Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Abstrak Estimasi nbialai kualitas batuan (Q) dilakukan dengan beberapa langkah; pertama-tama, koefisien refleksi dari model blok Q dihitung berdasarkan log sonic dan densitas serta model interpretasi bawah permukaan . sinyal terisolasi kemudian dilpilih diatas daerah interest sebagai wavelet referensi..."

"The development of many in most regencies/minicipalities in cross-border area is left behind,compare with the development archieve in other regions in Indonesia

---

"

"Penelitian ini menggunakan non-linear interpolasi untuk mengestimasi kurva yield bulanan obligai pemerintah Indonesia (SUN). Data yang digunakan adalah data akhir bulanan yield obligasi pemerintah yang digunakan Bloomberg dalam Bloomberg yield curve untuk periode Januari 2007 - Mei 2010. Model yang digunakan dalam penelitian ini adalah Nelson Siegel dan Nelson Siegel Extended Svensson. Untuk menentukan kemampuan masing-masing model dalam menyerupakan yield actual dari obligasi pemerintah yang dijadikan benchmark maka digunakan Sum of Squared Residual (RSS) dan Root Mean Squared Error (RMSE) sebagai pengukur tingkat kesalahan (Error). Model yang paling baik adalah model yang menghasilkan nilai RSS dan RMSE terkecil. Dari hasil penelitian menyimpulkan bahwa model Nelson Siegel Extended Svensson lebih baik dalam menyerupakan yield actual obligasi pemerintah. Model Nelson Siegel Extended Svensson menghasilkan RSS dan RMSE yang lebih kecil dibandingkan dengan model Nelson Siegel.

---

This research is using non-linear interpolation for estimating monthly yield curve for Indonesian Government Bonds. The data that being used in this research are monthly yield for Indonesian government bonds which used by Bloomberg in its Bloomberg yield curve. The reseach period is Januari 2007 - Mei 2010. This reseach use Nelson Siegel model and Nelson Siegel Extended Svensson. In order to come up with the better model that has the ability to create yield curve that are close to government yield this research use Sum of Squared Residual (RSS) and Root Mean Squared Error (RMSE) in order to calculate error. The better model is the one with small number of RSS and RMSE. As result of this research Nelson Siegel Extended Svensson model is better than Nelson Siegel model. The model has smaller number of RSS and RMSE relative to Nelson Siegel model."

"Skripsi ini membahas tentang metode vertical seismic profiling (VSP) dan aplikasinya dalam karakterisasi reservoar. VSP merupakan pengukuran seismik yang dilakukan dengan menempatkan receiver di lubang bor. Karakter reservoar yang akan diteliti yaitu batu pasir pada lapangan Sejati, yang merupakan salah satu lapangan minyak dan gas VICO Indonesia yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Data yang tersedia dalam penelitian ini yaitu data VSP (near & far offset) dan well log dari satu sumur eksplorasi. Karakterisasi reservoar berdasarkan metode inversi data VSP. Langkah-langkah pengerjaan yaitu crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), dan final inversion. Dari hasil inversi memperlihatkan adanya sebaran impedansi rendah pada zona target. Karena besarnya tuning thickness maka perlu dilakukan studi lebih lanjut untuk memastikan apakah impedansi rendah tersebut mengindikasikan lapisan sand atau bukan.

---

This study are about vertical seismic profiling (VSP) and it?s application for reservoir characterization. VSP is an seismic measurement which is put some receivers in borehole. The character of reservoir will be studied is sandstone in Sejati field, which is one of VICO?s oil and gas fields at Kutai Basin, East Kalimantan. The data avalaible of this study are VSP (near & far offset) and well log from one exploration well. Reservoir characterization based on VSP inversion method. The sequence step of this study are crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), and final inversion. The inversion result show low impedance at target zone. Because tuning thickness is very high, so it is needed detailed study for identifying sand distribution at target zone."

"Telah dilakukan estimasi permeabilitas reservoar batugamping dari data seismogram sintetik konfigurasi VSP (vertical seismic profiling) sintetik yang melibatkan efek absorpsi dan dispersi pada model tiga lapis reservoar yang berupa batupasir, batugamping, dan dolomit. Data rill VSP digunakan sebagai contoh aplikasi untuk mengetahui nilai permeabilitas reservoar tersebut. Estimasi permeabilitas dilakukan dengan menggunakan dua metode, yaitu metode linier Alpha, dan metode linier Rasio Amplitudo (RA) yang dikerjakan dalam kawasan frekuensi. Nilai permeabilitas model dihitung pada berbagai variasi kecepatan dan frekuensi gelombang seismik. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa pengaruh permeabilitas kurang signifikan terhadap perubahan frekuensi dan kecepatan gelombang seismik. Namun demikian, kedua metode tersebut mampu mengestimasi nilai permeabilitas reservoar melalui analisis atenuasi gelombang seismik. Uji numerik memberikan nilai kesalahan estimasi untuk metode linier Alpha dan RA sekitar 5 %. Estimasi permeabilitas di sumur Nira pada sistem lapisan dua (batugamping) berkisar antara (1047-1166) mD. Sedangkan estimasi permeabilitas pada sistem lapisan tiga (batugamping) memberikan nilai (317-329) mD. Metode linier Alpha memberikan tingkat kepercayaan lebih balk dalam mengestimasi nilai permeabilitas. "

"Permeabilitas formasi batuan merupakan salah satu unsur parameter reservoir yang penting. Perkembangan teknologi logging yang akhir-akhir ini demikian pesat, memungkinkan kita untuk mendapatkan profit data permeabilitas formasi batuan secara kontinu. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengestimasi profit data permeabilitas tersebut adaiah dengan melakukan survai logging monopole array acoustic. Dari survai tersebut kita dapat melakukan pengolahan data gelombang Stoneley (tabung) untuk melakukan estimasi permeabilitas formasi batuan. Teknologi baru ini relatif murah dan cukup efektif dibandingkan dengan teknologi pengukuran permeabilitas formasi batuan yang lain. Permeabilitas Akustik atau Stoneley diturunkan berdasarkan pada perhitungan atenuasi dan waktu tempuh gelombang Stoneley, yang secara langsung berhubungan dengan permeabilitas formasi batuan (gerakan fluida dan gangguan tekanan gelombang). Penjalaran gelombang Stoneley dalam lubang bor akan menggerakkan fluida dalam rongga formasi batuan yang memotong lubang bor, sehingga akan terjadi kelambatan waktu tempuh dan atenuasi gelombang Stoneley. Hubungan tersebut dirumuskan oleh X.M. Tang et al. 1991 sebagai berikut: (atenuasi, kelambatan waktu tempuh) K/p KrK : permeabilitas formasi p : viskositas fluida Kf : inkompresibilitas Suatu model gelombang Stoneley sintetik dibuat tanpa memasukkan unsur permeabilitas kedalamnya. Perbandingan antara data gelombang Stoneley pengukuran dan model gelombang Stoneley sintetik akan menghasilkan pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh. Adanya pergeseran frekuensi menunjukkan adanya atenuasi gelombang. Dengan melakukan inversi dari pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh gelombang akan menghasilkan profit permeabilitas Stoneley atau Akustik.Analisis data permeabilitas dilakukan pada sumur Rengan Condong, mengintegrasikannya dengan data lain seperti penurunan permeabilitas hasil survai NMR (Nuclear Magnetic Resonance), hasil uji formasi dan pemerian litologi data serbuk pemboran.

---

Rock Formation Permeability Analysis from the Monopole Acoustic Data EstimationRock formation Permeability is one of the most important elements in the reservoir characterization and fluid management. For last decade, new techniques have been developed to invert the continuous reservoir permeability profile estimation. One of the techniques is the wire-line monopole array acoustic logging. Stoneley (tube) wave which is preserved during acoustic logging, could be processed to estimate the reservoir permeability profile. This technique is cheaper and more effective than the other permeability determination techniques.

Stoneley or Acoustic Permeability is determined based on the attenuation and delay times of the Stoneley wave propagations in the reservoir. During the propagation in a porous media, the Stoneley wave moves the formation pore fluid at the borehole interface, results the attenuation and travel time delay. The relations are formulated by X.M. Tang et al. 1991 :

(Attenuation, Travel Time Delay) --K

K : formation permeability p : fluid viscosity Kr : incompressibility

The Stoneley wave model creates only for formation elasticity and borehole effects, without permeability effect. The measured data contain of all effects, permeability, formation elasticity and borehole. Comparison of the model and measured wave data yields the centroid frequency shift and travel time delay. The centroid frequency shift indicates the measure of wave attenuation. Applying the inversion method to the centroid frequency shift and travel time delay results the Stoneley permeability profile.

An integrated data analyzing of permeability applied to the Rengan Condong well. They are the acoustic permeability, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) permeability, DST (Drill Stem Test) and lithology description data."

"ABSTRAKEfek atenuasi gelombang seismik dapat dihilangkan dengan menentukan faktor Q dari setiap lapisan medium yang dilalui gelombang seismik. Kemudian, estimasi nilai Q digunakan dalam fungsi inverse Q filter untuk meningkatkan resolusi data seismik. Selain itu, nilai Q lapisan dapat digunakan sebagai atribut seismik untuk menentukan litologi dari lapisan yang dtinjau dan juga mengidentifikasi keberadaan hidrokarbon. Dalam panelitian ini, metode trace matching digunakan untuk memperkirakan nilai Q dari setiap lapisan yang diamati pada lapangan ldquo;AJ rdquo;. Pertama, kita membangun permodelan kedepan dari data gather sintetik berdasarkan data log sumur dari di lapangan ldquo;AJ rdquo;. Data sintetik ini kemudian akan dibandingkan dengan data CDP gather riil dari lapangan ldquo;AJ rdquo; yang telah dilakukan operasi inverse Q filter dengan nilai masukan Q konstan yang berbeda ndash; beda. Dari perbandingan ini, akan diamati apakah ada kemiripan pada trace seismik di zona target antara data sintetis dan riil untuk setiap masukan nilai Q konstan, dan kemudian kita tentukan posisi kemiripan tersebut pada kedalaman berapa. Dari hasil observasi, diketahui bahwa estimasi nilai Q pada zona target adalah 71 pada level waktu 1 ndash; 1,2s dan 53 pada level waktu 1,2 ndash; 1,4s. Selanjutnya, variasi nilai Q diterapkan dalam pemrosesan inverse Q filter untuk menghilangkan efek atenuasi pada data Post-Stack Time Migration PSTM . Untuk memvalidasi hasil dari proses ini, kita korelasikan trace seismik dari data seismik PSTM dengan trace sintetik yang dibangun dari log sonik dan densitas di sumur AJ-17. Sebagai hasil akhir, kita peroleh data seismik resolusi tinggi yang optimal dengan nilai korelasi maksimum sebesar 0,722 72,2 . Sedangkan, data seismik PSTM sebelum proses inverse Q filter hanya memiliki nilai korelasi maksimum sebesar 0,35 35.

---

ABSTRACT Attenuation effect of seismic wave can be eliminated by determining the Q factor from every medium layer was passed through by seismic wave. Then, the estimated Q value is used in inverse Q filter function to enhance seismic data resolution. In addition, the Q value of medium layer can be used as seismic attribute to define the lithology of observed strata also identifying the presence of hydrocarbon. In this paper, trace matching method is used to estimate Q value from every observed layer in ldquo AJ rdquo field. First, we build a forward model of synthetic seismic gather based on well log data of ldquo AJ rdquo field. This synthetic data will then be compared with real CDP gather data of ldquo AJ rdquo field that has been done an inverse Q filter operation with different input constant Q values. From this comparison, it will be observed whether there is a match to the seismic traces in the target zone between synthetic and real data for every input constant Q value, and then determine the position of the match at which depth. From the observation result, it is known that the estimated Q value at target zone are 71 at time level 1 ndash 1,2s and 53 at time level 1,2 ndash 1,4s. Finally, the Q value variation is applied in inverse Q filter processing to eliminated attenuation effect in Post Stack Time Migration PSTM data. To validate the result from this process, we correlate seismic trace from PSTM seismic data with synthetic trace built from sonic and density log in well AJ 17. As a final result, we obtained an optimal higher resolution seismic data with maximum correlation value of 0.722 72.2 , while the PSTM seismic data before inverse Q filter applied only have maximum correlation value of 0.35 35 ."

"INTISARI Telah dilakukan uji estimasi faktor kualitas Q medium dari koefisien redaman energi pada data seismogram sintetik VSP (Vertical Seismic Profiling) gelombang transmisi. Seismogram sintetik tersebut dibuat dengan melibatican faktor Q clan efek dispersi. Hasil estimasi Q metode redaman energi dibandingican dengan metode estimasi Q lainnya yang menggunakan metode rasio spektrum. Hasil studi menunjukkan bahwa metode tersebut membenlcan kesalahan estimasi yang relatif cukup kecil ( 200 A/dB. Atau dengan kata lain metode redaman energi akan berlaku balik pada medium yang mempunyai disipasi kecil. Estimasi q dari koeflsien redaman energi Si srnanto INTISARI Telah dilakukan uji estimasi faktor kualitas Q medium dari koefisien redaman energi pada data seismogram sintetik VSP (Vertical Seismic Profiling) gelombang transmisi. Seismogram sintetik tersebut dibuat dengan melibatican faktor Q clan efek dispersi. Hasil estimasi Q metode redaman energi dibandingican dengan metode estimasi Q lainnya yang menggunakan metode rasio spektrum. Hasil studi menunjukkan bahwa metode tersebut membenlcan kesalahan estimasi yang relatif cukup kecil ( 200 A/dB. Atau dengan kata lain metode redaman energi akan berlaku balk pada medium yang mempunyai disipasi kecil. Estimasi q dari koeflsien redaman energi Si srnanto INTISARI Telah dilakukan uji estimasi faktor kualitas Q medium dari koefisien redaman energi pada data seismogram sintetik VSP (Vertical Seismic Profiling) gelombang transmisi. Seismogram sintetik tersebut dibuat dengan melibatican faktor Q clan efek dispersi. Hasil estimasi Q metode redaman energi dibandingican dengan metode estimasi Q lainnya yang menggunakan metode rasio spektrum. Hasil studi menunjukkan bahwa metode tersebut memberikan kesalahan estimasi yang relatif cukup kecil ( 200 A/dB. Atau dengan kata lain metode redaman energi akan berlaku balk pada medium yang mempunyai disipasi kecil. "

"Penelitian ini terletak di lapangan X, tepatnya di Jambi. Reservoar gas pada lapangan ini merupakan bagian dari sub cekungan Jambi, dimana litologinya berupa sandstone pada Formasi Air Benakat. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi lapisan tipis berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Frekuensi dominan dari reservoar gas ditunjukan pada 30 Hz. Metode lain yang digunakan adalah Spectral Ratio yang berfungsi untuk menghitung besar Q Factor. Berdasarkan hasil perhitungan, analisis nilai Q Factor menunjukan nilai yang kecil yaitu 140,75 , pada zona M, 184,89 pada zona N, dan 89,10 pada zona O relatif terhadap zona referensi. Nilai Q Factor yang kecil pada zona reservoar menunjukan koefisien atenuasi yang besar.

---

This research is located in Field X, the South side of Sumatra. Gas Reservoirs in the field were formed at Air Benakat Formation. The spectral decomposition method is very good tool to identify the thin layers based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet. From gas reservoir, it was found the frequency dominant around 30 Hz. Spectral Ratio method is used to estimate Q Factor value. Based on calculation, Q Factor values is 140,75 for M zone, 184,89 for N zone, and 89,10 for O zone, relative to reference zone. Q factor that is small in reservoir, represent a large attenuation."

"Porositas dan permeabilitas merupakan parameter penting kualitas batu pasir. Kualitas batupasir sangat dipengaruhi oleh proses pasca pengendapan yaitu prosesnya diagenesis batupasir seperti kompaksi, sementasi, dan disolusi. Area penelitian merupakan singkapan dari Formasi Jatiluhur yang berumur Miosen Tengah dan disimpan di lingkungan batial (lereng-rak). Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui porositas dan permeabilitas serta perilaku mineral lempung terjadi dari singkapan analog formasi Jatiluhur berdasarkan data Pengukuran penampang stratigrafi menggunakan metode analisis data batuan inti rutinitas dan SEM. Hasil porositas batupasir formasi Jatiluhur berada dalam kisaran 9% - 16% sedangkan hasil permeabilitas berada pada range 0.1 mD - 0.7 mD. Hubungan porositas dan permeabilitas batupasir formasi Jatiluhur cenderung berbanding lurus. Mineral tanah liat ditemukan di batupasir Formasi Jatiluhur termasuk kaolinit yang berperan sebagai pengisi pori, smektit dengan sifat sebagai pengisi pori dan pelapis pori, serta illite dengan perilaku sebagai pelapis pori. Dari usia muda hingga tua, kandungan mineral illite semakin parah melimpah karena suhu yang lebih tinggi di lingkungan pengendapan lebih dalam. Hasil porositas dan permeabilitas batupasir formasi Jatiluhur sangat heterogen karena adanya mineral autigenik seperti mineral mineral kaolinit, smektit, ilit, dan detritus seperti kalsit dan kuarsa, serta mineral albite. Hubungan porositas dengan kelimpahan mineral sekunder dari usia muda hingga tua semakin membesar karena semakin banyaknya mineral tidak sehat dapat membentuk mikropori.

---

Porosity and permeability are important parameters of sandstone quality. The quality of the sandstones is greatly influenced by the post-deposition process, namely the diagenesis of the sandstones such as compaction, cementation, and dissolution. The research area is an outcrop of the Jatiluhur Formation which is Middle Miocene and stored in a batial environment (slopes). The purpose of this study is to know the porosity and permeability as well as the behavior of clay minerals occurs from the analog outcropping of the Jatiluhur formation based on the data Measurement of stratigraphic sections using routine core rock data analysis methods and SEM. The porosity results of the Jatiluhur formation sandstones are in the range of 9% - 16% while the permeability results are in the range 0.1 mD - 0.7 mD. The porosity and permeability relationship of the Jatiluhur formation tends to be directly proportional. Clay minerals found in the sandstones of the Jatiluhur Formation include kaolinite which acts as a pore filler, smectite with properties as a pore filler and pore coating, and illite which acts as a pore coating. From young to old age, the mineral content of illite is increasingly abundant due to higher temperatures in the deeper depositional environment. The porosity and permeability of the Jatiluhur formation sandstones are very heterogeneous due to the presence of autigenic minerals such as kaolinite, smectite, illite, and detritus such as calcite and quartz, and albite minerals. The relationship between porosity and secondary mineral abundance from young to old is getting bigger because more and more unhealthy minerals can form micropores."