Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pemetaan distribusi reservoir melalui distribusi porositas pada lapangan Texaco dilakukan dengan menggunakan seismik inversi dan analisa multi atribut. Pada studi ini data seismik diinversi menjadi nilai impedansi akustik yang diturunkan dari data sumur untuk mengubah data volume seismik menjadi data volume impedansi akustik. Inversi seismik sparse-spike digunakan untuk melakukan proses tersebut. Hasil dari proses inversi juga digunakan sebagai atribut eksternal dalam proses analisis multi atribut neural network untuk memperkirakan distribusi nilai porositas dalam reservoar. Kajian mendalam terhadap hasil inversi dan analisa multi atribut ditekankan pada reservoar batu pasir pada pengendapan era Miocene yang ada pada interval horizon Miocene Early hingga Sand A. Identifikasi reservoar pada data log sumur memperlihatkan indikasi yang jelas pada kedalaman 2000m - 2100m dan dipertajam dengan fenomena bright spot pada interval waktu 2700ms - 2800ms. Hasil inversi memperlihatkan bahwa distribusi nilai impedansi akustik mampu membantu mendeliniasi sebaran reservoar dan hasil analisa multi atribut dapat melihat sebaran nilai porositas didalam reservoar.

---

Mapping reservoir distribution and its porosity in the Texaco field is done by using a combination of seismic inversion and multi attribute analysis. In this study the seismic inversion is constrained by well to change the volume of seismic data to the data volume of acoustic impedance. In this study Sparse-spike inversion of seismic method is used to perform the inversion process. The inverted result is used as an external attribute for multi attribute neural network process to delinieate porosity distribution of the reservoir.

This study is pointed out on sand reservoir, which was deposited in era of Miocene existing from horizon Miocene Early to Sand A. Reservoir identification from log data shows a clear indication of reservoir at a depths of 2000m-2100m dan sharpened with bright spot phenomena in the seismic data at depths of 2700ms-2800ms. AI inversion result are expected to help delineate the distribution of the reservoir and the multi attribute analysis result able to shows the reservoir porosity."

"Dengan keterbatasan data seismik yang tidak mampu menampilkan parameter-parameter fisis layaknya data sumur dan juga ketiadaan data shear-wave yang sangat penting dalam identifikasi fluida dan litologi, maka dibutuhkan metode yang mampu mengakomodir keterbatasan tersebut. Dengan memanfaatkan sumur sekitar yang memiliki informasi shear-wave, maka dapat dilakukan perhitungan stastistik menggunakan genetic algorithm untuk memperoleh algoritma yang mampu memprediksi shear-wave secara akurat dan merepresentasikan informasi fluida maupun litologi bawah permukaan. Bermodalkan shear-wave hasil prediksi yang akurat tersebut, maka dapat pula dilakukan inversi EEI dengan baik yang mampu menghasilkan volume seismik yang memiliki informasi parameter-parameter fisis layaknya data sumur. Inversi EEI dilakukan pada parameter lambda-rho, mu-rho, Vp/Vs ratio, porosity, density, water saturation, resistivity, dan gamma ray. Analisa terhadap inversi EEI dilakukan secara terpusat pada horizon B-32. Berdasarkan inversi EEI yang dilakukan, dapat diperoleh peta persebaran anomali hidrokarbon dan peta persebaran litologi. Peta persebaran anomali hidrokarbon ditunjukkan oleh parameter lambda-rho, Vp/Vs ratio, density, water saturation, dan resistivity. Sedangkan peta persebaran litologi ditunjukkan oleh parameter mu-rho, porosity, dan gamma ray.

---

With the limitation of seismic data that cannot showing physical properties as well log data and without shear-wave that very important in identification of fluid and lithology, so it needed method that can solve and accommodate the limitation. By utilizing shear-wave from another well log data, shear-wave can be predicted statistically by genetic algorithm method. Shear-wave predicted are reliable and represent fluid and lithology information that is key to perform EEI inversion. EEI inversion are used to produce seismic volume that contains physical properties as well log data. EEI inversion analysis are concentrated on horizon B-32 and resulting maps that contains information of distribution of hydrocarbon and lithology. Maps of hydrocarbon distribution are consist of physical parameter such as lambda-rho, Vp/Vs ratio, density, water saturation, and resistivity. Maps of lithology distribution are consist of physical parameter such as mu-rho, porosity, and gamma ray."

"Fractured Basement adalah batuan beku yang mengalami rekahan sehingga dapat menjadi salah satu jenis reservoar hidrokarbon. Sesar dan rekahan merupakan struktur penting dari reservoar yang menyebabkan terbentuknya porositas sekunder. Reservoar jenis ini salah satunya terletak di basement Pra-tersier pada cekungan Sumatera Selatan. Struktur geologi yang mendominasi daerah ini adalah antiklin, sesar, dan rekahan yang diduga kuat disebabkan oleh beberapa fase tektonik. Sesar serta rekahan tersebut akan dideteksi dengan menggunakan atribut coherence dan curvature. Atribut coherence pada dasarnya menghitung kesamaan trace dengan trace tetangganya, sehingga apabila ada ketidakkontinuan trace maka akan memberikan nilai similarity yang rendah, sedangkan curvature menghitung kelengkungan kurva pada suatu titik di kurva tersebut. Jenis curvature yang dipakai adalah most positif curvature dan most negatif curvature karena keefektifannya dalam mendeteksi sesar. Parameter atribut coherence, yaitu time gate, dan parameter curvature, yaitu stepout, akan divariasikan untuk mendapatkan parameter dengan hasil terbaik dalam mendeteksi sesar. Penerapan dip-steering cube pada atribut dan proses Fault Enhacement Filter akan meningkatkan kualitas dari hasil atribut coherence dan curvature. Hasil akhir dari atribut baik coherence dan curvature ini adalah penyebaran arah sesar pada horizon top basement Pra-tersier dengan orientasi dominan yaitu barat lauttenggara. Curvature ternyata dapat memetakan sesar lebih baik dari coherence karena baik major fault maupun minor fault dapat terdeteksi secara detil dengan curvature, sedangkan coherence tidak dapat mendeteksi sesar sedetil curvature. Secara kualitatif, arahsesar ini akan dikorelasikan dengan orientasi sesar dan rekahan yang terekam pada log FMI dalam bentuk diagram Rose, yaitu diagram yang dapat memetakan orientasi strike sesar. Didapat kesamaan orientasi sesar, yaitu barat laut-tenggara, dari hasil atribut curvature dan diagram Rose FMI yang menunjukkan keefektifan atribut ini dalam mendeteksi sesar.

---

Fractured Basement is the fractured igneous that can be one of hydrocarbon reservoir type. Faults and fractures is an important structure of the reservoir that forms the secondary porosity. One of these type of reservoir is located in the Pre-Tertiary basement in the South Sumatra basin. Geological structures that dominate this area are anticlines, faults, and fractures caused by some tectonic phases. Fault and fracture are detected using coherence and curvature attributes.

Coherence attribute basically calculates similarities of the trace with their neighbors, so if there is a discontinuities of the trace, it will provide a low similarity value, while curvature is calculating the curvature of the curve at a point on the curve. Type of curvature that is used is most positive and most negative curvature due to its effectiveness in detecting faults. Coherence attribute parameters, namely time gate, and the curvature parameter, namely stepout, will be varied to obtain the parameters with the best results in detecting faults. Applying dip-steering cubein attributes and Fault Enhacement Filter will improve the quality of the results of coherence and curvature attributes.

The end result of both coherence and curvature attributes are the dispersion of fault lineaments on the top horizon Pre-Tertiary basement with a dominant orientation is northwest-southeast. Curvature can map the faults better than coherence because both major and minor faults can be detected in detail with curvature, whereas coherence can not detect faults as precisely as curvature. Qualitatively, the direction of this fault will be correlated with the orientation of the fault and fracture recorded on FMI logs in the form of Rose diagram, ie a diagram can map the fault strike orientation. Obtaining similarity fault orientation, ie northwest-southeast, between the curvature attributes and Rose FMI diagram showing the effectiveness of this attribute in detecting faults."

"Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur 17 dan 50, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 3328.50 hingga 3469 feet yang merupakan formasi missisauga tengah yang batuannya didominasi oleh batuan pasir. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai kandungan lempung berkisar antara 13%-36%, porositas berkisar antara 16%-23% dan saturasi air berkisar antara 39%-53%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98.

---

Analysis petrophysical result can provide vertical information about the character of the reservoir. However, this method lacking in the horizontal resolution. so we can provide 3D information from analysis multiatribut. Shaly sand rock in Norwegia field is an area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be studied in this thesis, such as clay content, porosity and water saturation. From the petrophysical analysis calculation , the value obtained clay content ranged from 13%-36%, porosity ranged from 16%-23% and a water saturation ranged from 39%-53%. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted using multiatribut analysis. Linear sparse spike inversion results will be used as an external atribute on multiatribut analysis. The use of Neural Network aims to improve the correlation between the log predictive value with the actual value . Results from the log input will be spread throughout the seismic volume to get a pseudo volume."

"Tesis ini membahas penentuan penyebaran reservoar batu pasir DST-5 dan DST-6 formasi Gumai dan penyebaran minyak pada reservoar tersebut di lapangan Jura dengan menggunakan pemodelan rock physics serta inversi AVO. Metoda ini digunakan karena diferensiasi litologi reservoir dengan non-reservoir tidak dapat dilakukan dengan menggunakan pemodelan Acoustic Impedance (AI). Karakterisasi reservoar dilakukan dengan analisa crossplot Lambda-Rho dan Mu-Rho sebagai parameter yang paling sensitif dalam membedakan litologi. Karakterisasi fluida dilakukan dengan analisa crossplot menggunakan parameter Lambda-Rho serta menggunakan metoda FRM (Fluid Replacement Modeling) untuk membedakan minyak dengan air. Karakterisasi reservoar dan fluida tersebut dikontrol oleh pengukuran data core pada sumur terdekat yang telah dikorelasikan dengan kondisi geologi bawah permukaan lapangan Jura. Hasil penelitian yang diperoleh berupa peta penyebaran lateral dari reservoar dan minyak di lapangan Jura.

---

The study is focused on the distribution of sandstone reservoir DST-5 and DST-6 and the distribution of oil on Gumai Formation in Jura Field using rock physics modeling and AVO inversion. This work was performed since Acoustic Impedance (AI) can not differentiate the reservoir and non-reservoir rock. The reservoir characterization is analyzed by cross plotting Lambda-Rho and Mu-Rho as a sensitive parameters to differentiate lithology. In addition the fluid characterization is analyzed by cross plotting Lambda-Rho and also using Fluid Replacement Modeling (FRM) to differentiate between oil and water. Those analyses were controlled by core measurement on the adjacent well, which already correlated with sub-surface geological condition of Jura field. The result of this study is a reservoir and oil distribution in Jura field using Lambda-Mu-Rho as sensitive parameters to differentiate lithology and fluid."

"Analisa petrofisika bertujuan untuk mengidentifikasi reservoir minyak dan gas bumi melalui perhitungan parameter petrofisika. Hasil parameter petrofisika yang didapat merupakan nilai secara vertikal. Dengan penggabungan dengan data 3D seismik, maka akan didapat penyebaran nilai parameter petrofisika dalam bentuk volum seismik. Proses penyebaran nilai ini dapat dilakukan dengan menggunakan metode multiatribut seismik. Pada studi ini, perhitungan parameter petrofisika dilakukan dengan menggunakan software Interactive Petrophysics, dan metode multiatribut seismik dilakukan dengan menggunakan software Hampson Russell. Teknik integrasi ini diaplikasikan pada data 3D seismik yang berada dalam cakupan in-line 250 ? 320 dan x-line 270 ? 310. Data sumur yang digunakan sebanyak 8 buah. Secara lebih rinci, tujuan dari studi ini adalah menghitung nilai kejenuhan air, kandungan lempung, porositas, dan permeabilitas, yang merupakan parameter petrofisika, untuk diubah menjadi bentuk volum melalui metode multiatribut seismik.

---

Petrophysical analysis is intended to identify oil and gas reservoir by evaluation of petrophysical parameters. The result of these evaluation just describes the petrophysical parameters vertically. By combining with 3D seismic data set, it can be distributed through seismic volume. This process is carried out by using seismic multi attribute method. In this study, evaluation of petrophysical parameters is performed by Interactive Petrophysics Software, while the seismic multi attribute method is carried out by Hampson Russell Software. This combined method is applied to 3D seismic data, which consists of 70 in-line and 40 x-line. The well data set consists of 8 wells. The goal of this study is to evaluate water saturation, shale content, porosity, and permeability, and to transform the results to become the form of seismic volume. "

"Inversi Impedansi Akustik dan multi atribut merupakan bagian dari metode seismik yang digunakan dalam mengkarakterisasi reservoir. Melalui inversi impedansi akustik memberikan gambaran mengenai fluida dan litologi dari reservoir, multi atribut dapat mengkarakterisasi reservoir secara lebih baik, dan atribut variansi digunakan dalam mengidentifikasi keberadaan struktur geologi. Berdasarkan ketiga metode akan menghasilkan peta resolusi lateral yang baik sekaligus mengidentifikasi sebaran batuan yang ada serta pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas pada Lapangan "V”, Formasi Lower Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan Penelitian yaitu menentukan karakterisasi dari zona prospek pada batuan reservoir berdasarkan peta struktur geologi bawah permukaan dan peta impedansi akustik, menentukan distribusi porositas berdasarkan analisis multi-atribut, dan mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi berdasarkan atribut variansi. Hasil penelitian menunjukkan terdapat 3 patahan normal berorientasi timur laut – barat daya berperan menjadi hydrocarbon trap. Zona reservoir pada Sumur-A memiliki karakteristik impedansi akustik dengan rentang 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) sedangkan Sumur-B dengan rentang 9000 ((m/s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) dan gamma ray < 60 gAPI. Porositas pada lapangan “V” mengindikasikan porositas yang cukup baik hingga baik sebesar 17 – 20 % untuk Sumur-A dan 12 - 15 % untuk Sumur-B yang terdistribusi relatif berada di timur laut dan barat daya.

---

Acoustic impedance inversion and multi-attribute are part of seismic method used to characterize the reservoir. Through acoustic impedance inversion, provides an overview the fluid and lithology of reservoir, multi-attributes can better characterize reservoir, and variance attribute is used to identify presence of geological structures. Based on the three methods will produce a good lateral resolution map as well as identify the distribution of existing rocks and effect of faults on oil and gas exploration in the "V" Field, Lower Talang Akar Formation, South Sumatra Basin. The research objective is to determine the characterization of the prospect zone in reservoir rocks based on the map. subsurface geological structure and acoustic impedance map, determine the distribution of porosity based on multi-attribute analysis, and determine the effect of faults on exploration based on variance attributes. The results show that 3 normal faults oriented northeast – southwest act as hydrocarbon traps. Reservoir zone Well-A has characteristic acoustic impedance 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) while Well-B has 9000 ((m/cc) s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) and gamma ray < 60 gAPI. The porosity in “V” field indicates a fairly good porosity up to 17-20% for Well-A and 12-15% for Well-B which are distributed relatively in the northeast and southwest."

"ABSTRAKLapangan ?X? terletak di Cekungan Sumatera Selatan tepatnya pada Formasi Talang Akar. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini tersaturasi hidrokarbon berupa condensate dan minyak. Zona target berupa paket-paket reservoir karena sistem pengendapannya berada pada lingkungan delta. Inversi simultan akan menghasilkan impedansi P, impedansi S, dan densitas. Dengan menggunakan parameter Zp, Zs, dan densitas, dapat diketahui persebaran zona hidrokarbon secara lateral. Impedansi P sensitif terhadap identifikasi hidrokarbon dikarenakan mengandung komponen inkompresibilitas. Sementara parameter impedansi S digunakan untuk identifikasi litologi karena mengandung komponen rigiditas yang sensitif terhadap matriks batuan. Untuk mengontrol inversi seismik, digunakan informasi dari log sumur. Analisis krosplot dari parameter fisis sumur dilakukan guna mengetahui anomali persebaran data. Anomali ini biasanya menandakan zona hidrokarbon. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa persebaran litologi dan zona hidrokarbon teridentifikasi dengan cukup baik dengan parameter Zp, Zs dan densitas.

---

ABSTRACTField "X" is located in the South Sumatra Basin precisely in Talang Akar Formation. Have been identified earlier that the field is saturated by hydrocarbons in the form of condensate and oil. Target zone in the form are packets of reservoir because the deposition system on this field are in the delta environment.Simultaneous inversion will generate impedance P, S impedance, and density. By using the parameter Zp, Zs and density, hydrocarbon zone can be seen spread laterally. Impedance P sensitive to the identification of hydrocarbon-containing due components of incompresibility . While the S impedance parameter is used to identify lithology because it contains components of rigidity that are sensitive to matrix of rock. In addition, information from well logs are used to control the seismic inversion. Crossplot analysis of the physical parameters of the wells was conducted to determine the distribution of data anomalies. This anomaly usually indicates a hydrocarbon zone.The results showed that the distribution of lithology and hydrocarbon zones identified quite well with Zp, Zs, and density."

"Terdapat beberapa cara untuk mengkarakterisasi reservoar hidrokarbon khususnya minyak dan gas. Pada umumnya metode impedansi akustik yang digunakan untuk mengenali adanya perubahan perlapisan batuan reservoar seperti batu pasir, lempung, dan karbonat. Dalam studi ini, pemodelan impedansi akustik telah dilakukan untuk menghasilkan gambaran lapisan batuan yang lebih mudah diinterpretasikan dalam memetakan keadaan bawah permukaan, khususnya mengkarakterisasi reservoar dalam daerah penelitian lapangan Texaco 3D. Pemodelan ini menggunakan metode inversi colored yang dihasilkan dengan menginversi data seismik menjadi nilai impedansi akustik. Nilai ini didapat dengan penurunan data sumur sebagai kontrol dan mengunakan data sumur tersebut untuk mengubah data volume seismik menjadi volume impedansi akustik. Metode yang dilakukan juga digunakan untuk memetakan distribusi porositas dalam reservoar target. Penelitian ini menghasilkan gambaran model impedansi akustik dan porositas pada era miosen, sehingga dapat mengkarakterisasi persebaran litologi pasir dari sand C sampai sand G dengan baik. Persebaran litologi tersebut berada di kedalaman sekitar 2350m-3500m dan nilai impedansi akustik sekitar 3600-4400 (gr/cc)*(m/s) dan nilai porositas total sekitar 30%-40%.

---

There are many technique to characterize hydrocarbon reservoir especially oil and gas. Commonly, acoustic impedance method was used to recognize the change of properties reservoir rock layers such as sand, shale, and carbonate. In this study, acoustic impedance modeling has been done to produce image of rock layers lithology which is easier to be interpreted in mapping the condition subsurface, especially characterizing reservoir in research area of Texaco 3D field.

This Modeling uses colored inversion method which is made by inverting seismic data into acoustic impedance value. The value resulted is obtained by deriving the data from well as control and using it to change seismic volume data into acoustic impedance volume. The method is also used for mapping porosity distribution in the targeted reservoir.

This research produce acoustic impedance image and porosity model during Miocene era. Thus, it can characterize lithological sand distribution of Sand C to Sand G properly. The lithological sand distribution is at the depth of about 2350-3500m and the acoustic impedance value of about 3600(gr/cc)*(m/s)-4400(gr/cc)*(m/s) and total porosity about 30-40%."

"Lapangan KX di Cekungan Tarakan Kalimantan Utara memiliki potensi untuk dikembangkan sebagai lapangan gas. Melalui hasil pemboran sumur KX-1 , zona reservoar pada Lapangan KX adalah reservoar batupasir delta. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan karakter reservoar delta dan mendukung dalam pengambilan keputusan pengembangan lapangan.Pada lingkungan reservoar batupasir delta, karakter lingkungan pengendapan yang memiliki banyak variasi adalah sebuah tantangan dalam pengembangan lapangan. Kualitas dan distribusi reservoar batupasir tidak merata pada lingkungan delta. Dengan metode seismik inversi impedansi akustik dan seismik atribut tras komplek , penentuan karakter dari reservoar delta Formasi Tarakan telah berhasil dilakukan. Metode seismik atribut tras komplek dapat menentukan penyebaran batupasir Formasi Tarakan melalui perbedaan frekuensi sesaat. Seismik atribut fase sesaat dan inversi impedansi akustik mampu menggambarkan lingkungan pengendapan saat reservoar Formasi Tarakan diendapkan. Dengan interpretasi penyebaran batupasir dalam frekuensi sesaat dan rekonstruksi lingkungan pengendapan maka dapat ditentukan zona reservoar batupasir Formasi Tarakan yang memiliki kualitas baik dan zona non reservoar. Metode seismik atribut tras komplek dan inversi impedansi akustik dapat menentukan arah pengembangan lapangan KX dengan menggabungkan antara interpretasi geologi delta, interpretasi seismik atribut tras komplek dan inversi impedansi akustik. Dengan penentuan kualitas reservoar batupasir Formasi Tarakan yang memililki nilai 4300-5800 (m/s*g/cm3) dan porositas 20-30% diinterpretasikan sebagai reservoar gas yang layak dikembangkan. Nilai cadangan dari struktur DFY ini mencapai 156.21 BCF.

---

KX field in North Borneo Tarakan Basin has the potential to be developed as a gas field. Through the KX-1 well drilling, reservoir zones in the Field KX is a delta sandstone reservoir. This study aims to get the character of reservoir delta and support in decision making field development.In the delta sandstone reservoir environment, which has many variety of depositional enviromnent , is a challenge in the development field. The quality and distribution of reservoir sandstones is uneven in delta environment. With the method of seismic acoustic impedance inversion and complex trace seismic attribute, determining the character of reservoir delta of Tarakan Formation has been successfully carried out.The sandstone reservoir distribution of Tarakan Formation has been deliniated in lateral extent with acoustic impedance interpretation. Depostional environment of sandstone reservoir of Tarakan Formation has been reconstructed by interpretation of complex trace attributes.The integrated interpretation of the instantaneous frequency and the reconstruction of depositional environment can then be determined for sandstone reservoir Tarakan Formation zones that have good quality and separated non-reservoir zones.The direction of development in KX field has been carried out with the integrated interpretation of acoustic impedance inversion and complex trace attributes. Reservoir sandstones that have good quality range in 4300-5800 (m/s*g/cm3) and porosity 20-30%. The initial gas in place reserves are estimated worth 156.21 BCF. "