Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Cadangan minyak dan gas bumi saat ini kian menipis sehingga diperlukan metode yang tepat dalam ekplorasi untuk mencari zona prospek yang baru guna menjaga kestabilan produksi cadangan. Analisis petrofisika merupakan salah satu metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi batuan reservoir dengan tujuan mengidentifikasi zona prospek dan jenis hidrokarbon yang terkandung. Reservoir karbonat merupakan salah satu reservoir produsen hidrokarbon terbesar di Indonesia karena batuan karbonat memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang baik. Pada penelitian ini dilakukan karakterisasi batuan gamping sebagai reservoir pada Formasi Baturaja yang berlokasi di Cekungan Jawa Barat Utara. Data yang digunakan berupa 2 data sumur beserta data core. Data Log Well-1 yang terdiri dari data kedalaman, Caliper, Gamma Ray, SP, Resistivitas, DT, NPHI, RHOB, DRHO, PEF. Data log well-1 yang digunakan terdiri dari 19.577 titik data pada kedalaman 347 – 3330 meter. Data Log Well-2 yang terdiri dari data kedalaman, Caliper, Gamma Ray, SP, ILD, ILM, MSFL, DT, NPHI, RHOB. Data well-2 tersebut terdiri dari 11.829 titik data pada kedalaman 1173 – 2976 meter. Metodologi yang dilakukan antara lain: koreksi lingkungan, zonasi, korelasi antar sumur, analisis volume clay, perhitungan nilai resistivitas air formasi, interpretasi porositas dan saturasi air, perhitungan permeabilitas, penentuan nilai penggal/cutoff, dan perhitungan saturasi hidrokarbon. Didapatkan informasi berupa log parameter petrofisika yaitu: porositas, permeabilitas, kandungan lempung, saturasi air, saturasi hidrokarbon. Berdasarkan metode yang digunakan didapati bahwa zona potensi reservoir dan zona potensi lapisan produktif pada Well-1 berada pada kedalaman 2374.2-2394.7 dan 2488.2-2507.2 meter. Pada Well-2 didapatkan zona potensi dengan kedalaman 2345.8-2363.8 meter, 2373.8-2434.3 meter, dan 2447.8-2465.3. Zona potensi ini divalidasi dengan analisis data core menggunakan metode Petrophysical Rock Type (PRT) melalui pendekatan Hydraulic Flow Unit (HFU) untuk mengklasifikasikan tipe batuan dan mendeskripsikan karakteristik petrofisika dari reservoir.

---

Oil and gas reserves are currently depleting, so proper methods are required in exploration to discover new prospect zones to maintain the stability of reserve production. One of the methods for identifying the prospect zone and type of hydrocarbons contained in reservoir rocks is petrophysical analysis. Because carbonate rocks have a high porosity and permeability value, they are one of Indonesia's largest hydrocarbon producing reservoirs. The characterization of limestone as a reservoir in the Baturaja formation in the North West Java Basin was studied in this research. T The data was obtained in the form of two wells and core data. Depth data, Caliper, Gamma Ray, SP, resistivity, DT, NPHI, RHOB, DRHO, and PEF are all included in the Well-1 Log Data. There are 19,577 data points in the well-1 log data, which was collected at a depth of 347–3330 meters. Well-2 Log Data consisting of depth data, Caliper, Gamma Ray, SP, ILD, ILM, MSFL, DT, NPHI, RHOB. The well-2 data consists of 11,829 data points at a depth of 1173 - 2976 meters. Methodologies include: environmental correction, zoning, correlation between wells, clay volume analysis, calculation of water resistance values formation, interpretation of porosity and saturation of water, calculation of permeability, determination of cutoff values, and calculation of hydrocarbon saturation. Information obtained in the form of logs of petrophysical parameters, namely: porosity, permeability, clay content, water saturation, hydrocarbon saturation so that it is known. Based on the method used it is found that the reservoir potential zone and productive layer potential zone in Well-1 are at depths of 2374.2-2394.7 and 2488.2-2507.2 meters. In Well-2 obtained potential zones with a depth of 2345.8-2363.8 meters, 2373.8-2434.3 meters, and 2447.8-2465.3. Core data analysis using the petrophysical rock type (PRT) method through the Hydraulic Flow Unit (HFU) approach to classify rock type and describe petrophysical characteristics of reservoir validates this potential zone."

"Reservoir sandstone merupakan target utama atau terpenting dalam eksplorasi hidrokarbon di Formasi Mungaroo AA daerah Offshore Cekungan Carnarvorn Utara. Salah satu lapangan dengan reservoir sandstone pada Formasi Mungaroo AA berada di Lapangan Wheatstone. Identifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon merupakan suatu hal yang fundamental dalam industri Migas. Salah satu instrumen yang saat ini menjadi sangat powerfull karena begitu luas pemanfaataannya dan nilai investasi yang besar karena tidak semahal analisa core dan well testing adalah well log. Data well log hingga saat ini masih dilakukan intepretasi secara manual atau analisa kurva. Interpretasi secara manual memakan waktu lebih lama dan melelahkan sehingga dapat mengurangi keakuratan dalam interpretasi. Seiring perkembangan waktu dibutuhkan pemanfaatan yang lebih pada data well log dibutuhkan sebuah metode yang dapat meningkatkan kualitas interpretasi atau analisis sumur, yaitu data mining.Dalam penelitian ini, metode data mining Support Vector Machine (SVM) diterapkan untuk identifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon dari data well log di Formasi Mungaroo AA, Lapangan Wheatstone, Cekungan Carnarvorn Utara. Data well log yang digunakan berasal dari lima (5) sumur yang dibor di Lapangan yang sama. Penerapan SVM membutuhkan proses pelatihan, satu sumur digunakan sebagai data latih dan fungsi yang diperoleh darinya diterapkan pada 4 sumur yang tersisa. Fase klasifikasi akan meliputi 2 fase, yaitu fase penentuan litologi (sandstone dan non-sand) dan penentuan potensi hidrokarbon (produktif dan non-produktif). Kedua fase ini diterapkan secara bertahap menggunakan metode SVM.Hasil penelitian didapatkan nilai rata-rata akurasi pada fase penentuan litologi (sandstone dan non-sand) menunjukkan nilai sebesar 0.98 sedangkan pada fase penentuan potensi hidrokarbon (produktif dan non-produktif) menunjukkan nilai sebesar 0.93. Hasil akhir pengujian hipotesis t dengan membandingkan distribusi nilai Net To Gross (NTG) hasil prediksi dengan NTG field report menunjukkan menunjukkan bahwa distribusi antara keduanya mendekati. Meskipun hasil pengujian hipotesa yang didapatkan mengatakan distribusi nilai NTG mendekati, peneliti merekomendasikan bahwa metode data mining dapat digunakan sebagai alat verifikasi dalam mengidentifikasi zona reservoir potensial hidrokarbon. Hal ini dapat mengurangi ketidakpastian dan meningkatkan kualitas analisis sumur.

---

Sandstone reservoir occupies the first position or dominates as a hydrocarbon resource. The sandstone reservoir is the main or most important target for hydrocarbon exploration in the Mungaroo AA Formation in the Offshore area of ​​the North Carnarvon Basin. One of the fields with a sandstone reservoir in the Mungaroo AA Formation is the Wheatstone Field. Identification of potential hydrocarbon reservoir zones is a fundamental matter in the oil and gas industry. One of the instruments that are currently very powerful because of its wide use and large investment value because it is not as expensive as core analysis and well testing is the well log. Well log data is still being interpreted manually or curve analysis. Manual interpretation takes longer and is tiring so it can reduce the accuracy of interpretation. Along with the development of time, more use of well log data is needed, and a method that can improve the quality of interpretation or well analysis is needed, namely data mining.

In this study, the Support Vector Machine (SVM) data mining method was applied to identify potential hydrocarbon reservoir zones from well log data in the Mungaroo AA Formation, Wheatstone Field, North Carnarvon Basin. The well log data used is from five (5) wells drilled in the same field. The application of SVM requires a training process, one well is used as training data, and the functions derived from it are applied to the remaining 4 wells. The classification phase will include 2 phases, namely the lithology determination phase (sandstone and non-sand) and the determination of the hydrocarbon potential (productive and non-productive. These two phases are implemented in stages using the SVM method.

The results showed that the average accuracy value in the lithology determination phase showed a value of 0.98 while the hydrocarbon potential determination phase showed a value of 0.93. The result of testing the t hypothesis by comparing the distribution of the predicted NTG value with the NTG field report shows that the distribution between the two is identical. Although the results of the hypothesis testing obtained say the distribution of NTG values ​​is identical, the researcher recommends that the data mining method can be used as a verification tool in identifying potential hydrocarbon reservoir zones. This can reduce uncertainty and improve the quality of well analysis"

"Cekungan Jawa Barat Utara terbukti merupakan penghasil hidrokarbon yang cukup besar di Indonesia. Reservoir target merupakan resevoir karbonat formasi baturaja yang diendapkan pada kala Miosen.Pada reservoar karbonat perlu dilakukan karakterisasi untuk mengetahui jenis Fasies,lingkungan pengendapan, kualitas petrofisika dan penyebaran Impedansi Akustik dan penyebaran Porositas dengan parameter berupa analisa thin section dan data core, analisa wireline log, interpretasi seismik dan analisa inversi untuk mengetahui proses Diagenesa porositas, penyebaran porositas zona hidrocarbon dan ketebalan reservoar tersebut untuk mendapatkan informasi reservoar.Data penelitian terdiri dari 412 inline dan 2160 xline seismik tiga dimensi (3D) serta data log sumuran (UI-1,UI-2 dan UI-3). Hasil dari penelitian ini adalah pada lapangan Bimo ditemukan 3 fasies yatu Mudstone,Wackestone dan Packedstone berdasarkan klasifikasi dari dunham, didapatkan pula diagenesa nya adalah dolomitisasi, sementasi, mikritisasi dan disolusi. Sementara lingkungan pengendapannya dalah Lagoon dan Back reef dengan lingkungan diagenesa nya adalah freatik dan pencampuran.Dari klasifikasi Dunham fasies dan lingkungan pengendapan yang ditemukan mengindikasikan lingkungan laut dangkal. Pada analisa petrofisika didapat porositas pada sumur UI-1,UI-2, dan UI-3 yaitu 0.16,0.22 dan 0.2 dengan ketebalan reservoar 3.5, 2 dan 37 ft menunjukan pada sumur UI-3 yang memiliki reservoar yang tebal. Sementara pada nilai AI yaitu 16250-24000  ft/s*gr/cc pada sumur UI-1,18750-23475 ft/s*gr/cc pada sumur UI-2 dan juga 16175 dan 18175 ft/s*gr/CC pada sumur UI-3.Hasil tersebut menunjukan pada litologi karbonat memiliki nilai Impedansi Akustik yang lebih besar daripada litologi shale. Penelitian ini menyimpulkan bahwa zona reservoar dipengaruhi oleh diagenesa dari batuan Karbonat dan juga penyebaran nilai Impedansi Akustik dimana saat Impedansi Akustik kecil porositas besar dikarenakan semakin besar Impedansi Akustik maka nilai densitas batuan semakin besar.

---

The North West Java Basin is proven to be a large hydrocarbon producer in Indonesia. With reservoar Carbonate which is a hydrocarbon producer of 60% in the world it is necessary to characterize it to determine the quality of the reservoar. This basin is deposited in baturaja formations in the miocene age. Carbonate reservoars need to be analyzed by analyzing thin section and core data, wireline log analysis, seismic interpretation and inversion analysis to determine the porosity formation process, the spread of hydrocarbon zone porosity and the thickness of the reservoar.The research data consisted of 412 inline and 2160 xline three-dimensional seismic (3D) and well log data (UI-1, UI-2 and UI-3).

The results of this study were found in field Bimo 3 facies of Mudstone, Wackestone and Packestone based on the classification of dunham. Then the diagenesis was obtained as dolomitization, cementation, micritization and dissolution. While the depositional environment is Lagoon and Back Reef with its diagenetic environment is Phreatic and mixing. In petrophysical analysis obtained porosity in wells UI-1, UI-2, and UI-3 namely 0.16.0.22 and 0.2 with reservoar thickness 3.5, 2 and 37 ft while at AI value is 16250-24000 Ft / s * gr / cc at well UI-1,18750-23475 ft / s * gr / cc in wells UI-2 and also 16175 and 18175 Ft / s * gr / CC in well UI-3. This study concludes that the reservoar zone is influenced by the diagenesis of carbonate rocks and also the spread of AI values where when large AI is a large porosity due to large AI feeds, the value of the rock descent is greater."

"Daerah penelitian X (Rendahan Cipunegara, Cekungan Jawa Barat Utara) merupakan salah satu cekungan back-arc di Indonesia yang berpotensi memiliki prospek hidrokarbon. Interpretasi struktur dan stratigrafi telah dilakukan pada data seismik 3D PSTM dengan dua data sumur di daerah tersebut untuk melihat kondisi geologi bawah permukaan secara lebih detail. Selain itu juga dilakukan analisa atribut amplitudo RMS untuk melihat perubahan litologi batuan secara lateral.Hasil interpretasi struktur dan stratigrafi menunjukkan adanya arah pola patahan Utara - Selatan pada Formasi Batu Raja dan Talang Akar serta arah pola patahan Barat - Timur pada Basement. Hasil analisa atribut amplitudo RMS dengan analisa jendela 20 ms menunjukkan adanya pola reef build-up pada Formasi Batu Raja dan pola channel pada Formasi Talang Akar.

---

Study area of X (Cipunegara Low, North West Java Basin) is one of back-arc basins in Indonesia that potentially has hydrocarbon prospect. Structural and stratigraphic interpretation have carried out to the PSTM 3D seismic data along two wells data at that region to characterize more detail about the geological condition of subsurface. Furthermore, RMS amplitude analysis has been done to observe the lithology changes laterally.The result of structural and stratigraphic interpretation shows the existance of North ? South oriented faults at Batu Raja and Talang Akar Formation, and also East ? West oriented faults at Basement. The RMS amplitude attribute analysis with 20 ms window analysis shows the existance reef build-up pattern at Batu Raja Formation and channel pattern at Talang Akar Formation."

"Besarnya ambiguitas dan kemungkinan dalam pemetaan bawah permukaan merupakan alasan utama dalam pengaplikasian berbagai macam teknik-teknik pemetaan untuk mendapatkan kemungkinan model bawah permukaan terbaik yang paling logis dan bisa digunakan untuk mendekati kondisi yang sebenarnya. Teknik analisa dan Pemodelan data gayaberat pada penelitian ini diaplikasikan untuk memastikan keberadaan struktur terumbu karbonat dari Formasi Kujung yang diidentifikasi sebagai struktur sembulan pada penampang seismik, dan pada penampang MT merupakan high resistivity zone. Berdasarkan kondisi geologi dan karakteristiknya, struktur karbonat ini diasumsikan akan mempunyai kontras densitas yang sangat baik dengan litologi batuan disekitarnya sehingga hasil pemodelan data gayaberat yang dikorelasikan dengan data-data geofisika lainnya ini, dapat dengan baik untuk digunakan dalam mendekati kondisi bawah permukaan area FW1807 dan dapat mengkonfirmasi keberadaan Kujung carbonates reservoir dalam bentuk terumbu karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 2000-3000 m. tepat diatas basement.

---

The high ambiguity and the probability in subsurface mapping are the main reason for the application of many mapping techniques in order to get the best logical subsurface probability and also to approach the geological condition. Gravity analysis technique and modeling in this study are applied to ensure the presence of carbonate reef from Kujung Formation which is identified as an anticline at seismic section and from MT section as a high resistivity zone.

Based on geological condition and geological characterization, the carbonate structure is assumed will have a good density contrast compare with the surrounding lithology. The quality of gravity modeling which is correlate with others geophysical data, can well approach the subsurface condition of "FW1807" and can confirm the presence of Kujung carbonat reservoir in the form of carbonate reef at depth between 2000-3000 m. just above the basement."

"Full Waveform Sonic Log dapat merekam gelombang compresional (P) dan shear (5) sehingga modulus elastisitas dan rasio VpNs batuan di sumur pemboran migas dapat diketahui dengan menggunakan tambahan data dari log densitas.Dengan mengkombinasikan data hasil log konvensionai (SP, Gamma Ray, resistivitas,porositas dan densitas), dan hasil uji kandungan lapisan di sumur Tegal Tangkil-1 dengan hasil perhitungan modulus elastisitas (Poisson' Ratio, Modulus Bulk, kompresibilitas, modulus Young, modulus rigiditas) dan rasio VpNs maka akan diketahui karakter atau ciri modulus elastisitas dan rasio VpNs untuk setiap jenis litologi (batuan), sifat-sifat petrofisika dan kandungan hidrokarbon di sumur ini.Penelitian menunjukan bahwa Poisson's Ratio, kompresibilitas dan rasio VpNs merupakan metoda yang terbaik untuk mendeteksi jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan tingkat ketelitian yang cukup baik. Nilai Poisson's Ratio untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 0.33 - 0.36, Batugamping Formasi Baturaja dan Parigi : 0.28 - 0.33, Batulempung Formasi Cibulakan Atas : 0.37 - 0.40, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 0.16 - 0.20, batupasir gas Formasi Cibulakan Atas : 0.21 - 0.25.Dari hasil cross plot Poisson's Ratio dengan Vpdapat diketahui jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan cukup akurat. Nilai rasio VpNs untuk untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 2.0 - 2.1, Batugamping Formasi Baturaja dan Parigi : 1.8 - 2.0, Batu lempung Formasi Cibulakan Atas : 2.2 -- 2.45, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 1.6 - 1.7, batupasir mengandung gas Formasi Cibulakan Atas : 1.65 - 1.75. Dari hasil cross-plot rasio VpNs dengan acoustic impedance dapat diketahui jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan cukup akurat.Nilai kompresibilitas untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 0.05 - 0.08, Batugamping Formasi Baturaja : 0.03 - 0.05, Batugamping Formasi Parigi 0.035 - 0.07, Batulempung Formasi Cibulakan Atas : 0.06 - 0.015, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 0.16 - 0.165, batupasir gas Formasi Cibulakan Atas : 0.23 - 0.25. Porositas , kandungan shalellempung , dan tekanan mempengaruhi kecepatan gelombang P (Vp) dan gelombang S (Vs). Porositas dan kandungan lempung (Vshale) mengurangi vp dan Vs, tetapi Vshale meningkatkan rasio VpNs . Pengaruh porositas Iebih dominan dibandingkan Vshale, sedangkan tekanan meningkatkan Vp dan Vs."

"ABSTRAKEksplorasi dan produksi minyak dan gas bumi migas di Indonesia sampai sekarang masih terfokus pada migas konvensional dibandingkan migas nonkonvensional seperti hidrokarbon serpih. Hidrokarbon serpih adalah salah satu sumber energi migas yang terdapat di batuan induk memiliki material organik yang kaya dan telah mencapai kematangan, pada kondisi dan tipe tertentu dapat berfungsi sebagai reservoar minyak dan gas. Formasi Talang Akar adalah batuan induk dari Cekungan Jawa Barat Utara, berpotensi sebagai sistem petroleum nonkonvensional. Pada penelitian ini diintegrasikan analisis geokimia batuan induk, sifat fisika batuan dan interpretasi seismik yang menjadi dasar untuk melihat hubungan kekayaan dan kematangan material organik serta pesebarannya sebagai potensi hidrokarbon serpih di Cekungan Jawa Barat Utara. Hasil analisis geokimia batuan induk pada Formasi Talang Akar didapat tingkat kekayaan materi organik berkisar antara 0.57 ndash;1.81 wt fair-good , jendela awal kematangan pada kedalaman 3200 m dan tipe kerogen II/III menghasilkan minyak dan gas. Analisis sifat fisik batuan meliputi perhitungan Vshale, porositas, saturasi dan perhitungan TOC secara kontinu menggunakan Metode Passey untuk mengetahui nilai TOC pada setiap kedalaman pada Formasi Talang Akar. Hasil analisis selanjutnya adalah melakukan interpretasi seismik dengan metode inversi impedansi akustik model based untuk melihat persebaran batuan serpih dengan nilai 32000 ndash;54000 ft/s g/cc, arah penyebaran batuan serpih sebagai potensi hidrokarbon serpih berada di barat dan barat laut daerah penelitian. Kata Kunci:. Eksplorasi dan Produksi Migas, Hidrokarbon Serpih, Material Organik, Formasi Talang Akar, Geokimia Batuan Induk, Sifat Fisika Batuan, Inversi Seismik Impedansi Akustik

---

ABSTRACTShale Hydrocarbon Analysis Based on Geochemical and Seismic Data in Northwest Java BasinAbstract Hydrocarbon exploration and production in Indonesia until now still focused on conventional energy rather than unconventional energy, which is shale hydrocarbon. Shale hydrocarbon is one of energy which contained in source rock that has high organic richness and been reached, in specific condition could be reservoir rock. Talang Akar Formation is source rock of Northwest Java Sedimentary Basin. This research was conducted on the integration of the three methods including organic geochemical analysis, seismic interpretation and petrophysics which became the basis for the wealth of organic material see the relationship and maturity of organic material also the distribution on the potential of shale hydrocarbon in the region. The analysis of Organic Geochemistry in Talang Akar Formation obtained the level of wealth of organic matter ranged from 0.57 ndash 1.81 wt fair good , the initial maturity of the window at a depth of 3200 m and category II III kerogen type produces oil and gas. The analysis of petrophysics which include calculation of TOC based on Passey Method continuously, the results of the analysis of this petrophysics validated with the value of the laboratory analysis. The next step is doing seismic interpretation with acoustic impedance inversion method to see the spread of the shale rocks with a value 32000 ndash 54000 ft s g cc, the direction of spread of shale rocks as shale hydrocarbon potential in the West and Northwest areas of research area. Keyword Hydrocarbon exploration, unconventional energy, geochemical, shale hydrocarbon, Organic Geochemistry, Talang Akar Formation, Acoustic Impedance Seismic Inversion."

"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."