Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Dalam pengembangan suatu lapangan minyak dipengaruhi banyak faktor. Salah satu faktor yang penting untuk dipertimbangkan adalah patahan dan rekahan pada batuan reservoar. Patahan dan rekahan dapat dikenali dengan menggunakan data sumur maupun data seismic terutama seismic 3D. Umumnya patahan dikenali langsung dengan melihat data seismik 3D sebagai ketidak menerusan seismic event. Dalam penelitian ini digunakan sebuah metode yang disebut Ant-Track. Metode ini digunakan untuk mengidentifikasi patahan berdasar data seismic 3D dan rekahan pada sumur yang berasosiasi dengan patahan tersebut. Metode ini dikembangkan dari sebuah algoritma yang disebut Ant Colony Based Routing Algorithm. Metode ini mampu memperjelas gambaran patahan dengan menggunakan data seismic 3D. Dengan menggunakan metode ini dapat diketahui letak patahan secara lebih jelas dibandingkan dengan metode yang ada sebelumnya seperti metode pengamatan langsung pada sayatan seismic maupun penghitungan varian. Metode pengamatan langsung pada sayatan seismic hanya mampu menunjukkan gambaran fault besarnya saja. Metode penghitungan varian akan bisa menunjukkan ketidak menerusan trace seismic saja. Ketidak menerusan trace seismic ini bisa berupa gambaran patahan ataupun perubahan fasies sehingga tidak spesifik menggambarkan patahan. Dalam metode ant-track tidak hanya mampu menggambarkan patahan tetapi juga mampu menunjukkan patahan yang berasosiasi dengan data rekahan dan patahan yang diproleh dari data FMI di sumur minyak. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengaplikasi metode ant-track pada sebuah daerah contoh untuk mendapatkan gambaran patahan yang berasosiasi dengan rekahan di sumur minyak secara lebih jelas dan menemukan adanya hidokarbon yang terperangkap dalam rekahan-rekahan yang berasosiasi dengan patahan tersebut.

---

Oil field development is depend on many factor. One of important factor to consider is fault and fractures at reservoir rock.. Fault and fracture could defined using wells data and seismic data especially 3D seismic. Usually the fault was identified by direct observation on seismic section as discontinuity of seismic event. In this study the method was used called ant track to identify the fault base on seismic data and fractures which associated with those fractures base on wells data. This method developed base on an algorithm called Ant Colony Based Routing Algorithm. This method can enhance the fault image quality using seismic 3D data. Ant-Track method can define clearer the fault location than the previous method like direct observation in seismic section and variance calculated section. The direct observation in seismic section can give the main fault image only and the variance calculated section can show the trace seismic discontinuity. These trace continuity could be fault, or facies change. The ant-track method is not only showing very clear fault but also can show fault which are associated with fractures. The fractures image from FMI used to guide fault distribution in seismic 3D. The purpose of this study is applying the ant-track method at a sample area to get the fault image which is associated with fractures in wells more clearly and find the potential hydrocarbon trap in fractured reservoir."

"Metode litologi seismik bertumpu pada amplitudo gelombang-gelombang seismik yang dipantulkan oleh bidang batas antar lapisan. Litologi seismik menghasilkan penampang pseudosonic log, pseudo velocity atau impedansi akustik yang merepresentasikan litologi lebih baik dari pada seismik struktur.Amplitudo dari sinyal seismik terpantul tergantung pada variasi impedansi akustik yang merupakan hasil kali kecepatan dan densitas. Sehingga perubahan pada salah satu parameter tersebut, kecepatan atau densitas batuan akan berkontribusi pada variasi respon seismik dari reservoar.Litologi dan ketebalan reservoar serta sejumlah sifat petrofisika batuan seperti porositas dan saturasi fluida dipengaruhi kedua parameter tersebut. Oleh karena itu untuk mengestimasi sifat-sifat petrofisika batuan dengan menggunakan data seismik harus mengkuantisasi kontribusi masing-masing parameter petrofisika pada pengukuran akustik.Metoda ini digunakan untuk mengestimasi parameter petrofisika reservoar migas dari data seismik sehingga disebut sebagai 'Seismically guided reservoir characterization di luar sumur pengeboran.Geostatistik merupakan framework yang mengkombinasikan sample yang terdistribusi secara spatial, berdasarkan atas data log sumur dan data seismik. Yang berguna untuk estimasi yang akurat dari reservoar properties dari ketidakpastian dari model reservoar.Dalam geostatistik mapping teknik ini berdasarkan atas Kriging, Regresi Linear dan Cokriging untuk memberikan kontribusi berdasarkan informasi petrofisika batuan yang diperoleh dari log sumur dan arah spatial dari seismik attribute. Secara garis besar teknik geostatistik untuk mengkombinasikan informasi petrofisika dan data seismik.Dengan geostatistik pada situasi dengan minimal kontrol data, dapat memprediksi karakteristik reservoar dengan lebih baik dibandingkan dengan mapping standard.

---

Seismic Lithology method was introduced in the 1970's was based on amplitude of the seismic waves reflected by the subsurface interfaces. Seismic lithology generates pseudo sonic log, pseudo velocity log or acoustic impedance time section which represents the lithology better than the seismic structure. By using this method it is possible to estimate the petrophysical properties of the reservoir rocks from seismic data. Furthermore it is possible to estimate the reservoir parameters from seismic data. This approach enables to implement a new method which referred to as seismically guided reservoir characterization in the zones outside the borehole.

The amplitudes of reflected seismics signals depend primarily on variations in acoustic impedance. Changes in either rock velocity or density will contribute to variations in the seismic response of the reservoir. A number of petrophysical properties, such as porosity, fluid saturation affect both rock velocity and density. To estimate reservoir properties using seismic data it is necessary to quantify the respective contribution of each petrophysical parameter to the acoustic measurements.

A series of laboratory P wave and S wave measurement has been conducted on limestone core samples from Baturaja limestone reservoir. By using the laboratory acoustic measurement data to support seismic derived porosity and fluid saturation determination in the reservoir. Several parameters have been derived from transit time data such as P and S wave velocities, Poisson ratio. To provide relationship between fluid saturation, porosity, P wave velocity and Poisson ratio, and modify acoustic impedance, crossplots between the parameters have been generated using a combination of laboratory acoustic measurement on core samples and mathematic modelling.

A geostatistical technique integrating well and seismic data has been studied for mapping porosity in hydrocarbon reservoirs. The most important feature of the cokriging method is that it uses spatial correlation functions to model the lateral variability of seismic and porosity measurements in the reservoir interval.

Cokriging was tested on a numerically simulated reservoir model and compared first with kriging, then with a conventional least squares procedure relying only on local correlation between porosity and acoustic impedance. As compared to kriging, the seismically assisted geostatistical method detects subtle porosity lateral variations that cannot be mapped from sparse well data alone.

As compared to the standard least squares approach, cokriging provides not only more accurate porosity estimates that are consistent with the well data. Using seismically derived acoustic impedances, cokrigging also was applied to estimate the distribution of porosity in limestone reservoir."

"Studi ini bertujuan untuk pengidentifikasian zona reservoar batuan karbonat dari Formasi Baturaja pada Cekungan Sumatera Selatan dengan mengunakan metode inversi seismik. Data yang digunakan adalah data sesimik 3D post stack (441 inline & 449 crossline) serta sumur TA-6. Parameter seismik impedansi akustik dapat memetakan persebaran batuan karbonat pada Formasi Baturaja yang berada diantara batuan pasir dari Formasi Gumai dan Talang Akar. Model persebaran impedansi akustik dari hasil inversi Model Based menunjukkan rentang nilai impedansi akustik pada zona prospek sebesar 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. Dari korelasi antara nilai impedansi akustikdan porositas dapat diketahui persebaran nilai estimasi porositas pada zona prospek sebesar 10-15%. Dengan bantuan ekstraksi atribut amplitudo rms pada peta struktur persebaran batuan karbonat dapat diketahui lingkungan pengendapannya. Sehingga integrasi model hasil inversi impedansi akustik dengan nilai estimasi porositas serta didukung dengan hasil ekstraksi atribut amplitudo RMS menunjukkan pada daerah tinggian Formasi Baturaja terdapat daerah-daerah yang memiliki anomali impedansi akustik rendah dan porositas tinggi yang tersebar pada fasies body karbonat hingga back reef serta pada bagian atas zona tinggian tersebut terdapat lapisan seal sebagai penutupreservoar.

---

The purpose of this study is to identify reservoir zone of carbonate rock from Baturaja Formation at South Sumatera Basin. The data used from seismic 3D post stack data (441 inline & 449 crossline) and TA-6 log. Acoustic impedance seismic parameter can map the distribution of carbonate rock at Baturaja Formation where is between the sand stone from Gumai Formation and Talang Akar Formation. Distribution model of acoustic impedance from the Model Based Inversion results shows the range value of acoustic impedance at the potential zone is range from 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. From the correlation of values acoustic impedance and porosity, we can infer that distribution of porosity estimation value in potential zone range from 10-15%. With the support of RMS amplitude extraction on map structure of carbonate rocks distribution, the depositional environment can be known. Therefore integration of acoustic impedance inverted results model with porosity estimation results and supported by RMS amplitude attribute extraction results show that at the Baturaja Formation anticlines there are zones that consists of anomaly low acoustic impedance and high porosity which spread out among carbonate body to back reef and at the top part of the anticlines there is a seal as a closure of reservoir."

"Wilayah Kerja West Kampar terletak di cekungan Sumatera Tengah, yang sudah terbukti sebagai proven basin. Struktur Pendalian terletak di dalam area West Kampar dan status saat ini adalah produksi dengan kapasitas produksi kurang lebih 900BOPD. Kandungan minyak yang diproduksi diperoleh dari formasi Sihapas.Dalam penelitian ini dilakukan inversi simultan untuk menghasilkan Ip, Is dan vp/vs untuk melihat persebaran litologi dan fluida pada reservoar Sihapas. Pemodelan awal dengan input frekuensi difilter pada high pass 10 Hz dan high cut 15 Hz, dan parameter inversi untuk memperoleh tren garis regresi linear diperoleh harga k:2,67; kc: -17,59; m: 0,27 dan mc: -1,77Dari penelitian menunjukkan bahwa pada penampang seismik lintasan 59 (antara CDP 1421-1454) pada klosure tinggian disekitar sumur Pendalian-3 diperoleh nilai Ip = 12000 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning dan Is =1208 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning cenderung orange. Dengan membandingkan kecepatan vp/vs yang memiliki nilai antara 2-3 dapat diprediksi sebagai batuan reservoar yang berasosiasi minyak.

---

West Kampar working area is located in the Central Sumatra basin, which has been proven as a proven basin. Pendalian structure is located in the West Kampar area and the current status is a production and the production capacity approximately 900BOPD. The content of the produced oil derived from Sihapas Formation.

This research be carrying out simultaneous inversion specifically analyzes the velocity ratio vp / vs to see the lithology and fluid distribution in the Sihapas reservoir. Initial modeling with the input frequency high pass filtered at 10 Hz and 15 Hz high cut, and parameter inversion to obtain the linear regression trend line obtained k price: 2,67; kc: -17.59; m: 0.27 and mc: - 1.77

Of the study showed that the seismic track 59 (the CDP 1421-1454) on closure heights around the well Pendalian-3 obtained value Ip = 12000 (ft/s) * (gr/cc) are shown in yellow and Is = 1208 (ft/s) * (gr/cc), which is indicated by the yellow color tends to orange. By comparing the speed of vp/vs which has a value between 2-3 can be predicted as the associated oil reservoir rocks."

"Analisis petrofisika konvensional seringkali kurang akurat dalam menentukan ataupun menghitung jumlah cadangan hidrokarbon pada lapisan-lapisan tipis (thin beds) dari suatu lapangan minyak atau gas bumi. Hal ini disebabkan karena log standar yang dipakai dalam melakukan suatu evaluasi formasi mempunyai resolusi yang secara vertikal sangat rendah. Untuk mengatasi ini, maka dicoba suatu metoda dimana log standar tersebut akan dikombinasi dengan data dari resistivity image yang mempunyai resolusi tinggi sehingga parameter reservoar yang dipakai untuk menghitung cadangan dapat dihitung dengan lebih baik.Teknik pemodelan reservoar lapisan tipis dalam penelitian ini menggunakan metoda konvolusi satu dimensi untuk menyelaraskan model lapisan tipis dengan kurva standar hasil pengukuran di lapangan. Kurva log dengan resolusi standar dan hasil resistivity image dipakai untuk membuat model lapisan tipis dengan tingkat resolusi yang lebih tinggi. Model atau kurva yang dihasilkan lalu dipakai dalam evaluasi petrofisika tingkat lanjut untuk menghitung ketebalan zona hidrokarbon (netpay), porositas, saturasi dan permeabilitas untuk setiap sumur pemboran.Dengan mengaplikasikan metoda spektral dekomposisi pada data seismic, akan diperediksi ketebalan lapisan tipis pada zona kajian. Kemudian dikombinasikan dengan hasil interpretasi petrofisika akan dipetakan distribusi dari lapisan tipis pada zona tersebut. Dari data-data ini diharapkan perhitungan cadangan (reserve) bisa menjadi lebih akurat sehingga bisa menambah jumlah cadangan nasional dari yang sekarang ini ada.

---

The conventional petrophysical analysis often underestimates in determining the hydrocarbon in place for thinly bedded reservoirs of an oil and gas field. It is because the standard logs measurement which is used to perform a formation evaluation has a very low vertical resolution. For this reason, an effort is taken by introducing the new method where the standard log curves will be combined with the high resolution resistivity image to improve the reservoir parameters.

The thin bed reservoir modeling technique in this study uses the 1D convolution method to match the thinly layers from resistivity image to the standard log responses. The low resolution log curve and the resistivity image are convolved to generate a high resolution thin bed model. The result then is used in an advance petrophysical evaluation to calculate netpay, porosity, water saturation and permeability within the wellbore.

By applying the spectral decomposition method on a seismic 3D cube, the thickness of the interest zone can be estimated. Combined with the petrophysical interpretation data, the thin bed layer is mapped. From all these processes, the hidrocarbon reserve can be calculated more accurate to gain the existing national reserve."

"Lapangan XYZ adalah lapangan gas yang berada di Selat Makasar Kalimantan Timur. Lapangan ini terletak di bagian timur dari laut dalam Delta Mahakam dan kedalaman rata-rata air laut di daerah ini kurang lebih 6000 feet. Reservoir di lapangan ini dipercaya sebagai endapan turbidite laut dalam, dan dikenal sebagai "deep water channelized system" yang berumur antara Pliosen bawah - Miosen Atas. Oleh karena itu reservoir di daerah ini memiliki kuantitas dan kualitas yang sangat bervariasi.Dalam penelitian ini dipilih metoda dekomposisi spektral yang hasilnya diharapkan akan dapat digunakan dalam mendeliniasi, dan analisa facies reservoir dengan pendekatan model yang telah ada sebelumnya dan telah dilakukan oleh Slatt 2006. Sementara ekstraksi atribut RMS dilakukan untuk melihat distribusi kandidat reservoir sekaligus menjadi pembanding dan pendukung informasi yang didapat dari metoda dekomposisi spektral.Hasil penelitian ini pada akhirnya akan sangat berguna bagi perhitungan cadangan rinci, yang akan sangat tergantung pada geometri dan kualitas reservoir. Selain itu juga akan berguna bagi perencanaan produksi pada fase eksploitasi.Dari hasil penelitian ini , didapatkan tiga facies reservoir dan hubungan korelasi yang kuat antara metode dekomposisi spektral dengan ekstraksi atribut RMS tersebut. Dengan ektraksi atribut RMS dapat dilihat distribusi reservoir secara umum berdasarkan tingginya nilai atribut RMS. Sementara untuk deliniasi reservoir secara lebih rinci diperoleh dari hasil analisis dekomposisi spektral. Universitas Indonesia.

---

The XYZ Field is one of the gas fields located in Makasar Strait-East Kalimantan. It lies in the Eastern part of deepwater Mahakam Delta. The average water depth in the area is about 6000 feet. The reservoir of this field is believed to be the product of deepwater turbidite sedimentation as "deep water channelized system" of Lower Pliocene to Upper Miocene in age. As a consequence reservoir of this area has great variations in quality and quantity.

In this research the spectral decomposition method was chosen and expected to be used in reservoir deliniation and facies analysis based on previous model approaches Slatt, 2006. While RMS attribute extraction carried out in order to analyze the distribution of reservoir candidate as well as the benchmark and supporting information for the spectral decomposition method.

The result of this study will be very important for detail reserved calculations, which will be very rely on to the reservoir geometry and quality. Moreover it will be very useful for the production planning at the exploitation phase.

From this study, it is concluded there are 3 (three) main facies of reservoir in the area, and there is a strong correlation between result of spectral decomposition and RMS attribute. From the RMS attribute extraction, the author found a general reservoir distribution based on the height of RMS value. Meanwhile for more detail reservoir deliniation, it has been achieved from the spectral decomposition analysis."

"Formasi karbonat Abenaki berumur Jurrasic-Akhir pada Lapangan Penobscot, Pantai Timur Provinsi Nova Scotia, Canada, di interpretasikan sebagai platform karbonat laut dangkal yang didominasi oleh oolitic limestone yang menjalar sepanjang tepian paparan samudera. Tugas akhir ini bertujuan untuk membangun model geologi berdasarkan integrasi data geofisika dan petrofisika, yang digunakan untuk deskripsi geometri pada kerangka struktur dan distribusi fasies dan properti petrofisika seperti porositas, saturasi air, dan kandungan lempung. Perhitungan potensi hidrokarbon di dalam reservoar karbonat dilakukan berdasarkan model properti petrofisika yang didistribusikan berdasarkan korelasinya terhadap Atribut Impedansi Akustik, yang dapat diperoleh dari proses inversi seismik. Crossplot antara Impedansi Akustik dengan properti petrofisika menunjukkan hubungan dalam identifikasi litologi yang kemudian menjadi dasar pada distribusi fasies dan properti reservoar. Hasil perhitungan volumetrik yang dikontrol oleh properti akustik menjadi acuan yang penting dalam pengembangan dan rencana produksi Lapangan Penobscot.

---

The Upper Jurassic carbonate Abenaki formation in Penobscot Field, East Coast of Nova Scotia Province, Canada, is interpreted as a submarine carbonate platform dominated by oolitic limestone lies along the ancient shelf edge. This undergraduate thesis is to build the geological model based on integration of geophysical and petrophysical data, which used to describe geometry of structural framework and distribution of facies and petrophysical properties such as porosity, water saturation, and clay content. Calculation of hydrocarbon potential within the carbonate reservoir is performed based on the property model, which distributed with its correlation with Acoustic Impedance Attribute that can be obtained from seismic inversion process. The crossplot between Acoustic Impedance with the petrophysical properties showing relationship in lithology identification which then became the basis of the facies and reservoir properties distribution. The results of volumetric calculation that controlled by acoustic property will be a noteworthy reference on the development and production plan of Penobscot Field."

"Perhitungan waterflooding pada reservoar satu dimensi didirikan oleh teori Buckley-Leverett. Selanjutnya teori tersebut diperluas dan disederhanakan oleh Welge. Langkah pengerjaannya berupa penarikan garis singgung dari kurva fractional flow. Tugas akhir ini mencoba untuk membandingkan penyelesaian waterflooding reservoar 1 dimensi secara analitis dengan secara metode numerik. Metode ini lebih mudah dikerjakan dengan bantuan komputer. Sebagai tambahan, metode analisis digunakan untuk menghitung recovery factor dengan nilai laju injeksi atau tekanan injeksi yang bervariasi. Analisa ini dapat dikembangkan untuk kondisi menjari dengan sedikit modifikasi. Listing pemrograman dan perbandingan kedua metode ditampilkan pada bab pengolahan data untuk menggambarkan kegunaan masing-masing metode.

---

Waterflooding calculation in a one-dimensional reservoar were first established by Buckley-Leverett theory. Later, this theory was extended and simplified by Welge. The procedure is graphical in nature, and involves drawing tangents on the fractional flow curve. This study compares to solve this problem by analytical technique for waterflooding calculations in a one-dimensional reservoar with numeric method. The numeric method can easily be implemented on a computer. In addition, the analytical method extends the Welge?s analysis further by incorporating recovery factor calculations under variable injection rate or injection pressure values. The analysis can also be adopted for viscous fingering conditions with slight modifications. A flow chart for the computer program is given, and an example problem is solved to illustrate the utility of these methods."

"Karakterisasi reservoar dengan menggunakan pendekatan impedansi akustik dapat digunakan untuk mengetahui distribusi lateral dari reservoar. Metode inversi impedansi akustik dapat memisahkan dua reservoar yang terdapat pada Formasi Kais Cekungan Salawati Lapangan 'Y', Papua. Analisa hasil impedansi akustik serta pendekatan estimasi porositas, menunjukkan bahwa pada daerah Top Kais dan Base Reef merupakan daerah yang berpotensi sebagai reservoar. Daerah prospek pada Top Kais relatif terdapat pada bagian tengah yang ditunjukkan dengan nilai AI rendah berkisar 7300-8500 g.m/s.cc dan porositas tinggi berkisar 17.4 - 19.8%. Sedangkan potensi reservoar Base Reef berada pada daerah selatan dengan nilai AI berkisar 8100-8900 g.m/s.cc dan porositas berkisar 16,0 - 18,3%.

---

Reservoir characterization using acoustic impedance approaches can be used to determine the lateral distribution of the reservoir. Acoustic impedance inversion method is able to show the separating of two reservoirs, which is located at Kais Formation Salawati Basin Field "Y", Papua. The analysis, which is based on acoustic impedance result and porosity estimation approaches, indicate that Top Kais and Base Reef are an area that has potential as reservoir.

Top Kais prospect area is relatively centered in the middle indicated by the low AI values ranging from 7300 - 8500 g.m/s.cc and high porosity ranges from 17,4 to 19,8%, While the potential reservoir Base reef located on the south by the AI range 8100-8900 g.m/s.cc and porosity ranges from 16.0 to 18.3%."

"Middle Baong Sand (MBS) merupakan reservoar penghasil utama minyak dan gas bumi disamping lapisan batupasir anggota Formasi Keutapang di Cekungan Sumatra Utara. Middle Baong Sand adalah kipas turbidit yang diendapkan pada lingkungan laut dalam yang diamati sebagai perulangan berkali-kali lapisan tipis batupasir dan serpih pada singkapan (outcrop). Batupasir kipas turbidit sangat susah ditebak ukuran, geometri, arah dan pola penyebarannya dari metoda interpretasi conventional. Studi ini bertujuan untuk membelajari variasi lithofasies, geometri dan distribusi spasial kipas turbidit Middle Baong Sand pada prospek ?Corundum? dengan analisis electro-fasies dan analisis multiatribut seismik dengan menggunakan pendekatan artificial neural network. Pendekatan artificial neural network untuk karakterisasi lithofasies dan dimensi reservoir Middle Baong Sand diterapkan pada 2 (dua) level data, yaitu (1) data open hole log sumur dan (2) multi-atribut seismik pada prospek ?Corundum?, Cekungan Sumatra Utara. Sumur eksplorasi Besitang-1 yang memiliki data lengkap dipilih sebagai training well sehingga hasilnya dapat dikalibrasi dengan data cutting, core, dan biostratigraphic, model Besitang-1 digunakan untuk memprediksi fasies batupasir pada sumur Ruby-1 dalam area study. Selanjutnya setiap fasies batupasir yang diperoleh pada Ruby-1 dipetakan melalui análisis multiatribut data seismik Corundum3D untuk mengidentifikasi distribusi lateral dan geometri batupasir anggota Middle Baong Sand. Dari studi ini diperoleh 4 (empat) fasies batupasir turbidit dalam area Corundum3D berturut-turut dari tua ke muda; (1) fasies batupasir-4 berbutir sedang ? kasar dengan kenampakan coarsening upward pada elektrofasies sebagai produk cannel fill, (2) fasies batupasir-3 berbutir sedang - kasar, (3) fasies batupasir-2 perselingan pasir halus - sedang dan lanau, dan terakhir (4) facies batupasir-1 diperoleh sebagai batupasir berbutir halus - lanauan pada sumur Ruby-1 namun ditemukan sebagai lobe turbidit di baratdaya sumur Ruby-1. Arah sedimentasi adalah dari Tinggian Malaka, fasies batupasir-4 yang paling tua provenannya dari arah baratlaut, berangsur-angsur bergeser searah jarum jam hingga provenan fasies batupasir-1 yang paling muda adalah dari arah utara. "