Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"[ABSTRAKModel kecepatan lapisan bawah permukaan yang diestimasi pada proses pengolahan data seismik yang masih memiliki ketidakpastian posisi sebenarnya dari reflektor seismik atau kedalaman lapisan geologi. Penelitian ini melakukan analisis ketidakpastian dari kedalaman posisi lapisan reservoar pada Lapangan X. Hasil penelitian digunakan untuk membantu pemprediksi area target pengeboran sumur penilaian sebelum dilakukan pengembangan pada Lapangan X. Analisis dilakukan dengan menggabungkan dua metode yaitu analisis statistika dari proses koreksi peta kedalaman reservoar dan proses kalibrasi model kecepatan data seismik. Dari kedua analisis ini diketahui nilai maksimum ketidakpastian kedalaman pada batas atas reservoar sebesar 125ft. Distribusi nilai ketidakpastian kedalaman dilakukan dengan menggunakan acuan dari bentuk geologi lipatan Lapangan X untuk menghasilkan peta ketidakpastian kedalaman. Peta ketidakpastian kedalaman digunakan untuk mendapatkan peta lapisan reservoar dengan kasus dangkal, dasar dan dalam. Dari ketiga peta tersebut dikombinasikan dengan data sekunder kontak gas dan air (Gas Water Contact) dan asumsi akuisisi data pada sumur penilaian sehingga diperoleh prediksi area target pengeboran sumur penilaian dengan jarak terdekat 400 m dari sumur eksplorasi pada Lapangan X.

---

ABSTRACTSubsurface velocity model that estimated from seismic data processing still has uncertainty in term of real position of seismic reflector or depth geological layer. The research has been carried out for analyzing depth uncertainty of reservoir layer at X-Field. The result will be used to determine the target area of appraisal well which should be done before field development stage. This research used two methods to analyze the depth uncertainty, there are statistic analysis of reservoir depth map correction process and seismic velocity model calibration. From these analysis was known that maximum depth uncertainty number for top reservoar layer is 125 ft. The distribution of depth uncertainty value use X Field shape as geological model reference for generating depth uncertainty map. The depth uncertainty map was applied to get reservoir map with three alternative model, shallow case, base case and deep case. Combination of these three maps with the gas water contact infomation and data acquisition asumption generated the prediction of the target area for appraisal well at X-Field that the shortest distance is 400m from exploration well.;Subsurface velocity model that estimated from seismic data processing still has uncertainty in term of real position of seismic reflector or depth geological layer. The research has been carried out for analyzing depth uncertainty of reservoir layer at X-Field. The result will be used to determine the target area of appraisal well which should be done before field development stage. This research used two methods to analyze the depth uncertainty, there are statistic analysis of reservoir depth map correction process and seismic velocity model calibration. From these analysis was known that maximum depth uncertainty number for top reservoar layer is 125 ft. The distribution of depth uncertainty value use X Field shape as geological model reference for generating depth uncertainty map. The depth uncertainty map was applied to get reservoir map with three alternative model, shallow case, base case and deep case. Combination of these three maps with the gas water contact infomation and data acquisition asumption generated the prediction of the target area for appraisal well at X-Field that the shortest distance is 400m from exploration well., Subsurface velocity model that estimated from seismic data processing still has uncertainty in term of real position of seismic reflector or depth geological layer. The research has been carried out for analyzing depth uncertainty of reservoir layer at X-Field. The result will be used to determine the target area of appraisal well which should be done before field development stage. This research used two methods to analyze the depth uncertainty, there are statistic analysis of reservoir depth map correction process and seismic velocity model calibration. From these analysis was known that maximum depth uncertainty number for top reservoar layer is 125 ft. The distribution of depth uncertainty value use X Field shape as geological model reference for generating depth uncertainty map. The depth uncertainty map was applied to get reservoir map with three alternative model, shallow case, base case and deep case. Combination of these three maps with the gas water contact infomation and data acquisition asumption generated the prediction of the target area for appraisal well at X-Field that the shortest distance is 400m from exploration well.]"

"Lapangan Geotermal Salak merupakan lapangan geotermal terbesar di Indonesia dengan kapasitas terpasang sebesar 377 MW. Dari awal beroperasinya pada Februari 1994 sampai dengan Desember 2014 lapangan ini telah memproduksi 421.759.106,78 Ton uap. Dengan produksi sebesar itu, diperlukan manajemen reservoar yang baik untuk menjaga keberlangsungan produksi jangka panjang. Manajemen reservoar sangat penting dalam upaya mengatasi masalah yang terjadi akibat kegiatan produksi dan reinjeksi, oleh karena itu strategi reinjeksi sebaiknya memperhatikan karakteristik reservoar lapangan geotermal. Penelitian ini menggunakan metode geofisika yaitu 3D MT, Microearthquake dan Microgravity dengan dukungan data sumur dan data produksi serta reinjeksi untuk memprediksi kondisi reservoar sebagai upaya mengantisipasi terjadinya penurunan tekanan reservoar yang berpotensi menurunkan produktifitas sumur produksi. Hasil penelitian ini menyimpulkan bahwa strategi reinjeksi di Awi 9 memegang peranan penting sebagai heat and pressure support di sumur ? sumur produksi. Namun, terdapat indikasi kompaksi pada reservoar sejalan dengan peningkatan kapasitas produksi, hal ini diperkuat dengan terjadinya penurunan permukaan tanah dan peningkatan kejadian gempa mikro pada daerah resevoar dangkal, terjadi penurunan medan gravitasi pada reservoar produksi yang diidentifikasi berhubungan dengan penurunan tekanan reservoar. Hasil ini digunakan sebagai dasar usulan untuk mempertahankan eksistensi sumur - sumur reinjeksi di Awi 9 dan penempatan sumur reinjeksi brine di zona reservoar produksi.

---

Salak Geothermal Field is the biggest geothermal field in Indonesia with 377 MW installed capacity. From its commersial operation in February to December 2015, this field has produced 421.759.106,78 Tonnes steam. With these huge production, good reservoir management are necessary to sustain long term production. Reservoir management becomes very important to overcome the problems caused by production and reinjection. Therefore, reinjection strategy should be implemented by considering reservoar characteristic in geothermal field.

This study are using geophysical methods, there are : 3D MT, Microearthquake and Microgravity combined to geological well data support, production and reinjection data to predict reservoir condition as an attempt to anticipate decreasing of reservoir pressure which potentially reduce production.

This study conclude that reinjection strategy in Awi 9 took important part as heat and pressure support to production wells. However, there are some indication of creep compaction in reservoir in line with production capacity escalation, this was supported by land subsidence and increasing of microearthquake event in the shallow part of reservoir, decreasing of gravitational field in production reservoir associated with reservoir pressure drops, this results are used as the basis for the proposals to maintain the existance of reinjection wells in Awi 9 and brine reinjection wells placement in the production reservoir zone."

"Daerah penelitian terletak di Muara Laboh, kabupaten Solok Selatan Sumatera Barat dan secara tektonik terdapat pada ujung segmen Suliti yang berasosiasi dengan sesar geser menganan (dextral strike slip fault) Sesar Sumatera. Daerah penelitian merupakan sistem panasbumi dengan dua phase yaitu sistem dominasi uap yang memiliki lapisan reservoir dominasi uap setebal ±400 m di atas zona dominasi air.Zona Altereasi di daerah penelitian dibagi menjadi dua yaitu zona alterasi argillic yang di tandai dengan kehadiran mineral clay (smectite) betemperatur rendah dan lapisan ini digunakan sebagai lapisan penudung (cap rock) dan kedua adalah zona alterasi prophylitic yang di tandai dengan kehadiran mineral sekunder bertemperatur tinggi seperti epidote, kuarsa, calcite, chlorite dan lapisan ini digunakan sebagai zona resrvoir (zona produksi). Permeabilitas zona produktif di sumur-sumur produksi tidak hanya dikontrol oleh jenis litologi dan unit batuan tapi juga dikontrol oleh bidang-bidang patahan dan zona rekahan di sekitarnya. Puncak reservoir rata-rata berada pada elevasi 1000-1100 mdpl. Sedangkan brine level teramati pada elevasi 400-600 mdpl. Temperatur dan tekanan yang lebih rendah, serta kandungan gas yang lebih tinggi bukan disebabkan oleh kompartementasi reservoir, tapi lebih disebabkan oleh lokasi sumur yang berada di dekat margin reservoir. Sumur re-injeksi di margin reservoir dibutuhkan untuk mengatasi penurunan tekanan reservoir yang cepat. Salah satu alternatif lokasi sumur injeksi adalah di bagian timur dan utara dari sumur produksi, dimana sumur injeksi harus dibor hingga menembus reservoir dominasi air. Dari hasil tahapan eksplorasi daerah penelitian yang baik untuk di kembangkan adalah dibagian selatan.

---

The study area is located in Muara Laboh, South Solok regency of West Sumatra and is tectonically located on the tip of Suliti segment associated with the fault shear are heading (dextral strike-slip fault) Fault Sumatra. The study area is a geothermal system with a two-phase vapor-dominated system that has a layer of thick steam reservoir dominance ± 400 m above zone air.Zona Altereasi dominance in the study area was divided into two argillic alteration zones are marked by the presence of clay minerals (smectite) betemperatur low and this layer is used as the covering layer (cap rock) and the second is prophylitic alteration zones are marked by the presence of secondary high-temperature minerals such as epidote, quartz, calcite, chlorite and this layer is used as resrvoir zone (zone of production). Permeability zone in the prolific production wells is not only controlled by the type of lithology and rock units but also controlled by fields of faults and fracture zones in the vicinity. Peak average reservoir located at an elevation of 1000-1100 meters above sea level. While the brine level observed at the elevation of 400-600 meters above sea level. Temperature and lower pressure, as well as higher gas content is not caused by kompartementasi reservoir, but more due to the location of the wells near the reservoir margins. Reinjection wells in the reservoir margin needed to overcome the reservoir pressure drops rapidly. One alternative is the location of injection wells in the east and north of the production wells, where injection wells should be drilled to penetrate the dominance of the water reservoir. From the results of the exploration stage is a good research area to be developed is in the south."

"

Optimalisasi produksi Lapangan L migas di Cekungan Sumatra Tengah dilakukan melalui pemodelan geologi tiga dimensi (3D) untuk meningkatkan produksi. Pemodelan geostatistika 3D dilakukan untuk mengetahui lingkungan pengendapan dan distribusi sifat fisika batuan dengan menggunakan 26 sumur dan data seismik 3D. Pemodelan geologi 3D dibuat untuk menggambarkan secara sederhana kondisi geologi bawah permukaan pada Formasi Bekasap pada lapangan L melalui analisis elektrofasies, analisis atribut seismik, interpretasi seismik, pemodelan struktural, pemodelan fasies dan pemodelan petrofisika berdasarkan metode Sequential Indicator Simulation dan Sequential Gaussian Simulation. Hasil deskripsi, analisis dan interpretasi menunjukkan bahwa Formasi Bekasap pada Lapangan L berada pada lingkungan pengendapan tide dominated estuarine-delta, terdiri atas enam interval reservoir dengan porositas efektif hingga 32% dan permeabilitas hingga 4000 mD, dan struktur mayor berupa 27 sesar normal yang berarah barat laut-tenggara dan timur laut-barat daya. Hasil pemodelan menunjukkan bahwa kemenerusan reservoir sesuai dengan distribusi fasies yang relatif berarah barat laut-tenggara.

 

---

"