Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sesar Besar Sumatra memainkan peran utama dalam permeabilitas sistem panasbumi di lapangan “X”. Jejak Sesar biasanya terlihat di permukaan melalui remote sensing dan pemetaan permukaan, namun adanya aktivitas vulkanik muda dapat menutupi jejak patahan dan membuat tidak semua struktur permukaan dapat teridentifikasi, selain itu kontinuitas jejak sesar dipermukaan kebawah perurmukaan di reservoir ketidakpastian yang besar.Gabungan interpretasi struktur permukaan berdasarkan data remote sensing, observasi lapangan dengan pengolahan survey geofisika merupakan salah satu pendekatan untuk mengkarakterisasi sesar/distribusi struktur, peta Complete Bouguer Anomaly (CBA) menunjukkan korelasi yang baik dengan zona Sesar Besar Sumatera berarah baratlaut-tenggara yang diinterpretasikan sebagai graben struktur. Integrasi pengolahan gravitasi, geologi permukaan dan data sumur menunjukkan ada beberapa jenis kelurusan struktur di sepanjang zona Sesar Besar Sumatra di lapangan “X”, selain itu, borehole image log menunjukan arah dominan rekahan terbuka yang berbeda dengan trend dari Sesar besar Sumatra yang menunjukan permeabilitas pada lapangan “X” lebih dikontrol oleh rezim ekstensional dari Sesar Besar Sumatra yang relatif memiliki arah utara-selatan. Untuk mengetahui geometri struktur (dipping) dibawah permukaan, hasil interpretasi kelurusan di integrasikan dengan 3D MT model dan 2D gravity model, integrasi model geofisika, geologi dan geokimia menghasilkan model konseptual 3 dimensi pada lapangan “X” yang mencakup lokasi upflow dan outflow, kedalaman dan batas reservoir serta pola dan distribusi permeabilitas yang mengontrol jalur fluida thermal.Temuan baru pada berbagai tren sesar/struktur di sepanjang zona Sesar Besar Sumatra di Lapangan panasbumi “X” berdasarkan integrasi data remote sensing, geologi, geofisika dan data sumur sangat membantu untuk penggambaran karakterisasi struktur dan pola permeabilitas di Lapangan Panasbumi “X” yang juga penting dan berguna untuk rencana pengembangan terkait strategi lokasi sumur produksi dan injeksi beserta dengan penargetan sumur mengurangi risiko pemboran yang gagal.

---

The Great Sumatra Fault (GSF) has been identified to play a major role in controlling the permeability of the geothermal system in “X” field. The main trace of GSF is usually visible on the surface through remote sensing and surface mapping, however young volcanic activities may cover the fault traces or not all identified surface structures extend deep into the reservoir hence the structure identification becomes challenging.

Combined surface structure interpretation based on LiDAR data and field observation with Gravity processing is one of the approaches to characterize the fault/structure distribution, Complete Bouguer Anomaly (CBA) map shows a good correlation with NW-SE trending Sumatran fault zone which interpreted as graben structure. An integration of gravity processing, surface geology and well data suggests numerous types of structure lineaments along the major NW-SE GSF zone. In addition, the borehole image log also confirms different direction of fracture trends as compared to GSF zone which indicates older structural setting from the younger GSF zone. Integration of lineament interpretation with 3D MT model and 2D gravity model was conducted to interpret the geometry of fault in the subsurface (dip direction). The integrated of geophysical, geological and geochemistry model generate 3D conceptual model which explain the upflow and outflow location, depth of reservoir and reservoir boundary also permeability pattern which control the hydrothermal fluid pathway of “X” field.

The new finding on numerous fault/structure trend along the GSF zone based on gravity and image log are helpful for the delineation of the extent of the major faults/structures for permeability characterization at “X” field. Moreover, it is important and useful for future development plan related to well targeting strategy in tapping the permeable zone for more effective fracture intersection and reducing the risk of dry hole."

"Prediksi nilai Pore Pressure ini dilakukan dengan menggunakan metode Eaton dengan input data berupa data sonikdan data densitas. Dengan adanya data pendukung seperti leak-off test LOT dan repeat formation test RFT maka nilai prediksi ini dapat mendekati nilai tekanan aktualnya. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan sumur sebagai kalibrasi data, serta menggunakan neural network sebagai metode prediksinya. Nilai Pore Pressure ini mengestimasi dua jenis batuan yaitu shale dan karbonat. Karena perbedaan litologi, maka digunakan nilai konstanta empiris yang berbeda untuk setiap litologi. Nilai estimasi ini kemudian dikalibrasi dengan data RFT dan data berat jenis lumpur. Penentuan fracture pressure tekanan rekahan dilakukan dengan menggunakan data LOT dimana datanya diperoleh berdasarkan jumlah tekanan saat terjadi kebocoran pada suatu batuan. Setelah semua nilai tersebut diperoleh, maka dihasilkan nilai estimasi yang kemudian diprediksi dengan titik lain menggunakan parameter kecepatan seismik, frekuensi seismik, acoustic impedance, dan simultaneous impedance. Prediksi tersebut dilakukan dengan menggunakan data sumur sebagai data sampel. Hasil yang diperoleh menunjukan nilai error dengan menggunakan sumur relatif lebih mendekati data aktualnya. Menggunakan nilai korelasi tersebut, maka diperoleh permodelan yang kemudian dapat dimanfaatkan sebagai penentuan area pengeboran.

---

Determination of drilling area is very important because it related to safety in oil and gas industry. Determination of pore pressure value can minimize the drilling hazard. Eaton method used in pore pressure prediction with sonic and density as a parameter. With leak off test LOT and repeat formation test RFT as a support data, pore pressure prediction can be more accurate. This research using well log as a parameter input and calibrator, using a neural network as a prediction method. The reservoir of the field is carbonate reef with shale above the reservoir. Because of the difference of the lithology, then we use two different empirical value in every lithology. The pore pressure prediction calibrate with RFT and mud weight data and the fracture gradient that calibrate with LOT data. Value of the pore pressure prediction then correlates with the other seismic, frequency, acoustic impedance, and simultaneous impedance attribute. The correlation is using a neural network, and the result of the prediction show good correlation with pore pressure prediction on well log data. As it shows a good correlation, so it can use as a determining factor of drilling location on field ldquo X rdquo "

"Data well log disajikan dalam bentuk kurva-kurva log yang dapat menggambarkan sifat dan karakteristik batuan yang berada dibawah permukaan. Sifat-sifat fisik batuan yang penting untuk analisa log adalah; porositas, tingkat kejenuhan air dan permeabilitas. Dengan dua parameter pertama banyaknya hidrokarbon di lapisan formasi akan dapat dihitung, sedangkan dengan parameter terakhir, akan dapat ditunjukkan pada tingkat mana hidrokarbon dapat diproduksi. Daerah penelitian adalah sumur T-5 pada kedalaman 1800 m hingga 2225 m dan terletak pada lapangan ?X?, dengan geologi cekungan Jawa Barat Utara. Data yang digunakan merupakan data log elektrik, log radioaktif serta log akustik yang didapat dari proses logging pada sumur pemboran. Secara kualitatif, pada interval kedalaman 1890-1977 m dengan ketebalan lapisan 2-5 m, dilihat dari rendahnya harga kurva log Gamma Ray (30-50 APIU), defleksi kurva SP yang menurun atau relatif rendah, log densitas rendah (2,20-2,45 gr/cm3), log neutron tinggi (0,1-0,3 p.u), dan log caliper membaca kurang dari 8,5 inci yang memberikan indikasi terbentuknya kerak lumpur sehingga mengindikasikan lapisan tersebut permeabel, Litologi yang dianggap sebagai batuan reservoir adalah formasi batugamping bersih, dengan fluida yang didominasi oleh gas, yaitu pada kedalaman 1890-1905 m dengan ketebalan 15.5 m serta pada kedalaman 1952-1977 m dengan ketebalan lapisan 25 m. Kemungkinan zona minyak ditunjukkan pada interval kedalaman 1910.5-1945 m."

"Formasi Ngimbang memiliki reservoir berupa batuan karbonat. Batuan karbonat memiliki kesulitan yang lebih khususnya pada reservoir hidrokarbon. Untuk mendukung kegiatan hal tersebut dibutuhkan pemahaman kondisi geologi di wilayah Cekungan Jawa Timur, salah satunya adalah studi mengenai fasies dan lingkungan pengendapan. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskripsi batuan inti, deskripsi petrografi, dan interpretasi log sumur. Data yang digunakan berupa 3 sumur dengan 30 sampel sayatan tipis. Dari analisis tersebut, didapatkan 6 fasies, yaitu mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, dan shale dengan 3 asosiasi fasies, yaitu platform interior – open marine, platform-margin sand shoals, dan platform interior – restricted

---

The Ngimbang Formation has a reservoir of carbonate rocks. Carbonate rocks have more difficulties, especially in hydrocarbon reservoirs. To support these activities, it is necessary to understand the geological conditions in the East Java Basin area, one of which is the study of facies and depositional environments. The methods used in this study are core rock description, petrographic description, and well log interpretation. The data used were 3 wells with 30 thin section samples. From the analysis, 6 facies were obtained, namely mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, and shale with 3 facies associations, namely platform interior - open marine, platform-margin sand shoals, and platform interior - restricted."

"Walaupun sudah diprediksi dapat menghasilkan sebanyak 20 MW energi listrik, Lapangan Geotermal “T” masih belum dapat mencapai target tersebut bahkan setelah dibornya lima sumur. Dengan data dari lubang bor yang sudah tersedia, dilakukan analisis keberadaan feed zone untuk mencoba memetakan lapisan permeabel serta kemenerusan struktur geologi di Lapangan Geotermal “T”. Hasilnya, lapisan permeabel terduga reservoir berada pada rentang kedalaman 800 – 1400 m, dan dipotong oleh dua sesar normal yaitu Sesar Banda dan Sesar Banda-Hatuhasa yang menerus hingga kedalaman ±1400 m Kedua sesar tersebut memiliki arah kemiringan ke tenggara – selatan, dengan besar kemiringan 50° (Sesar Banda) dan 70° (Sesar Banda-Hatuhasa).  Selain itu, data temperatur bawah-permukaan dan data geokimia Na/K menunjukkan bahwa pusat sistem panas bumi adalah G. Eriwakang. Dari hasil analisis tersebut, diperkirakan lokasi pengeboran terbaik untuk meningkatkan temperatur fluida panas bumi yang diekstraksi adalah dengan membuat sumur yang lebih dekat dengan G. Eriwakang dengan menargetkan sesar baru.

---

The previously predicted 20 MW electrical energy producing “T” Geothermal Field still has not reached said target even after five wells being drilled. Earlier studies showed that the center of geothermal system in the area was predicted to be below Mt. Eriwakang all along and not below Mt. Salahutu – Mt. Kadera as JICA had reported. Using temperature, pressure, and lithology datas acquired from existing wells, feed zone analysis were done in order to map permeable layers and faults’ continuities beneath the surface. The results showed that the major permeable layer is located at around 800 – 1400 m beneath the surface, being cut by two, 1400 m deep-normal faults named Banda Fault and Banda-Hatuhasa Fault. Both faults has shown south to southeast dip direction, facing the field’s heat source and upflow zone with dip value of ±50° for Banda Fault and ±70° for Banda-Hatuhasa Fault. Through subsurface temperature data and Na/K ratio analysis it is predicted that Mt. Eriwakang is the center of the geothermal system. From this analysis, it is assumed that the best location for drilling to increase extracted fluid’s temperature in the future would be near Mt. Eriwakang while targetting faults other than Banda and Banda-Hatuhasa."

"Studi pemodelan geomekanika telah dilakukan pada target Formasi Cibulakan Bawah, Baturaja, dan Talang Akar. Model geomekanika tiga dimensi 3D memberikan data sifat elastis seperti modulus bulk, poisson ratio, young modulus untuk setiap lokasi sumur bor. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengkarakterisasi sifat mekanika batuan, dan tekanan juga memprediksi stabilitas sumur bor untuk sumur eksplorasi berikutnya. Daerah penelitian terletak di daerah pesisir Sub-Cekungan Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Daerah penelitian ini dibentuk oleh beberapa formasi, yaitu Formasi Cibulakan, Formasi Baturaja, Formasi Talang Akar dan Formasi Jatibarang. Penelitian ini terdiri dari tinjauan geologi dan tekanan regional, pengkondisian data log dan seismik, model satu dimensi 1D geomekanika, dan pembentukan kubus 3D geomekanik dengan mengintegrasikan data inversi sumur dan seismik. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa target formasi memiliki jendela tekanan berkisar 3000-5000 psi dengan kisaran berat lumpur yang akan digunakan sekitar 8,5 ndash; 10,7 ppg. Rekomendasi berat lumpur pengeboran yang didapat akan digunakan untuk sumur eksplorasi berikutnya berdasarkan penilaian stabilitas geomekanik dan stabilitas sumur pengeboran.

---

Geomechanical model has been carried on Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation and Talang Akar Formation in the onshore of Northwest Java Basin. The three dimensions 3D geomechanical model provides elastic properties data such as bulk modulus, elastic modulus, young modulus. The objective of this study is to characterize mechanical rock properties, and pressure also to predict wellbore stability for next exploratory well. Geomechanical model of an area is necessary for the drilling trajectory design so it would reduce the drilling operation cost. The study area is located in the onshore area of Jatibarang Sub basin, North West Java Basin. This field is formed by several formations, which are Lower Cibulakan Formation, Baturaja Formation, Talang Akar Formation and Jatibarang Formation. This study contents of several works such as regional geological and pressure reviews, log and seismic data conditioning, geomechanical one dimensions 1D model, and establish geomechanical 3D cube by integrating well and seismic inversion data. The optimization of limited exploration data based on well log and the different vintage of 2D seismic is one of the problems that would be discussed. The problems could be solved by leveling amplitude seismic and conditioning well log. The recommended drilling mud weight from pressure and stress analysis has range about 8.5 10.7 ppg from Lower Cibulakan Formation MMC to Talang Akar Formation. The recommended drilling mud weight is used for next exploration well."

"Penurunan produktivitas reservoar migas adalah masalah yang dihadapi lapangan produksi minyak dan gas bumi. Enhanced Oil Recovery EOR dengan waterflooding merupakan salah satu cara yang dapat dilakukan sebagai solusi untuk mempertahankan produksi dengan menjaga tekanan reservoar. Pemodelan pore pressure yang akurat dapat membantu dalam melakukan upaya waterflooding. Tesis ini bertujuan untuk memodelkan geomekanika reservoar lapangan migas yang berada di Cekungan Sumatera Utara dengan melakukan proses pemfilteran data sumur sebagai langkah awal untuk membangun model pore pressure yang akurat. Wilayah studi penelitian ini adalah lapangan produksi tua di Cekungan Sumatra Utara. Lapangan ini memiliki banyak data sumur produksi. Data sumur tersebut harus dipilih yang masih cocok dengan data seismik yang tersedia untuk membangun model pore pressure yang akurat. Penggunaan pore pressure model memungkinkan semua informasi yang berkaitan dengan geomekanika pengeboran dan produksi dapat diamati. Data tekanan sumur yang diukur dalam reservoar telah disaring untuk membangun model. Dalam penelitian ini telah diintegrasikan data seismik tiga dimensi 3D dalam membangun distribusi model yang mencakup sebagian besar area lapangan. Penelitian ini menggunakan lebih dari 100 data sumur yang telah berproduksi lebih dari 40 tahun. Tahap filtering menghasilkan 43 sumur untuk membangun model log pore pressure satu dimensi. Model pore pressure tersebut didistribusikan dengan data seismik 3D yang disajikan dalam parameter akustik impedansi. Hasil model menunjukkan bahwa ada variasi parameter pore pressure di lapangan ini, yang merupakan sumber informasi penting dalam melakukan upaya waterflooding yang sukses di masa yang akan datang.

---

Reservoir depletion is a problem faced by mature oil and gas production fields. Enhanced Oil Recovery EOR by waterflooding is one of solutions to maintain the reservoir pressure. An accurate pore pressure model can be helpful in performing a successful waterflooding. This thesis aims to model the geomechanics of oil and gas reservoir which is located in the North Sumatra Basin by performing well data filtering as a first step to build an accurate pore pressure model.

The study area of this research is a mature production field in North Sumatra Basin that has been depleted for many years. This field has many production well data. These well data must be filtered based on the pressure changes from seismic data acquisition as a reference in order to construct an accurate pore pressure model. The use of pore pressure model allows all information related to geomechanics of drilling and production can be observed.

In this study, the pore pressure was distributed throughout the field that was guided by 3D seismic data. 100 productive wells that have been performed for more than 40 years of production are used, which was applied to the filtering. The filtering stage resulted in 43 wells to construct one dimensional pore pressure model, which was integrated to the 3D seismic data presented in acoustic impedance parameter. The model shows that there are variations of the geomechanical parameter on the field which is a helpful information in performing a successful waterflooding project in the future."

"Tujuan penelitian ini dilakukan adalah untuk memberikan gambaran resiko individual pertahun untuk personel yang tinggal dan bekerja di WHP-X. Serta mengevaluasi kegiatan mitigasi / kontrol yang bertujuan untuk menurunkan resiko pada tingkat yang bisa diterima dengan melakukan analisa semi kuantitatif. Penelitian ini menggunakan pendekatan kuantitatis dan kualitatif."