Korelasi tahap awal dilakukan pada setiap sumur di daerah

Gambar 3.21 Peta Lintasan Penampang
Korelasi tahap awal dilakukan pada setiap sumur di daerah penelitian yang meliputi interval
Formasi Daram-Waripi Bawah. Korelasi pada tahap ini sangat penting untuk proses
penelitian selanjutnya karena berdasarkan korelasi secara umum ini diperoleh batasan objek
penelitian. Korelasi dilakukan berdasarkan penelitian terdahulu berupa korelasi biostratigrafi
dan pola log. Korelasi dilakukan menggunakan konsep stratigrafi sikuen dengan
menghubungkan titik-titik yang dianggap memiliki kesamaan waktu (Gambar 3.17). Korelasi
tersebut telah dilakukan oleh PT. BP Indonesia berdasarkan biostratigrafi untuk menentukan
batas bawah dan batas atas interval reservoir.
Berdasarkan hasil interpretasi fasies sedimentasi pada daerah penelitian dapat diketahui
bahwa pada satu lobe log GR terdiri dari dua asosiasi fasies
diinterpretasikan
memiliki
karakteristik
yang
berbeda
yang berbeda dan dapat
sesuai
dengan
kondisi
pengendapannya. Dari interpretasi elektrofasies pada sumur yang memiliki data batuan inti
dapat diketahui bahwa fasies arsitektur slope fan complex memiliki bentukan pola log yang
progradasi dan retrogradasi dalam satu siklus, sedangakan fasies arsitektur basin floor fan
memiliki pola log yang agradasi dan fasies arsitektur prograding complex menujukan pola
41
log yang progradasi. Pemahaman elektrofasies pada sumur yang memiliki data batuan inti
akan digunakan sebagai model acuan dalam penarikan garis-garis korelasi lainnya pada
sumur-sumur lain di daerah penelitian yang tidak memiliki data batuan inti. Korelasi detil ini
diharapkan mampu menggubungkan fasies-fasies pengendapan dalam waktu yang sama pada
daerah penelitian.
Selain korelasi log pattern yang diintegrasikan dengan data batuan inti, korelasi juga dibantu
oleh marker biostratigrafi dari data perusahaan PT. Horizon Geoconsulting (Lampiran 1).
Berdasarkan hubungan pola log GR dan hasil deskripsi batuan inti serta kaitannya dengan
elektrofasies pada sumur RA-1, RA-2, RA-3 dan RA-4 dapat diinterpretasikan bahwa
terdapat 8 garis korelasi berdasarkan interpretasi pola log
Korelasi terdiri atas delapan interval reservoir yang dibatasi oleh delapan komponen sikuen
yaitu : MFS 1.0 sebagai datum korelasi, SB, 1.0,FS 1.1,MFS 1.1, MFS 1.2, MFS 1.3, MFS
1.4, MFS 2.0, SB 1.2.
MFS 1.0 dicirikan oleh melimpahnya fosil T.operculata, Prinsius spp. 2 & 3. FS 1.1 dicirikan
oleh melimpahnya fosil F.magnus. MFS 1.2 dicirikan oleh melimpahnya fosil F.pileatus,
F.biliii dan F.ulii. MFS 1.3 dicirikan oleh melimpahnya fosil F.tympaniformis, F.ulii, F.bilii
dan F.Pileatus. MFS 1.4 dicirikan oleh melimpahnya fosil H.riedelii, H.kleinpelii dan
D.multiradiatus. MFS 2.0 dicirikan oleh melimpahnya fosil Z.sigmoides dan S.biskayae.
Sikuen pengendapan terdiri atas LST (Lowstand System Tract) dan HST (Highstand System
Tract).
Batupasir yang menjadi target daerah penelitian adalah batupasir yang terdapat pada interval
reservoir dua dan interval reservoir lima yang terdiri atas batu pasir asosiasi fasies submarine
channel dan batupasir basin floor fan (simbol X pada Gambar 3.22).
42
43
Gambar 3.22 Penampang Korelasi NW-SE
Garis-garis korelasi ini membatasi bagian atas dan bawah dari suatu unit fasies arsitektur
sehingga untuk mempermudah melihat gambaran diberi warna seperti di atas. Berdasarkan
garis korelasi ini, zona reservoir dibagi menjadi enam unit aritektur fasies yaitu ( dari tua ke
muda ) : Interval Reservoir 1 (basin plain), Interval Reservoir 2 (basin floor fan), Interval
Reservoir 3, Interval Reservoir 4, Interval Reservoir 5, (slope fan complex), Interval
Reservoir 6, Interval Reservoir 7 (prograding complex) dan Interval Reservoir 8 tidak
diketahui. Delapan interval pengendapan terjadi saat sikuen LST dan HST. Berdasarkan
analogi model hasil korelasi di atas, dilakukan pengaplikasian korelasi detil pada penampang
yang lain (Lampiran 7 dan 8). Hasil korelasi detil ini diharapkan mampu menggambarkan
penyebaran fasies secara lateral pada daerah penelitian.
3.4
Pemetaan Geometri Reservoir
3.4.1
Pemetaan Gross Facies Interval Reservoir
Peta geometri endapan menggambarkan penyebaran lateral batuan reservoir. Peta geometri
endapan ini identik dengan peta gross interval reservoir. Pembuatan peta geometri endapan
dilakukan dengan cara mengelompokan setiap sumur yang memiliki tipe endapan dan
karakter log yang sama. Kemudian dilakukan perhitungan ketebalan gross interval pada
setiap fasies di semua sumur yang ada. Nilai-nilai ketebalan disetiap sumur ini menjadi acuan
untuk membuat kontur ketebalan. Pada tahap pemetaan gross interval ini dihasilkan delapan
peta gross facies unit. Untuk geometri basin floor fan dan slope fan complex mengacu pada
bentuk geometri kipas laut dalam yang dibuat oleh Walker dan Mutti (1973) dalam Mutti
(1992) (Gambar 3.14). .
44
Gambar 3.23 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 1.
Interval Reservoir (Gambar 3.23) dibatasi di bagian bawah oleh MFS 1.0 yang merupakan
titik ikat korelasi pada daerah penelitian dan di bagian atas oleh SB 1.0. Fasies ini
diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies basin plain pada sikuen HST, ditunjukan oleh pola
log retrogradasi pada bagian bawah dan progradasi bagian atas.Pada fasies ini ditemukan
litofasies batulempung kemerahan (G) yang bersifat karbonatan, batulempung ini diendapkan
sebagai endapan suspensi-lampiran 3. Pada fasies ini ditemukan Ostracoda, Ammobacolites
Sp. dan Batisiphon (berdasrkan data biostratigrafi) yang menjadi indikasi bahwa setting
pengendapan pada daerah ini dimulai dengan lingkungan pengendapan laut dalam.Dari data
gross terlihat penebalan ke arah Tengagara. Fasies memiliki geometri memanjang NW-SE.
Nilai gross terbesar pada RA-6 dan RA-2 dan nilai gross terkecil pada RA- 4.
45
Gambar 3.24 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 2.
Fasies dua (Gambar 3.24) dibatasi di bagian bawah oleh SB 1.0 dan bagian atas oleh FS 1.1
Fasies ini diinterpretasikan sebagai endapan basin floor fan pada sikuen LST, ditunjukan
oleh pola log agradasi pada bagian bawah dan retrogradasi bagian atas. Pada fasies ini
ditemukan litofasies batupasir masif karbonatan (B1), batupasir laminasi karbonatan (C1),
batupasir perselingan batulempung (D), dan batupasir bioturbasi (E)-lampiran 3. Batupasir
bioturbasi mengindikasikan endapan paparan batupasir pada kondisi tidak terganggu, kondisi
ini menjadi syarat untuk fauna hidup pada endapan batupasir ini. Endapan ini
diienterpretasikan diendapkan dengan mekanisme gravity mass flow. Dari data gross terlihat
penebalan ke arah Selatan. Fasiies ini memiliki geometri kipas dengan arah N-S. Nilai gross
terbesar pada RA-6 dan RA-3 dan nilai gross terkecl pada RA-5 dan RA-4.
46
Gambar 3.25 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 3.
Interval Reservoir (Gambar 3.25) dibatasi di bagian bawah oleh FS 1.1 dan bagian atas oleh
MFS 1.1. Interval Reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies slope fan complex,
pada sikuen LST. Arsitektur Fasies ini dicirikan dengan pola log serrated yang
mengindikasikan endapan lereng. Pada fasies ini ditemukan litofasies batupasir masif (B1),
batupasir laminasi (C1) dan debris (F)-lampiran 3. Endapan debris dan batupasir dengan
struktur ripup-clast mengindikasikan mekanisme debris flow pada lereng di atas basin floor
fan. Dari data gross terlihat ketebalan utama pada daerah RA-1 yang diinterpretasikan dekat
dengan lereng (slope). Dari data gross dapat terlihat geometri endapan pada sikuen ini
memanjang berarah NW-SE. Nilai gross terbesar ada pada RA-1 dan terendah pada RA-5.
47
Gambar 3.26 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 4.
Interval Reservoir 4 ( Gambar 3.26) dibatasi dibagian bawah oleh MFS 1.1 dan bagian atas
oleh MFS 1.2. Interval Reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies slope fan
complex, pada sikuen LST. Fasies ini dicirikan dengan pola log serrated yang
mengindikasikan endapan lereng, pola retrogradasi yang mengindikasikan endapan
submarine-channel. Terdiri atas
batulempung
batupasir laminasi(C),batupasir perselingan dengan
(D) dan debris (F) pada sumur RA-3-lampiran 5. Endapan debris
mengindikasikan mekanisme debris flow pada lereng laut dalam . Dari data gross terlihat
ketebalan utama pada daerah RA-1 yang diinterpretasikan dekat dengan lereng (slope).
Endapan ini diinterpretasikan merupakan perkembangan dari kipas laut dalam.Dari data gross
dapat terlihat geometri endapan pada sikuen ini memanjang berarah NW-SE. Nilai gross
terbesar ada pada RA-1 dan terendah pada RA-5.
48
Gambar 3.27 Peta Gross Isopach Imterval Reservoir 5
Interval Reservoir 5 ( Gambar 3.27) dibatasi dibagian bawah oleh MFS 1.2 dan bagian atas
oleh MFS 1.3. Interval reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies slope fan
complex pada sikuen LST. Fasies ini dicirikan dengan pola log progradasi pada sumur RA-2
dan retrogradasi pada sumur RA-8. Terdiri atas
konglomerat(A),batupasir masif
(B),batupasir laminasi(C), batupasir perselingan dengan batulempung (D) debris (F) dan
batulempung abu-abu (G). Pada sumur RA-8 terdapat perulangan litofasies A,B dan C yang
diinterpretasikan sebagai endapan submarine channel-lampiran 2.
Pada sumur RA-2
litofasies B,C dan E dengan pola mengasar ke atas yang diinterpreasikan sebaga overbank
channel–lampiran 4. Dari data gross dapat terlihat geometri endapan pada sikuen ini
memanjang berarah N-S. Nilai gross terbesar ada pada RA-6 dan terendah pada RA-1.
49
Gambar 3.28 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 6.
Interval Reservoir 6 (Gambar 3.28) dibatasi di bagian bawah oleh MFS 1.3 dan di bagian
atas oleh MFS 1.4. Interval reservoir ini diinterpretasikan sebagai arsitektur fasies prograding
complex pada sikuen LST. Fasies ini dicirikan oleh adanya beberapa pola log progradasi
pada beberapa interval kedalaman sumur RA-2, RA-3 dan RA-6. Terdiri atas litofasies
batupasir masif (B), batupasir laminasi( C), batupasir bioturbasi (E) dan batulempung abuabu (G) pada RA-3-lampiran 6. Deskripsi batuan inti menunjukan pola mengasar ke atas
(progradasi). Dari data gross terlihat geometri lobe yang memanjang N-S, lalu nilai gross
yang tinggi pada sumur RA-6 dan RA-4 mengindikasikan adanya pengendapan dari arah
yang berbeda. Nilai gross terbesar ada pada RA-7 dan terendah pada RA-2.
50
Gambar 3.29 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 7.
Interval reservoir 7 (Gambar 3.29) dibatasi di bagian bawah oleh MFS 1.4 dan di bagian atas
oleh SB 1.1. Interval
progradasi
ini dicirikan oleh pola log
agradasi dibagian bawah lalu pola
di bagian atas. Dari data log terdapat endapan yang tebal pada RA-4
mengindikasikan sumber sedimentasi yang berbeda.
Data log mengindikasikan dalam
terdapat lapisan tipis batupasir, namun secara umum interval ini mengindikasikan endapan
sedimen halus. Pola peta gross menunjukan geometri memanjang N-S.Nilai gross tebesar
pada sumur RA-6 dan terendah pada RA-3.
51
Gambar 3.30 Peta Gross Isopach Interval Reservoir 8.
Interval reservoir 8 (Gambar 3.30) dibatasi di bagian bawah oleh SB 1.1. dan dibagian atas
oleh MFS 2.1. Fasies dicirikan oleh pola log progradasi pada sumur RA-2 dan sumur RA-4
yang signifikan pada interval tersebut. Fasies ini tidak dapat diidentifikasi secara pasti,
namun pola progradasi dan ketebalan goss isopach mengindikasikan pola log deltaik atau
endapan lobe baru, namun dengan sumber sedimentasi yang berbeda.
52
3.4.2 Pemetaan Net Sand Unit Interval Reservoir
Pada net reservoir menggambarkan penyebaran batupasir yang efektif yang berfungsi sebagai
reservoir. Peta net sand unit ini merupakan peta yang menghubungkan ketebalan batupasir
yang sama. Peta ini menggambarkan penyebaran tubuh reservoir yang sebenarnya. Ketebalan
net sand diperoleh dari gross interval yang memiliki nilai Vshale lebih kecil dari harga
ambang (cut-off) sebesar 50 %. Pengambilan harga ambang ini berdasarkan atas analisis
hubungan nilai Vshale dan porositas total.
Harga volume of shale diperoleh dari pemrosesan kurva log gamma ray di setiap sumur
berdasarkan persamaan umum linier sebagai berikut :
Vsh = GRN –Grmin / GR max – GR min
Keterangan :
Vsh
= Volume of Shale / Jumlah Kandungan Lempung
GRN
= Bacaan log Gamma Ray (API)
GRNmin
= Bacaan log Gamma Ray paling rendah
GRNmax
= Bacaan log Gamma Ray paling tinggi
PHIT vs VShale
Vsh(v/v)
1
0,9
0,8
Shale
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
Tight Sand
0,2
Sand
0,1
Porositas(v/v)
0
0
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
0,12
0,14
0,16
Gambar 3.31 Crossplot porositas total dan Vshale pada sumur RA-2
Pada penelitian ini diasumsikan bawa sand (batupasir bersih) merupakan batupasir dengan
kandungan lempung yang rendah dan memiliki porositas yang baik, sedangkan shale
53
merupakan batupasir-batulempung yang memiliki kandungan lempung yang tinggi dan
porositas yang rendah. Pada gambar 3.31 dapat terlihat hubungan antara porositas dan vshale
dari sumur RA-2, dari keseluruhan sebaran titik yang ada dapat dipisahkan tiga kumpulan
data, yaitu kumpulan data dengan porositas tinggi dan nilai vshale yang rendah,
diinterpretasikan sebagai “ sand “, kumpulan data dengan porositas rendah dan nilai vshale
yang rendah, diinterpretasikan sebagai “tight sand”, dan kumpulan data dengan porositas
relatif rendah dan vshale yang cukup tinggi, diinterpetasikan sebagai “shale”.
Berdasarkan sebaran kumpulan data yang ada pada sumur RA-2 dan sumur–sumur lain dapat
ditarik suatu garis batas yang memisahkan antara shale dan sand, garis batas ini
diinterpretasikan sebagai cut off Vshale, yaitu sebesar 0,5.
Gambar 3.32 dan 3.33 memperlihatkan hasil pemetaan net sand interval pada interval
reservoir 2 dan interval reservoir 5 yang merupakan interval dengan ketebalan batupasir yang
menjadi interval untuk analisis geometri dan kualitas reservoir.
Gambar 3.32 Peta net sand interval reservoir 2.
54
Gambar 3.33 Peta Net Sand interval reservoir 5.
3.5
Pemetaan Kualitas Reservoir
3.5.1
Pemetaan Vshale Rata-Rata
Nilai Vhsale pada penelitian ini diperoleh dari data sumur berupa log GR dengan
menggunakan rumus
pada subbab 3.4.2. Nilai Vshale yang dihasilkan merupakan nilai
Vshale rata-rata dari setiap fasies arsitektur yang mewakili nilai kandungan lempung dalam
volume batuan pada reservoir.
Pemetaan Vshale hanya dilakukan pada interval reservoir 2 dan interval reservoir 5 yang
diinterpretasikan sebagai interval reservoir yang ekonomis pada interval tersebut. Analisis
akan dilakukan hubungan antara interpretasi fasies dengan geometri dari Vshale yang
terbentuk. Hasil pemetaan dari Vshale rata-rata sebagai berikut :
55
Gambar 3.34 Peta Vshale rata-rata pada interval reservoir 2.
Gambar 3.35 Peta Vshale rata-rata pada interval reservoir 5.
56
Dari pemetaan Vshale yang dhasilkan untuk interval reservoir dua (Gambar 3.34), terlihat
bahwa pada asosiasi fasies ini nilai Vshale
konsisten terhadap geometri pada interval
reservoir 2 (Gambar 3.32), dimana nilai Vshale yang kecil mengkuti pola penyebaran net
sand yang tebal, yaitu arah utara-selatan (N-S) dan nilai Vshale yang kecil mengikuti pola
penyebaran net sand yang tipis.
Pada peta Vshale dari fasies lima (Gambar 3.35) terlihat penyebaran nilai Vshale yang
konsisten terhadap geometri interval reservoir lima (Gambar 3.33), dimana nilai Vshale yang
kecil mengikuti pola penyebaran net sand yang tebal. Namun, ada perbedaan nilai Vshale
dengan geometri net sand pada daerah ini, perbedaan nilai Vshale ini menunjukan adanya
perbedaan tingkat energi pada saat pengendapan sedimen . Nilai Vshale yang lebih rendah di
bagian atas menunjukan bagian dari tubuh channel dengan energi tinggi, yaitu pada bagian
utama tubuh channel berdasarkan data batuan inti (Gambar 3.13), sedangkan nilai Vshale
yang tinggi menunjukan bagian dari penampang channel dengan energi lebih rendah, pada
tepi channel. Sedangkan nilai Vshale yang rendah di bagian Selatan, merupakan hasil dari
endapan overbank channel yang cukup tebal di daerah ini.
Pada penelitian ini, properti fisik batuan berupa Vshale dijadikan salah satu parameter yang
dapat mengindikasikan kualitas dari suatu batuan reservoir. Kandungan Vshale yang tinggi
menunjukan kandungan matriks dan semen lempung yang lebih banyak, ataupun sebaliknya.
Dalam penelitian ini dipertimbangkan bahwa keberadaan matriks dan semen lempung dari
suatu batuan reservoir akan mempengaruhi kemampuan suatu reservoir untuk mengalirkan
fluida, semakin banyak kandungan matriks dan semen lempung dari suatu batuan reservoir
maka akan mengurangi kemampuan batuan reservoir untuk mengalirkan fluida yang dapat
memperburuk kualitas reservoir.
Jika dilihat dari nilai rata-rata Vshale dari setiap fasies, dapat diketahu bahwa fasies arsitektur
dua (basin floor fan ) memiliki nilai Vshale rata-rata 0,22 sedangkan fasies arsitektur lima
(slope fan complex ) memiliki nilai Vshale yang sedikit lebih besar yaitu 0,25. Berdasarkan
kandungan Vhsale rata-rata yang dimiliki, dapat diinterpretasikan bahwa batupasir basin
floor fan merupakan karakter reservoir dengan kualitas yang lebih baik dibandingkan dengan
batupasir pada slope fan complex dalam konteks kandungan lempung.
57
3.5.2 Pemetaan Effective Porosity Rata-Rata
Analisis penyebaran effective porosity diawali dengan perhitungan porositas total dari log
sumur untuk mendapatkan porositas total secara vertikal, kemudian dikalikan dengan faktor
Vshale untuk mendapatkan nilai effective porosity secara vertikal, lalu dirata-ratakan untuk
setiap fasies dua dan lima dari semua sumur yang ada, dan diakhiri dengan pemetaan nilai
effective porosity rata-rata yang ada di setiap interval reservoir 2 dan interval reservoirr 5.
Perhitungan porositas dibagi menjadi dua tahap, yaitu perhitungan porositas total/PHIT dan
effective porosity. Porositas total diperoleh dari perhitungan log neutron (NPHI) dan log
densitas (RHOB) dengan asumsi litologi reservoir merupakan batupasir dengan nilai
batupasir bersih (clean sand) 2,65. Porositas total menyatakan persentase dari pori terhadap
total volume batuan, sedangkan effective porosity menyatakan persentase pori yang
diasumsikan dapat saling terhubung. Oleh karena itu ketidakbersihan batupasir yang
dinyatakan dalam nilai Vshale digunakan sebagai pengurang dalam perhitungannya.
Harga effective porosity diperoleh dari pemrosesan nilai log gamma ray, log densitas dan log
NPHI di setiap sumur menggunakan beberapa persamaan berikut (Lampiran 9-12) :
Keterangan :
PHIT = Porositas total (v/v)
PHIE = Effective porosity (v/v)
PHIN = Porositas dari NPHI (v/v)
PHID = Porositas dari log densitas (v/v)
PHIE = PHIT x ( 1- VShale )
Vshale = Vshale (v/v)
pma
= Massa jenis matriks batuan (2,65 gr/cc)
pf
= Massa jenis fluida (1 gr /cc)
Dari pemetaan effective porosity pada asosiasi basin floor fan (Gambar 3.36) terlihat bahwa
asosiasi fasies ini menunjukan nilai effective porosity yang relatif konsisten terhadap pola
RHOB = pada
Bacaan
log RHOB
umum net sand fasies dua (Gambar 3.32). Namun
bagian
Barat(gr/cc)
Laut tidak mengikuti
pola umum dari geometri net sand, hal ini diinterpretasikan sebagai hasil pelampingan
reservoir yang dipisahkan oleh non-reservoir zone yang tidak terlihat pada net sand namun
muncul pada peta effective porosity.
58
Gambar 3.36 Peta effective porosity rata-rata pada interval reservoir 2.
Gambar 3.37 Peta effective porosity rata-rata pada interval reservoir 5.
59
Fasies arsitektur basin floor fan dan slope fan complex secara umum konsisten dengan
geometri fasies ataupun
geometri Vshale. Effective porosity menyatakan suatu volume
rongga yang dapat menampung dan mengalirkan fluida secara efektif, karena dalam
perhitungannya sudah dilakukan pengurangan terhadap variabel Vshale, yang menyatakan
bahwa porositas yang dihasilkan pada batuan ini tidak lagi dipengaruhi oleh kandungan
lempung didalamnya.
Pada fasies dua dapat terlihat bahwa effective porosity yang besar ada pada bagian yang lebih
tengah dari basin floor fan dan berkurang mengikuti pola geometri basin floor fan yang
berasosiasi dengan fasies arsitektur basin plain pada bagian bawahnya. Pengurangan nilai
porositaefektif ini dapat ditunjukan dengan litofasies D / D1 pada daerah penelitian. Interval
reservoir dua (basin floor fan) ini memiliki nilai effective porosity rata-rata sebesar 0,06.
Pada interval reservoir lima (slope fan complex) memiliki geometri yang konsisten dengan
geometri nett sand fasies 2 (Gambar 3.33). Nilai effective porosity rata-rata yang baik ada
pada sumur RA-6 yang diinterpretasikan sebagai submarine channel (Gambar 3.13) dan
overbank channel pada sumur RA-2 (Gambar 3.14). Interval reservoir lima memiliki nilai
average effective porosity sebesar 0,08.
Pada reservoir di daerah penelitian ini, pada litofasies ditemukan keterdapatan sementasi
karbonat yaitu litofasies B1 dan C1yang terdapat pada asosiasi fasies basin floor fan yang
penulis analisis sebagai salah satu penyebab nilai effective porosity yang lebih kecil pada
asosiasi fasies basin floor fan. Selain itu proses diagenesis berupa kompaksi juga dapat
menyebabkan pengurangan kualitas effective porosity dari reservoir tersebut.
Berdasarkan nilai effective porosity rata-rata pada fasies arsitektur slope fan complex dan
basin floor fan maka dapat diinterpretasikan bahwa batupasir fasies arsitektur slope fan
complex merupakan karakter reservoir dengan kualitas yang lebih baik dibandingkan dengan
batupasir pada fasies arsitektur basin floor fan dalam konteks effective porosity.
60