Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKMetoda pemodelan data petrofisika dilakukan untuk memberikan cara yang lebihakurat dalam penentuan reservoar. Pemodelan yang diaplikasikan pada penelitianini adalah substitusi fluida Gassmann yang dilakukan pada reservoar batupasiruntuk melihat prilaku fluida pada kondisi tersaturasi air dan tersaturasihidrokarbon terhadap gelombang seismik. Penelitian ini dilakukan denganmenggunakan data yang sudah dipublikasikan dari Lapangan Penobscot,Cekungan Scotia Canada pada reservoar batupasir Formasi Mississauga, pada duadata sumur yaitu L30 dan B41 serta data seismik 3D,Analisa yang dilakukan dalam penelitian ini meliputi analisa parameterpetrofisika, analisa crossplot, substitusi fluida, pengikatan seismik dengan datasumur dan perbandingan amplitudo data seismik. Substitusi fluida sendirimelibatkan data log p-wave, s-wave dan densitas batuan karena ketiga log tersebutsensitif terhadap pengaruh fluida yang berbeda dalam mengisi ruang dan pori,Tiga elemen penting dalam metoda ini adalah fluida itu sendiri, rock frame danmatrik pada mineral. Sedangkan perangkat lunak yang digunakan adalahHampson-RusselKarakteristik pada kasus brine didapatkan nilai vp dan vs mengalami kenaikansedangkan nilai densitasnya turun terhadap kedaan awalnya. Pada kasus minyakdan gas nilai densitasnya naik tetapi nilai vp dan vs-nya trurun terhadap keadaanawalnya. Kemudian perbandingan antara data seismik real dan sintetikmenunjukan trend yang sama tetapi pada data real seismik memiliki noise yanglebih besar. Perubahan prilaku amplitudo seismik pun terbukti pada sintetik untukkasus brine, kasus minyak dan kasus gas seiring dengan bertambahnya offset.

---

ABSTRACTPetrophysical method of modeling data is done to provide reservoir determinationaccurately. Gassmann fluids substitution is consider modeling to predict fluidsbehavior on wet case and hydrocarbon saturated attached to seismic response forthe sand reservoir condition.. The study was conducted using published data fromthe sands reservoir Missisauga Formation on Penobscot Field, Scotia Basin inCanada, involving two wells available L30 and B41, also 3D seismic dataThe analysis on this research include sensitivity analysis, crossplot analysis,fluids substitution, well seismic tying, and comparison of amplitude. Fluidssubstitution involves p-wave, s-wave and rocks density, because these three arevery sensitive on different fluids which fill pore and space. The most importantelements in this method is the fluids itself, rocks frame and minerals matrix.Hampson-Russell software program is used to perform the fluids substitutionCharacteristic of the brine case p-wave and s-wave values were increased whilethe value of its density decreased. For oil and gas cases, the density value wereincreased while the p-wave and s-wave values were decreased compare with theinsitu condition. Comparison between real-seismic and synthetics picking showsthe same trend although on real-seismic there were much noise than synthetics.The amplitude changes performed on synthetic brine case, oil case and gas casewere proven with increasing offset"

"Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui pengaruh kondisi pelumasan terhadap mampu bentuk lembaran kuningan perforasi heksagonal dan membandingkan kekuatan mekanis dan sifat mampu bentuk kuningan perforasi dengan tanpa perforasi. Dimana sifat mampu bentuk dipengaruhi oleh nilai LDR proses deep drawing dan nilai kedalaman stretching dan distribusi regangan proses stretching."

"When classifying fracturing fluids and their additives, it is important that production, operation, and completion engineers understand which chemical should be utilized in different well environments. A user's guide to the many chemicals and chemical additives used in hydraulic fracturing operations, Hydraulic Fracturing Chemicals and Fluids Technology provides an easy-to-use manual to create fluid formulations that will meet project-specific needs while protecting the environment and the life of the well. Fink creates a concise and comprehensive reference that enables the engineer to logically select and use the appropriate chemicals on any hydraulic fracturing job. The first book devoted entirely to hydraulic fracturing chemicals, Fink eliminates the guesswork so the engineer can select the best chemicals needed on the job while providing the best protection for the well, workers and environment."

"Formasi Baturaja pada Cekungan Sunda yang memiliki reservoar karbonat perlu dilakukan analisis petrofisika dan klasifikasi rock type untuk mengetahui hubungan dari korelasi porositas dan permeabilitas sehingga bisa digunakan dalam menentukan pengaliran fluida untuk prospek hidrokarbonnya. Dengan menggunakan data core (RCA) dan data log, pengelompokkan rock type dapat dilakukan dengan menggunakan metode Hydraulic Flow Unit (HFU) dan Winland. Terdapat empat buah sumur dalam penelitian ini, interpretasi log hingga menentukan parameter petrofisika dan menentukan klasifikasi rock type dilakukan pada sumur ini. Pada penelitian ini sumur AL - 01 dan AL - 07 dijadikan sebagai sumur referensi karena kedua sumur tersebut memiliki data routine core analysis. Dilakukan propagasi rock type pada interval uncored well untuk mendapatkan prediksi rock type yang berkaitan dengan pola yang ada pada cored interval dengan menggunakan metode Multi Resolution Graph Clustering (MRGC). Didapatkan hasil nilai parameter petrofisika pada Sumur AL - 01 memiliki nilai prospek hidrokarbon paling baik dengan nilai porositas 13% dan saturasi air 10%, identifikasi rock type dengan metode HFU mendapatkan tujuh rock type, identifikasi rock type dengan metode Winland mendapatkan empat rock type.

---

The Baturaja Formation in the Sunda Basin which has carbonate reservoirs needs petrophysical analysis and rock type classification to determine the relationship of porosity and permeability correlation so that it can be used in determining fluid flow for hydrocarbon prospects. By using core data (RCA) and log data, rock type classification can be done using Hydraulic Flow Unit (HFU) and Winland methods. There are four wells in this research, log interpretation to determine petrophysical parameters and determine rock type classification is carried out on these wells. In this research, AL - 01 and AL - 07 wells are used as reference wells because both wells have routine core analysis data. Rock type propagation was carried out in the uncored well interval to obtain rock type predictions related to the pattern in the cored interval using the Multi Resolution Graph Clustering (MRGC) method. The results of the petrophysical parameter values in Well AL - 01 have the best hydrocarbon prospect value with a porosity value of 13% and water saturation of 10%, rock type identification using the HFU method gets seven rock types, rock type identification using the Winland method gets four rock types."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu upaya efektif yang dapat dilakukan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon dan digunakan dalam melakukan reservoir pada penggunaan lebih lanjut. Dengan menggunakan data core dapat menggambarkan keadaan sumur berdasaarkan keadaan sesungguhnya. Namun, tidak semua sumur memiliki data core dan tantangan lain dalam karakterisasi reservoir adalah parameter permeabilitas tidak selalu menjukkan hubungan linier dengan porositas. Sehingga perlu dilakukannya pendekatan metode guna mendapatkan estimasi permeabilitas. Pada studi ini dilakukan klasifikasi batuan berdasarkan karakteristik petrofisika yang didapat dari data dan RCAL dengan pendekatan metode rock typing Winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan Pittman. Pada penelitian ini terdapat 3 sumur, dilakukan perhitungan parameter petrofika dan dilakukan perhitungan prediksi permeabilitas pada masing-masing sumur. Dengan menggunakan Sumur K-2 yang dijadikan sebagai sumur referensi, dilakukan komparasi metode. Hasil komparasi metode terbaik kemudian dipilih untuk dilakukan propagasi pada sumur lainnya. Propagasi rock type yang dilakukan pada tiap sumur menggunakan pendekatan MRGC. Hasilnya, dengan menggunakan metode Winland, HFU, dan Pittman didapatkan nilai koefisien determinasi permeabilitas core dan estimasi permeabilitas beruturut-turut adalah 0,5865 untuk metode Winland, 0.8852 untuk metode HFU, dan 0,3031 untuk metode Pittman. Reservoir characterization is an effective process to get a calculation of hydrocarbon reserves and to conduct modeling reservoir for further use. Well core data can provide information based on actual well conditions. RCAL data is a core data which consists of porosity and permability parameters. However, not all wells have core data. Another challenge in the reservoir characterization is permeability cant be determined just by a classical plot with porosity. Rock typing is a method that can be used to classify rock type in reservoir rocks into different units and determine permeability value of rocks. The aims of this study are to present petrophysical parameters and the result of a comparison from the application of some rock typing methods in Carbonate Reservoir Kais Formation, field A. In this study conducts rock classification based on petrophysical characteristics obtained from wireline log data and core porosity and core permeability data with Winland, Hydraulic Flow Unit, and Pittman rock typing methods. This study uses 3 wells, to get calculation petrophysical parameters and permeability prediction on each well. Well K-2 established as a reference well is used to choose the best rock typing method from comparison. The best method to be applied to reference well is used for propagation in other wells. Propagation rock type performed on each well using MRGC (Multi Resolution Graph Clustering) approach. The result shows the coefficient of determination (R2) core permeability and permeability estimates respectively Winland, HFU, and Pittman methods were 0.5865 for the Winland method, 0.8852 for the HFU method, and 0.3031 for the Pittman method."