Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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."

"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."

"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%."

"Gas hidrat merupakan sumberdaya energi potensial di masa yang akan datang dimana potensinya melebihi sumberdaya energi konvensional yang ada saat ini seperti minyak, gas dan batu bara. Dengan bertambahnya kebutuhan sumberdaya energi ini maka akan meningkatkan pula eksplorasi yang menjadikan minat riset di bidang ini terus berkembang.Bottom Simulating Reflector (BSR) muncul pada penampang seismik yang merupakan suatu indikasi akan hadirnya gas hidrat pada lapisan bawah permukaan laut. Kehadiran gas hidrat dapat meningkatkan velocity gelombang seismik yang melalui reservoar gas hidrat. Efek ini akan dapat memperlihatkan kenampakan kontras impedansi akustik antara hidrat yang terdapat pada sedimen dengan kecepatan rendah yang dihasilkan dari sedimen yang berisi gas yang dikenal sebagai Bottom Simulating Reflector (BSR) pada profil sedimen laut.Konsep AVO (Amplitudo Versus Offset) yang mengamati perubahan amplitudo terhadap offset dalam suatu data CDP gather dapat memberikan informasi adanya BSR yang berasosiasi dengan gas hidrat.Untuk mengetahui model geologi yang berasosiasi dengan BSR telah dibuat pemodelan seismik. Respon dari pemodelan seismik diamati berdasarkan konsep AVO analisis terutama pada angle gather yang mengindikasikan adanya BSR.

---

Gas hydrate is potential energy resources in the future which more potential than existing conventional energy resources like oil, gas and coal deposits. Increasing necessity of energy resources will increase interest of exploration so enthusiasms for research in this area will growth.

Bottom Simulating Reflector (BSR) appearance in seismic profile known as tool to identify the presence of gas hydrate in sea bed. The presence of gas hydrate will increase velocity of seismic wave through reservoir gas hydrate. This effect will make contrast acoustic impedance between gas hydrate bearing sediment with lower velocity from gas-filled sediment as known as bottom simulating reflector (BSR) in seabed profile.

AVO concept (amplitude Versus Offset) based on the amplitude variation with increasing offset can detect the existence of BSR which associated with gas hydrate.

Seismic modeling has been made to find out geological model which is associated with BSR. Response of seismic modeling can be determined base on AVO analysis concept particularly on angle gather which is indicating the existence of BSR."

"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."

"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."

"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. "

"ABSTRAKUpaya eksplorasi sumber hidrokarbon pada prinsipnya dilakukan denganbeberapa tahapan, yakni eksplorasi dan pengembangan lapangan. Setiap tahapantersebut menggunakan metoda dan teknologi yang berbeda pula, dengan tujuanyang sama yakni pemerolehan hidrokarbon. Pencarian minyak bumi di lapanganyang sudah matang memang merupakan hal yang cukup sulit terlebih lagi yangmerupakan perangkap stratigrafi (Stratigraphic Trap).Bertitik tolak pada tingkat kesulitan mendapatkan sumber hidrokarbonbaru maka berkembang metoda-metoda baru sebagai alat untuk mendeteksikeberadaan hidrokarbon tersebut. Perkembangan metoda dan teknologi iniberkaitan dengan kualitas data-data geofisika untuk menggambarkan modelgeologi bawah permukaan, dan metode pemodelan geofisika untuk mengetahuidistribusi sifat fisis batuan mudah dipahami oleh ahli geofisika, geologi danperminyakan.Pemanfaatan Data atribut seismik seperti; Amplitude, Semblance selaindigunakan untuk mendefinisikan struktur yang ada juga dapat digunakan sebagaiinterpolasi batas satuan litologi secara sederhana, sedangkan InstantaneousAmplitude, Phase, Frequency digunakan sebagai atribut untuk mendefinisikanbatas perangkap stratigrafinya. Adanya kenampakan anomali didaerah penelitianyang merupakan bagian dari Group Sihapas yang mengindikasikan suatureservoar perangkap stratigrafi telah berhasil dibuktikan.Tesis ini lebih bersifat penelitian dengan menggabungkan landasan teoriserta mengintegrasikan teknik interpretasi untuk melakukan identifikasi suatureservoar yang merupakan perangkap stratigrafi. Data seismik diinterpretasidengan menggunakan bantuan data geologi regional serta perangkat lunakkomersial untuk analisa dan interpretasi 3D seismik."

"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."