Electronic Theses and Dissertation

Penelitian ini menyajikan hasil analisis log dari dua sumur di lapangan x, cekungan sumatra utara, indonesia. log petrofisika yang terdiri dari gamma ray (gr), caliper (cali), resistivitas (ild dan ilm), neutron (nphi), dan densitas (rhob) digunakan untuk mempelajari karakteristik petrofisika dari reservoir utama yang teridentifikasi di lapangan ini. tujuan penelitian ini adalah untuk menganalisis dan menghitung sifat-sifat petrofisika reservoir seperti kandungan serpih (volume shale), porositas, saturasi air, dan ketebalan net pay untuk keperluan eksplorasi hidrokarbon. analisis petrofisika berdasarkan data well log menunjukkan bahwa kedua sumur tersusun atas litologi perselingan batupasir dan serpih pada formasi baong dan formasi peutu. hasil perhitungan parameter petrofisika menunjukkan bahwa sumur x01 memiliki nilai rata-rata volume shale sebesar 41,5 %, porositas efektif 23,6 %, dan saturasi air 57,2 %, sedangkan sumur x02 memiliki nilai rata-rata volume shale sebesar 35,6 %, porositas efektif 4,1 %, dan saturasi air 66,4 %. penerapan nilai cut-off pada parameter volume shale, porositas efektif, dan saturasi air menunjukkan bahwa interval reservoir pada formasi baong (zona zr-3 sumur x01) berkembang lebih kontinu dengan rasio net-to-gross pay mencapai lebih dari 80 %, namun interval tersebut berada pada zona transisi air–hidrokarbon. sebaliknya, formasi peutu (zona zr-4 sumur x02) menghasilkan net pay yang sangat tipis, yaitu kurang dari 1 %, tetapi menunjukkan indikasi hidrokarbon paling kuat karena nilai saturasi airnya yang sangat rendah, yaitu kurang dari 30 %. hasil keseluruhan mengindikasikan bahwa akumulasi hidrokarbon di lapangan x berkembang secara lokal pada sisipan batupasir yang berperan sebagai reservoir. disarankan untuk mengintegrasikan lebih banyak data sumur, seismik, dan batuan inti (core) untuk mengevaluasi reservoir secara lebih baik.

The current study presents the log analysis results from two wells in Area X, North Sumatra Basin, Indonesia. The geophysical logs comprising gamma ray (GR), caliper (Cali), resistivity (ILD and ILM), neutron (NPHI), and density (RHOB) are used to study the petrophysical characteristics of the main identified reservoirs in this field. The objective of this research is to analyze and calculate reservoir petrophysical properties such as shale volume, porosity, water saturation, and Net Pay thickness for hydrocarbon exploration purposes. Petrophysical analysis based of well log data indicates that both wells consist of alternating sandstone and shale lithologies within the Baong and Peutu Formations. The computed petrophysical parameters show that well X01 has an average shale volume of 41.5%, effective porosity of 23.6%, and water saturation of 57.2%, while well X02 has an average shale volume of 35.6%, effective porosity of 4.1%, and water saturation of 66.4%. The application of cut-off values on shale volume, effective porosity, and water saturation indicates that the reservoir interval in the Baong Formation (ZR-3 zone of well X01) is more continuous, with a net-to-gross pay ratio reaching more than 80%. However, it lies within the water–hydrocarbon transition zone. In contrast, the Peutu Formation (ZR-4 zone of well X02) produces a very thin Net Pay of less than 1%, yet shows the strongest hydrocarbon indication due to its very low water saturation of less than 30%. The overall results indicate that hydrocarbon accumulations in Area X develop locally within sandstone intercalations acting as reservoirs. It is recommended to integrate more wells, seismic, and core data to better evaluate the reservoirs.