahan Duri_Area10_Anti_5L pada 25 memiliki frekuensi yang paling tinggi dan hal ini mengindikasikan bahwa zona patahan ini memiliki sifat leaking yang cukup dominan.

III.3. Analisis Fault Seal

Karaketerisasi zona patahan dengan menggunakan atribut fault seal dalam hal ini penentuan sifat sealing dan non sealing dari dua blok yang mengalami pergerakan akibat proses patahan dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak TrapTester v.6.53.

Data yang digunakan dalam analisis mengunakan TrapTester v.6.53 ini adalah data sumur log talikawat (wireline log) volume serpih, data permeabilitas dan data seismik termasuk di dalamnya data interpretasi horison dan fault traces hasil interpretasi seismik 3D dan data survei tekanan serta data produksi dan injeksi uap. Hasil dari pemrosesan dengan menggunakan TrapTester v.6.53 ini adalah suatu model bidang/penampang patahan yang memiliki karakter tertentu yang dicirikan oleh tampilan atribut tertentu yang meliputi harga loncatan vertikal dan rasio gouge serpih (shale gouge ratio/ SGR) tertentu. Harga Shale GougeRatio (SGR) ini akan bervariasi pada setiap titik di bidang patahan.

Alur kerja yang digunakan dalam penelitan karakterisasi zona patahan ini secara ringkas adalah sebagai berikut :

Gambar III.6. Alur kerja penelitian karakterisasi zona patahan dengan menggunakan attribut faul seal sangat membantu dalam proses

Algoritma yang digunakan dalam perhitungan Shale GougeRatio (SGR) menngunakan referensi Yielding (1997, 2002) (Gambar I.4b.):

SGR =

Analisis karakter zona patahan dengan menggunakan pendekatan faul seal ini menghasilkan penampang loncatan vertikal dan Allan map yang menunjukkan juxtaposition litologi, tipe reservoir, permeabilitas zona patahan, rasio gouge serpih serta profil tekanan pada bidang patahan .

Beberapa attribut fault seal yang menjadi obyek penelitian ini adalah mengenai aspek permeabilitas dan trasmissibilitas. Nilai permeabilitas diperoleh dari turunan harga Shale GougeRatio (SGR) yang dalam hal ini menggunakan metode Sperrivik, et al ( 2002), dimana hubungan Shale GougeRatio (SGR) dan permeabilitas zona patahan dengan mempertimbangkan aspek time of faulting dan maximum burial depth dan tanpa mempertimbangkan aspek displacement. Metode lain yang dapat dipertimbangkan adalah Manzochi et al, (1999) dimana hubungan harga SGR dengan permeabilitas zona patahan sangat bergantung kepada aspek fault displacement. Hasil pemodelan dari beberapa atribut fault seal diatas dilampirkan pada halaman berikut dari bab ini.

Permeabilitas (mD) = 10 ( -SGR/20)

Persamaan Manzocchi (1999) : logkf = -4SGR – 1/4log (D)(1-SGR)5

Kf = Fault zone permeability (mD)

SGR = Shale gouge ratio (fractional) D = Fault displacement (m)

Sperrevik et al, (2002) L Kf = 10 (-5SGR)

Aspek transmissibilitas berkaitan erat terhadap mekanisme aliran fluida dimana zona patahan mengontrol secara khusus tergantung kepada aspek permeabilitas dan ketebalan dari zona patahan. Karakterisasi zona patahan dalam hal ini aspek transmissibility didefenisikan sebagai berikut :

Transmissibility = permeability / thickness

atau berlaku sebaliknya, Resistance = Thiskness / permeability

(Ketebalan lapisan) * (Fraksi Lempung)

(Loncatan vertikal)

Tingkat resistensi aliran fluida selama kegiatan produksi berlangsung besar kemungkinannya dijumpai pada kondisi pada zona pergeseran (throw) patahan tebal dengan karakter permabilitas yang rendah (zona patahan yang memiliki harga displacement yang besar dan nilai Shale Gauge Ratio tinggi). Hasil pemodelan dari aspek trasmissibilitas dalam penelitian ini disajikan dalam bentuk triangle diagram dan tidak dalam bentuk profil distribusi harga transmissibilitas disepanjang penampang vertikal zona patahan (Gambar I.6).

Seperti yang diutarakan di atas, patahan yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah 5 zona yaitu : Duri_Area10_Syn_3K, Duri_Area10_Anti_5J ; Duri_Area10_Syn_5L Duri_Area10_Anti_3L, dan Duri_Area10_Anti_6K. Adapun hasil dari pemrosesan karakterisasi zona patahan dilakukan dalam penelitian ini adalah sebagai berikut :

III.3.1. Zona patahan Duri_Area10_Syn_3K

Zona patahan ini memiliki dimensi panjang sekitar 2.5 km dengan arah umum N180S – N225S dan kemiringan rata-rata 45-75. Hasil analisis ditampilkan

dalam beberapa penampang zona patahan yang berisikan informasi atribut berupa loncatan vertikal, rasio gouge ser Shale GougeRatio (SGR), permeabilitas di zone zona patahan dan beda tekanan pada kedua bidang patahan.

Allan Map

Allan Map merupakan proyeksi dari horison atau marker yang berada pada footwall dan hangingwall bidang zona patahan yang kemudian masing-masing permukaaan tersebut diproyeksikan ke bidang patahan (Gambar III.7.)

LoncatanVertikal (Throw)

Loncatan vertikal ini dihitung berdasarkan horison-horison utama. Kisaran loncatan vertikal patahan ini adalah 2-55 m atau sekitar 5-35 ms. Variasi loncatan vertikal pada patahan ini terdistribusi secara tidak merata disepanjang zona patahan seperti yang digambarkan pada lampiran berikut.

Juxtaposition Litologi

Juxtaposition litologi ini menunjukkan litologi pada footwall dan hangingwall yang saling kontak pada bidang patahan. Warna kuning menunjukkan bahwa batupasir, warna abu-abu menunjukkan batupasir serpihan dan wanrna hijau menunjukkan serpih. Warna-warna yang mewakilkan dari jenis litologi tersebut berlaku terhadap kontak antara hangingwall dan footwall seperti yang diperlihatkan pada Gambar III.8. Sedangkan warna biru menunjukkan serpih yang saling kontak dengan serpih dan warna orange menunjukkan kontak antara lapisan batupasir serpihan baik itu pada hangingwall maupun footwall.

Gambar III.7. Kenampakan Allan Map dari zona patahan Duri_Area10_Syn_3K, warna abu-abu cerah menggambarkan proyeksi bidang patahan, sedangkan garis polygon yang melintang pada bidang tersebut menggambarkan posisi upthrown (bold line) dan downthrown (thin line).

T_240Sand T_Rindu01 T_Rindu05 T_PR05 T_KD

1 : 10000 Perbesaran 6 x

T_240Sand T_Rindu01 T_Rindu05 T_PR05 T_KD

1 : 10000 Perbesaran 6 x

0 100m 50 m 0 100m 50 m

Gambar III.8. Distribusi loncatan vertikal dispeanjang zona patahan Duri_Area10_Syn_3K memperlihatkan harga yang kontras pada spot-spot tertentu.

Kenampakan juxtaposition litologi pada zona patahan ini adalah bahwa pada Formasi Bekasap dan Duri, semakin ke bawah khususnya untuk lapisan batupasir Rindu hingga Pertama, terlihat bahwa juxtaposition litologi bervariasi disepanjang zona patahan dimana kontak antara batupasir atau batupasir serpihan yang menerus. Sedangkan gambaran stratigrafi disepanjang zona patahan pada lapisan batupasir Rindu dan Pertama digambarkan pada gambar III.8. dimana, warna kuning merupakan hubungan reservoir yang bagus satu sama lain, warna oranye menunjukkan hubungan reservoir dengan kualitas kurang bagus sedangkan warna gelap merupakan reservoir dengan kualitas buruk. Gambar dibawah berikut ini merupakan gambaran variasi reservoir stratigrafi baik itu pada sisi hangingwall dan footwall.

Gambar III.9. Juxtaposition litologi dan reservoir pada zona patahan Duri_Area10_Syn_3K

Gambar III.10. Kenampakan profil juxtaposition reservoir zona patahan Duri_Area10_Syn_3K pada kedua sisi footwall dan hangingwall.

Juxtaposition Reservoir

Juxtaposition reservoir menunjukkan reservoir pada footwall dan hangingwall yang saling kontak pada bidang zona patahan. Warna hijau menunjukkan bahwa reservoir dengan kualitas bagus pada footwall kontak dengan reservoir yang berkualitas bagus juga pada hangingwall atau sebaliknya. Warna oranye menunjukkan bahwa reservoir dengan kualitas kurang bagus pada footwall kontak dengan reservoir berkualitas sedang pada hangingwall atau sebaliknya. Warna biru menunjukkan bahwa reservoir dengan kualitas buruk pada footwall kontak dengan reservoir berkualitas buruk pada hangingwall. Sedangkan warna pink menunjukkan bahwa batuan reservoir kontak dengan non reservoir.

Kenampakan juxtaposition reservoir pada zona patahan ini secara vertikal menunjukkan bahwa mulai dari batupasir Rindu01 sampai Pertama05 merupakan kontak antara reservoir dengan kualitas bagus dan sedang dengan intrval non reservoir yang memisahkan antara keduanya (Gambar III.9).

Kapasitas Seal

Kapasitas seal dalam hal ini ditunjukkan dengan harga Shale Gouge Ratio (SGR) yang memiliki skala 0 – 100%. Harga Shale Gouge Ratio (SGR) ini menunjukkan berapa persen jumlah serpih yang terkandung di dalam zona patahan. Adapun skala kapasitas seal yang digunakan adalah : merah : SGR 0 - 10 %, oranye : 10 – 20 %, kuning kehijauan : SGR 20 – 30 %, Hijau : SGR 30 – 40 %, Biru kehijauan : 40 – 60 % dan Hijau : SGR 70 – 85% dan Pink : 85 – 100%.

Hasil pemodelan menunjukkan bahwa kapasitas seal memberikan keseragaman pada interval Rindu01, penebalan pada bagian tengah dari lapisan Rindu05 sedangkan pada interval Pertama reservoir Shale Gouge Ratio (SGR) semakin rendah dari Selatan ke Utara. Untuk lapisan batupasir 240 Sand, Rindu01, Rindu05 dan Pertama02; Pertama03; Pertama04 dan pertama05 yang memiliki juxtaposition reservoir berkualitas bagus dengan harga SGR yang bervariasi. Lapisan batupasir Rindu01, Rindu05 dan Pertama05 memiliki harga SGR yang lebih rendah ( 18-30 %) dibandingkan lapisan batupasir Pertama02; Pertama03 dan Pertama04 (30-50%).

Dengan demikian dapat dikatakan bahwa lapisan batupasir 240 dan Interval Pertama01 lebih bersifat seal dibandingkan lapisan lainnya. Berdasarkan harga Shale Gouge Ratio (SGR), pada zona patahan ini untuk juxtaposition reservoir berkualitas bagus secara umum dapat dikatakan bahwa lapisan batupasir Rindu01 dan Pertama memiliki kapasitas seal yang lebih kecil dibandingkan Rindu05.

Gambar III.11. Kapasitas seal (SGR) pada juxtaposition reservoir dengan kualitas bagus dari patahan Duri_Area10_Syn3K dengan skala 1 : 1000 dan perbesaran 8 x

Permeabilitas Zona patahan

Permeabilitas zona patahan dihitung berdasarkan hasil pemodelan dari data permeabilitas dan harga SGR. Persamaan yang digunakan dalam perhitungan ini diperoleh berdasarkan dari beberapa data observasi yang kemudian ditarik suatu garis “best-fit” sebagai persamaan umum. Adapun persamaannya adalah sebagai berikut:

Permeabilitas (mD) = 10 ( -SGR/20)

Harga permeabilitas zona patahan berkisar antara 0.01 – 0.08 mD. Semakin berwarna merah, permeabilitas zona patahan semakin kecil, dan terlihat bahwa

pada lapisan batupasir 240, Pertama01 memiliki harga permeabilitas zona patahan yang lebih kecil (0.04 – 0.08 mD) dibandingkan lapisan batupasir Rindu01 dan Pertama (3 mD – 3 D). Sepanjang zona patahan, harga permeabilitas terdistribusi hampir merata secara lateral.

Gambar III.13 dan Gambar III.14 merupakan gambaran hasil pemodelan dari harga permeabilitas dan transmissibilitas dari zona patahan Duri_Area10_Syn_3k dimana keduany a memperlihatkan bahwa semakin dekat terhadap zona patahan harga transmissibilitas memberikan harga yang mendekati 1 dan sebaliknya loncatan vertikal yang semakin besar memberikan harga relatif transmissibilitas yang semakin kecil.

Beda Tekanan

Data tekanan yang dimasukkan adalah tekanan Repeat Formation Tester, data konversi temperatur survei menjadi data tekanan dengan menggunakan tabel konversi uap dan data gradient tekanan dari LOT. Data tekanan tersebut berada footwall dan hangingwall yang kemudian disajikan dalam bentuk grafik (Gambar III.14) dimana distribusi data tekanan memperlihatkan pengelompokan yang berbeda pada masing-masing lapisan reservoir dan juga memperlihatkan perbedaan tekanan pada kondisi reservoir sebelum dan setelah diinjeksi uap. Perbedaan tekanan pada masing-masing kompartement ini sangat tergantung kepada data tekanan dan hasil pemrosesan yang dimasukkan dalam pemodelan digambarkan pada zona patahan.

Grafik distribusi data tekanan dari masing-masing sumber data, secara jelas memperlihatkan pengelompokan yang dapat diinterpretasikan bahwa pengelompokan (clustering) data memberikan interpretasi kompartemen dari lapisan reservoir memiliki perbedaan tekanan reservoir dan mengindikasikan ada atau tidaknya komunikasi antara reservoir yang dihubungkan oleh zona patahan. Pada kondisi reservoir sebelum diinjeksi oleh uap, tekanan reservoir yang lebih rendah bila dibandingkan dengan tekanan reservoir setelah diinjeksi uap.

Gambar III.13.Transimissibilitas dengan menggunakan input data permeabilitas pada zona patáhan yang diestimasi dari data sumur 3J-79C yang lokasinya memotong zona patán Duri_Area10_Syn_3K.

Data tekanan yang berasal dari konversi dari survei temperatur memperlihatkan adanya indikasi perbedaan tekanan reservoir, hal ini memberikan pengertian bahwa reservoir memberikan respons atau karakteristik yang berbeda-beda terhadap tekanan uap yang diinjeksikan dan keberadaan zona patahan dapat membantu apakah zona patahan bersifat leaking atau sealing berdasarkan pola distribusi yang digambarkan dalam grafik, seperti yang digambarkan pada grafik pada halaman berikut. (Grafik III.14)

Gambar III.14. Profil dari distribuís data tekanan dengan menngunakan dari beberapa sumber: (RFT – presteam dan post steam); hasil konversi data temperatur ke tekanan dengan menngunakan tabel konversi uap dari temperatur (Gambar IV.2).

Gambar III.15 Profil tekanan hasil pemodelan dengan menggunakan input dari RFT disepanjang bidang patahan Duri_Area10_Syn_3K, adanya perbedaan tekanan pada masing-masing blok (football dan hangingwall).

Gambar III.16. Grafik hubungan data tekanan dan permeabilitas terhadap harga Shale Gouge Ratio (SGR) pada zona patahan Duri_Area10_Syn_3K, yang memperlihatkan bahwa asosiasi harga SGR 15-30 dengan data tekanan serta harga permeabilitas yang

III.3.2. Patahan Duri_Area10_Anti_3L

Loncatan Vertikal

Zona patahan Duri_Area10_Anti_3L berdimensi panjang sekitar 1.2 km dengan arah tegasan utama N0E – N45E dengan variasi kemiringan 30-75. Data

loncatan vertikal memperlihatkan harga yang sangat kecil pada interval Rindu sedangkan pada interval pertama loncatan vertical mencapai 15 m atau 22 ms (Grafik III.1 dan Grafik III.2).

Juxtaposition Litologi

Juxtaposition litologi dari zona patahan Duri_Area10_Anti_3L ini secara umum berwarna oranye pada interval Rindu yang menunjukkan bahwa batupasir serpihan kontak dengan batupasir serpihan pada hangingwall dan footwall atau sebaliknya. Batupasir yang saling kontak dengan batupasir juga dijumpai hampir di semua interval reservoir, 240 Sand, Rindu05 dan Pertama reservoir. Kontak serpih hangingwall dan serpih footwall yang diwakilkan oleh warna biru memisahkan antara reservoir Rindu dan Pertama. Kontak antara batupasir dengan batupasir serpihan pada masing-masing footwall dan hangingwall dijumpai pada interval Rindu01 dan Rindu02.

Juxtaposition Reservoir

Juxtaposition reservoir dari zona patahan Duri_Area10_Anti3L ini secara umum berwarna hijau yang menunjukkan bahwa lapisan reservoir yang berkualitas bagus pada hangingwall kontak dengan lapisan reservoir yang bagus pada footwall atau sebaliknya. Reservoir dengan kualitas bagus yang saling kontak dijumpai hampir di semua interval reservoir Formasi Bekasap dan Duri. Secara umum juxtaposition reservoir pada zona patahan Duri_Area10_Anti_3L ini relatif homogen secara lateral.

Kapasitas Seal

Harga SGR pada zona patahan ini berkisar dari 156 – 75 %. Secara umum terdapat tiga modus harga Shale Gouge Ratio (SGR) dari juxtaposition batupasir pada zona patahan ini. Modus 1 dengan harga SGR berkisar antara 5 –25 % dijumpai di bagian selatan bidang patán terutama pada lapisan batupasir 240Sand dan Pertama. Modus 2 dengan harga SGR 35 – 60 % dijumpai pada Rindu01 hingga Rindu05 dan yang terakhir modus 3 dijumpai di bagian tengan bidang patán pada juxtaposition, Pertama01 dengan harga SGR berkisar antara 75 – 85 %.

Berdasarkan hasil pemodelan ini menunjukkan bahwa kapasitas seal secara umum pada zona patáhan duri_Area10_Anti_3l ini bersifat partial leak. Kapasitas seal ini berubah secara lateral ke arah selatan sepanjang bidang patán yang menunjukkan harga Shale Gouge Ratio (SGR) semakin kecil. Pada bagian utara patáhan ini, kapasitas seal juga berubah dimana pada lapisan Rindu patahan lebih cenderung bersifat seal.

Permeabilitas Zona Patahan

Sepanjang bidang zona patahan ini, permeabilitas zona patahan pun berubah secara lateral dimana semakin ke arah selatan permeabilitas akan semakin besar untuk interval 240 Sand dan Pertama. Harga permeabilitas zona zona patahan berkisar antara 0.01 – 1D. Semakin berwarna merah, permeabilitas zona zona patahan semakin kecil, dan terlihat bahwa pada lapisan Pertama01 pada bidang patáhan memiliki harga permeabilitas zona patáhan yang sangat rendah dibandingkan di bidang patáhan pada interval yang lain.

Gambar III.20. Profil distribusi harga SGR pada zona patahan Duri Area10 Anti_3L dimana disepanjang interval reservoir Pertama bersifat sealing.

Gambar III.21. Trasmissibilitas yang diwakilkan berdasarkan dengan menggunakan data sumur 4K50C yang berlokasi pada tip of the fault Duri Area10 Anti_3L dimana interval B_Rindu05 yang dominan serpih namun harga transmissibilitas mendekati

Gambar III.22. Hasil pemodelan bidang patáhan Duri_Area10_Anti_3L dengan menampilkan distribusí sifat permeabilitas.

Beda Tekanan

Data tekanan yang berhubungan dengan zona patáhan ini adalah dari data RFT sumur 4K-50C dimana interval Rindu tekanan reservoir berkisar pada 50 psi sedangkan pada interval pertama berkisar 85 – 124 psi (Gambar III.14).

Gambar III.23. Grafik sebaran data tekanan dan permeabilitas terhadap data SGR pada zona patahan Duri_Area10_Syn_3K, memperlihatkan frekuensi terbesar pada SGR 26 dengan permeabilitas 1000 mD.

Gambar III.24. Aspek geomtri zona patáhan Duri_Area10_Anti_3L

III.3.3. Patahan Duri_Area10_Syn_5L

Loncatan vertikal

Zona patahan dengan dimensi panjang sekitar 850 m dan arah umum berarah N 135 E – N180E dengan kemiringan 50- 80 dan memiliki loncatan vertikal

berkisar antara 3 – 8 ms atau 4 – 14 m. Pada beberapa spot loncatan vertikal mencapai 20 ms seperti pada bagian utara interval Rindu01 dan diatas interval 240 sand.

Juxtaposition Litologi

Juxtaposition litologi dari zona patahan Duri_Area10_Syn_5L ini menggambarkan penyebaran yang menerus secara lateral. Kenampakan ini bervariasi tergantung kepada besarnya loncatan vertikal dan juga tipe litologinya. Pada lapisan 240 sand dan Rindu secara umum juxtaposition yang terjadi adalah antara batupasir dengan batupasir serpihan, sedangkan pada lapisan Pertama lebih banyak berkembang juxtaposition antara batupasir dengan batupasir seperti terlampir pada Gambar III.26.

Gambar III.25. Allan Map dari zona patahan Duri_Area10_Syn_5L yang memperlihatkan variasi loncatan vertikal.

Gambar III.26. Juxtaposition litologi dan reservoir pada zona patahan Duri_Area10_Syn_5L

Juxtaposition Reservoir

Juxtaposition reservoir yang berkualitas bagus pada patahan Duri_Area10_Syn_5L ini terjadi pada reservoir Rindu dan Pertama pada footwall dan hangingwall yang ditunjukkan dengan warna hijau. Lapisan reservoir Rindu dan Pertama umumnya memiliki juxtaposition reservoir yang homogen secara lateral.

Secara umum juxtaposition yang terjadi adalah antara reservoir yang berkualitas bagus dengan reservoir berkualitas bagus juga seperti pada lapisan reservoir (Gambar III.26 dan III.27).

Gambar III.27. Posisi reservoir pada blok footwall dan hangingwall dari zona patahan Duri_Area10_Syn_5L.

Gambar III.28. Aspek geometri dari zona patahan Duri_Area10_Syn_5L

Kapasitas Seal

Harga Shale Rouge Ratio (SGR) pada zona patahan ini berkisar dari 22 - 95 %. Modus dari harga Shale Rouge Ratio (SGR) pada zona patahan ini berkisar antara 35 - 50%. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa kapasitas seal secara umum pada zona patahan Duri_Area10_syn_5L ini bersifat seal (Gambar III.25 dan III.26). Partial leaking dijumpai pada interval Rindu01 dan Pertama05 pada bagian selatan namun dengan persentase yang kecil.

Gambar III.29. Distribusi SGR dan Permeabilitas disepanjang zona patáhan Duri_Area10_syn_5L dengan perbesaran 6x. Kontras permeabilitas yang relatif homogen dibawah 1 mD mengindikasikan bahwa zona patahan ini bersifat seal.

Permeabilitas Zona Patahan

Permeabilitas zona patahan memperlihatkan keseragaman secara lateral dimana harga permeabilitas zona zona patahan berkisar kurang dari 1 mD. Berdasarkan harga permeabilitas ini, secara umum dapat dikatakan bahwa patahan Duri_Area10_Syn_5L memiliki kecenderungan yang sangat kecil untuk melalukan fluida (Gambar III.29 dan III.31).

Gambar III.30. Distribusi data tekanan dan permeabilitas terhadap harga SGR pada zona patahan patahan Duri_Area10_Syn_5L

Beda Tekanan

Data tekanan yang berhubungan dengan zona patáhan ini adalah dari data RFT sumur 5L-36B dan 6L-34B yang diambil pada kondisi reservoir sudah diinjeksi uap kurang lebih selama 5 tahun. Data tekanan yang mengindiksasikan reservoir terkompartementalisasi diambil dari tempartur survey yang dikonversikan menjadi data tekanan dengan menggunakan tabel konversi uap yaitu sumur 4L-27D dan 5L-23D. Perbedaan data tekanan pada sisi footwall lebih tinggi berkisar 147 psi sedangkan pada sisi hangingwall data tekanan lebih rendah yaitu berkisar sekitar 40 psi (Gambar III.14 dan III.30).

Gambar III.31. Grafik hubungan antara permeabilitas terhadap SGR (%) dimana zona patahan Duri_Area10_Syn_5L memperlihatkan frekuensi yang besar untuk permeabilitas 0.2 mD dengan SGR = 68%, sehingga zona patahan ini lebih bersifat sealing.

III.3.4. Zona patahan Duri_Area10_Anti_5J

Loncatan vertikal

Zona Patahan ini berada pada sisi utara daerah penelitian berdimensi panjang sekitar 250 m dan arah umum berarah N 35 E –dengan kemiringan 60- 90 dan

Gambar III.32. Allan Map dari zona patahan Duri_Area10_Anti_5J dengan perbesaran 4.2 x yang ditampilkan dalam data kedalaman (ms) dan data loncatan vertical.

Gambar III.33. Grafik hubungan permeabilitas terhadap SGR dimana frekuensi yang besar jatuh pada harga permeabilitas 20 mD dengan harga SGR = 39% dan zona patahan ini bersifat sealing.

Gambar III.35. Profil zona patahan Duri_Area10_Anti_5J dan Duri_Area10_Syn_6K yang ditampilkan secara berpasangan dengan menampilkan property loncatan vertical, permeabilitas, Shale Gouge Ratio (SGR) dan aspek geomteri dari patahan tersebut.

Gambar III.36. Karakterisasi sifat transmissibilitas dari zona patahan Duri_Area10_Anti_5J dengan menggunakan referensi dari sumur yang terdekat, 5J-52B. Sifat transmissibilitas yang dihasilkan memperlihatkan beberapa spot dari loncatan vertical memiliki harga = 1 seperti pada 240 Sand, puncak Rindu01 dan interval Rindu05 bagian bawah.

Gambar III.37. Juxtaposition variasi litologi dan reservoir pada zona patahan Duri_Area10_Anti_5J dan Duri_Area10_Syn_6K

Gambar III.38. Posisi Stratigrafi pada blok footwall dan hangingwall dari zona patahan Duri_Area10_Anti_5J dan Duri_Area10_Syn_6K

III.3.5. Patahan Duri_Area10_Anti_6K

Merupakan komplek zona patahan yang diinterpretasikan pada sisi timur bagian utara daerah penelitian dengan kedalaman relative dangkal diduga hanya menembus interval Rindu. Loncatan vertical yang sangat kecil >5 ms dengan karakter permeabilitas 1 – 32 mD dan SGR ~45%. Geometri zona patahan dengan kemiringan 45o mengindikasikan bahwa zona patahan ini bersifat sealing.

Gambar III.40. Karakterisasi sifat transmissibilitas dari zona patahan Duri_Area10_Syn_6K dengan menggunakan referensi dari sumur yang terdekat, 6K-44C. Sifat transmissibilitas yang dihasilkan memperlihatkan beberapa spot dari loncatan vertical memiliki harga = 1 disepanjang interval Rindu.

III.4. Plot Diagram Analisis Fault Seal

Plot diagram antara Shale Gouge Ratio (SGR) dengan beda tekanan yang melintasi bidang patahan merupakan salah satu indikator yang cukup penting dalam menentukan karakterisasi dan kapasitas seal suatuzona patahan.

Berdasarkan diagram hubungan antara SGR dengan tekanan, pada komplek zona patahan pada yang terdapat pada daerah penelitian dimana harga Shale Gouge Ratio (SGR) yang menunjukkan adanya perbedaan sifat pada bidang patahan

adalah 20 % (35). Harga SGR ini secara empiris dikatakan bahwa SGR 20 % merupakan batas dari seal atau leak.

Harga empiris ini bila dibandingkan dengan hasil penggambaran distribusi data tekanan yang sebenarnya membantu dalama penentuan sifat karakter dari komplek zona patahan seperti yang dilakukan dalam penelitan ini. Harga ini akan divalidasi dengan data pendukung seperti data produksi dan injeksi serta data statis dari sumur yang dekat dengan zona patahan sebagai pendukung dalam menentukan karakter dari zona patahan tersebut.

Gambar III.41. Diagram distribusi data tekanan terhadap SGR pada komplek zona patahan yang terdapat pada daerah penelitian dimana secara empiris harga SGR 20 % merupakan batas sealing atau leaking.

Grafik III.3. Hubungan dari loncatan vertical terhadap dimensi zona patahan dan harga Shale Gouge Ratio (SGR) pada komplek zona patahan yang terdapat pada daerah penelitian.

III.5. Validasi Kapasitas Seal

III.5.1. Data Tekanan Reservoir

Data tekanan reservoir diambil dari data Repeat Formation Tester (RFT) merupakan data tekanan formasi yang diambil sesaat setelah pemboran. Data RFT ini dianggap dapat digunakan sebagai data untuk validasi kapasitas seal dari analisis dengan menggunakan juxtaposition dan atribut seal, dalam hal ini SGR. Data RFT yang digunakan merupakan data yang diambil pada waktu yang hampir bersamaan di sumur-sumur yang berada di footwall ataupun hangingwall bidang zona patahan. Data ini akan menunjukkan apakah ada perbedaan tekanan reservoir yang signifikan dari kedua blok yang dipisahkan kompartementalisasi oleh zona patahan.

Dalam penelitan ini, data tekanan yang dijadikan sebagai validasi berasal dari beberapa kondisi yaitu sebelum reservoir diinjeksi uap, setalah diinjeksi uap dan juga data tekanan yang diperoleh dari hasil konversi data survei temperatur. Sebagai ilustrasi dalam penelitian ini adalah pada sumur 4L-47D dan 5L-23D ; 3J-56C dengan 3J59C (Gambar III.42.) yang keduanya dipisahkan oleh

sumur-sumur tersebut merupakan hasil konversi dari data survei temperatur tahun 2006. Dengan demikian dapat diasumsikan bahwa pada data survei tekanan dari sumur-sumur tersebut dapat digunakan sebagai validasi kompatementalisasi kondisi reservoir pada waktu tertentu.

Gambar III.42. Penampang vertikal korelasi struktur geologi daerah penelitian yang mengikutkan data survei tekanan reservoir pada sumur 0 125m 100 ft 0 125m 100 ft 0.9KM 1.0KM 0.8KM 0.3KM 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 FAULT_1 FAULT_1 T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_PR T_PR T_PR T_PR1 T_PR1 T_PR1 B_PR1 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 B_PR2 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 B_PR3 B_PR3 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 B_PR4 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 B_PR5 WIRE.GR_1 GAPI 0 200 PERF_INJ.LOW_1 8 0 PERFS.LOW_ADD_18 0 PERFS.HIGH_1 8 0 PERF_INJ.RINDU_18 0 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_1 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.SW_1V/V 1 0 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 T2003AUGDEGF 0 500 T2003NOVDEGF 0 500 T2004MARDEGF 0 500 T2004MAYDEGF 0 500 T2004JULDEGF 0 500 T2004DECDEGF 0 500 T2005AUGDEGF 0 500 T2006JANDEGF 0 500 T2006MARDEGF 0 500 T2006MAYDEGF 0 500 T2006NOVDEG.F 0 500 PRESSURE PSI 0 250 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR T_PR1 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD TD 4L-27D EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 eval_rnd.gr_rscl GAPI 0 200 perf_inj.low 8 0 PERF.LOW_A_1 8 0 PERF.HIGH_A_1 8 0 PERF.RINDU_B_28 0 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_2 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.SW_1V/V 1 0 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD 5L-20A EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 FACIES.FACIES 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI V/V EVAL.KAIR WIRE.DRES_2 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.KAIR_5MD 1 10000 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 PERF_INJ.LOW_10 8 PERF_INJ.HIGH_10 8 PERF_INJ.RIND_1 0 8 CHEVAL.SGPN_JUN05 T2002APRDEGF 0 500 T2003JANDEGF 0 500 T2003JULDEGF 0 500 T2004MARDEGF 0 500 T2004JULDEGF 0 500 T2004DECDEGF 0 500 T2005MARDEGF 0 500 T2005JUNDEGF 0 500 T2005SEPDEGF 0 500 T2006APRDEG.F 0 500 PRESSURE PSI 0 250 T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR T_PR1 T_PR2 T_PR3 B_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD 5L-32D EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 eval_rnd.gr_rscl GAPI 0 200 perf_inj.low 8 0 PERF.LOW_A_1 8 0 PERF.HIGH_A_18 0 PERF.RINDU_B_18 0 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_1 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.SW_1V/V 1 0 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD TD T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD TD 5L-23A EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_1 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.KAIR_5MD 1 10000 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 PERF_INJ.LOW_10 8 PERF_INJ.HIGH_10 8 PERF_INJ.RIND_1 0 8 T2003MARDEGF 0 500 T2003NOVDEGF 0 500 T2004MARDEGF 0 500 T2004DECDEGF 0 500 T2005MARDEGF 0 500 T2005JULDEGF 0 500 T2005SEPDEGF 0 500 T2005DECDEGF 0 500 T06MAR DEGF 0 500 T2006JULDEGF 0 500 T2006NOVDEG.F 0 500 PRESSURE PSI 0 250 csg T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR T_PR1 B_PR1 T_PR2 B_PR2 T_PR3 B_PR3 T_PR4 B_PR4 T_PR5 B_PR5 T_KD TD 5L-24D D D’ 0.9KM 1.0KM 0.8KM 0.3KM 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 FAULT_1 FAULT_1 T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN1 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN2 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN3 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN4 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_RN5 T_PR T_PR T_PR T_PR1 T_PR1 T_PR1 B_PR1 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 T_PR2 B_PR2 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 T_PR3 B_PR3 B_PR3 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 T_PR4 B_PR4 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 T_PR5 B_PR5 WIRE.GR_1 GAPI 0 200 PERF_INJ.LOW_1 8 0 PERFS.LOW_ADD_18 0 PERFS.HIGH_1 8 0 PERF_INJ.RINDU_18 0 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_1 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.SW_1V/V 1 0 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 T2003AUGDEGF 0 500 T2003NOVDEGF 0 500 T2004MARDEGF 0 500 T2004MAYDEGF 0 500 T2004JULDEGF 0 500 T2004DECDEGF 0 500 T2005AUGDEGF 0 500 T2006JANDEGF 0 500 T2006MARDEGF 0 500 T2006MAYDEGF 0 500 T2006NOVDEG.F 0 500 PRESSURE PSI 0 250 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR T_PR1 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD TD 4L-27D EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 eval_rnd.gr_rscl GAPI 0 200 perf_inj.low 8 0 PERF.LOW_A_1 8 0 PERF.HIGH_A_1 8 0 PERF.RINDU_B_28 0 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_2 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.SW_1V/V 1 0 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD 5L-20A EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 FACIES.FACIES 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI V/V EVAL.KAIR WIRE.DRES_2 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.KAIR_5MD 1 10000 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 PERF_INJ.LOW_10 8 PERF_INJ.HIGH_10 8 PERF_INJ.RIND_1 0 8 CHEVAL.SGPN_JUN05 T2002APRDEGF 0 500 T2003JANDEGF 0 500 T2003JULDEGF 0 500 T2004MARDEGF 0 500 T2004JULDEGF 0 500 T2004DECDEGF 0 500 T2005MARDEGF 0 500 T2005JUNDEGF 0 500 T2005SEPDEGF 0 500 T2006APRDEG.F 0 500 PRESSURE PSI 0 250 T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR T_PR1 T_PR2 T_PR3 B_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD 5L-32D EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 eval_rnd.gr_rscl GAPI 0 200 perf_inj.low 8 0 PERF.LOW_A_1 8 0 PERF.HIGH_A_18 0 PERF.RINDU_B_18 0 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_1 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.SW_1V/V 1 0 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD TD T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR2 T_PR3 T_PR4 T_PR5 T_KD TD 5L-23A EVAL.GR_RSCL_1 GAPI 0 200 EVAL.DURI_FAC 200 300 400 500 600 700 DEPTH FEET EVAL.PHIE_DURI EVAL.KAIR WIRE.DRES_1 OHMM 1 200 WIRE.LLD_1 OHMM 1 200 EVAL.KAIR_5MD 1 10000 EVAL.PAYFLGD_2 0 10 PERF_INJ.LOW_10 8 PERF_INJ.HIGH_10 8 PERF_INJ.RIND_1 0 8 T2003MARDEGF 0 500 T2003NOVDEGF 0 500 T2004MARDEGF 0 500 T2004DECDEGF 0 500 T2005MARDEGF 0 500 T2005JULDEGF 0 500 T2005SEPDEGF 0 500 T2005DECDEGF 0 500 T06MAR DEGF 0 500 T2006JULDEGF 0 500 T2006NOVDEG.F 0 500 PRESSURE PSI 0 250 csg T_D240 B_D240 T_RN T_RN1 T_RN2 T_RN3 T_RN4 T_RN5 T_PR T_PR1 B_PR1 T_PR2 B_PR2 T_PR3 B_PR3 T_PR4 B_PR4 T_PR5 B_PR5 T_KD TD 5L-24D D D’ D D’ D D’

Harga permeabilitas bidang patahan pada kontak antara batupasir Pertama reservoir pada 4L-27D dengan batupasir Pertama sumur 5L-23D sekitar 0.032 - 10 mD dan apabila dilihat beda tekanannya, maka pada kontak tersebut beda tekanan yang terjadi antara footwall dan hangingwall sekitar 100 psi (Gambar III.37 dan III.38).

Pada kedua sumur ini terlihat bahwa pada juxtaposition antara reservoir dengan kualitas bagus baik pada hangingwall ataupun footwall-nya menunjukkan harga SGR 40-75 % (Gambar III.26 dan Gambar III.27). Juxtaposition litologi antara batupasir Pertama pada 4L27D dengan batupasir Pertama di sumur 5L-23D menunjukkan harga SGR 28 %. Untuk juxtaposition reservoir berkualitas sedang dengan bagus seperti pada lapisan reservoir Pertama di 4L-27D dengan lapisan Pertama di 5L23D akan menghasilkan harga SGR sekitar 38 %. Berdasarkan diagram SGR dan dihubungkan dengan fenomena permeabilitas dan beda tekanan pada bidang zona patahan, maka harga SGR di atas 28 % sudah menunjukkan suatu kondisi seal (Gambar III.29).

Ilustrasi lainnya adalah pada sumur 3J-56C dan 3J-59C yang dipisahkan oleh bidang patán Duri_Area10_syn_3K. Loncatan vertikal yang dijumpai Sangay kecil sekitar 8-15 ms atau 13 m, sehingga secara umum akan terjadi juxtaposition litologi yang sama antara footwall dan hangingwall-nya. Juxtaposition litologi yang terjadi adalah batupasir pertama pada sumur 3J-56C dengan batupasir Pertama juga pada sumur 3J-59C (Gambar III.9 dan Gambar III.10).

Harga permeabilitas bidang zona patahan pada kontak antara batupasir Pertama pada 3J-56C dengan batupasir Pertama pada sumur 3J-59C menunjukkan harga 0.28 mD dan apabila dilihat pada diagram tekanan, maka pada kontak tersebut, beda tekanan yang terjadi antara footwall dan hangingwall yaitu 25 psi (Gambar III.12).

Harga SGR pada juxtaposition batupasir memiliki nilai modus 18-38 %. Juxtaposition sesama batupasir Pertama ini apabila dilihat pada diagram SGR menunjukkan harga 22 % (Gambar III.11). Berdasarkan diagram SGR dan dihubungkan dengan fenomena permeabilitas dan beda tekanan pada bidang patán ini, maka harga SGR lebih besar dari 22 % sudah menunjukkan suatu kondisi seal.

III. 6. Data Produksi dan Injeksi

Daerah penelitian yang dikembangkan dengan metode perolehan injeksi uap, secara keseluruhan memiliki 236 sumur injeksi, 661 sumur produksi dan 52 sumur observasi dengan jarak spasi sumur satu dengan yang lain 125 meter. Dari keseluruhan sumur tersebut data produksi dan injeksi disajikan dalam database DSS yang kemudian digunakan lanjut untuk berbagai keperluan, seperti yang tersaji dalam grafik dibawah.

Grafik III.4. Profil data injeksi uap (bspd) dan produksi (bopd)

Dengan tingginya intensitas jumlah uap yang diinjeksikan kedalam reservoir, tentu keberadaan dan interaksinya dengan reservoir menjadi harus diperhatikan agar tidak menjadi permasalahan terutama yang berkaitan dengan erupsi. Kondisi reservoir yang tersekat-sekat oleh zona patahan, tentunya kondisi ini menjadi pertimbangan yang penting dalam kegiatan reservoir manajemen. Berapa besar rate uap yang diinjeksikan tidak boleh melebihi ambang batas dari fracture gradient, 0.71 psi/ft.

Berikut ini sebagai bagian dari proses validasi dari karakter zona patahan dengan mengintegrasikan profil data injeksi dan produksi dalam penentuan sifat leaking atau sealing.

Gambar III.43. Profil data injeksi dan produksi dari konfigurasi sistem injeksi uap dari daerah penelitian bagian utara daerah penelitian, dimana data dinamis ini mengindikasikan adanya komunikasi antar reservoir yang tersekat oleh zona patahan Duri_Area10_Syn_3k atau dengan kata lain karakter zona patahan ini bersifat leaking.

Gambar III.44. Profil data injeksi dan produksi ini berlokasi pada bagian selatan daerah penelitian dimana zona patahan Duri_Area10_Syn_3K diinterpretasikan sebagai leaking atau reservoir pada blok footwall dan hangingwall saling

Gambar III.45. Profil data injeksi dan produksi ini berlokasi pada bagian selatan daerah penelitian (pattern yang berada pada bagian bawah dari Gambar 50) dimana zona patahan Duri_Area10_Syn_3K diinterpretasikan sebagai leaking atau reservoir pada blok footwall dan hangingwall saling berhubungan.

Gambar III.47. Profil data injeksi uap dan produksi minyak dari data sumur yang berada pada zona patahan Duri_Area10_Syn_5L, berada pada bagian utara dari pattern yang digambarkan pada gambar III.46.