Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 63468 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Syahrul Yanuar
Pemodelan sifat fisik batuan berdasarkan kerangka struktur 3D dikonstrain seismik atribute aI : studi kasus lapangan "N" = Modelling physical properties of the rocks based #D structure framework constraints seismic attributes AI : case study field "N"
"Pemodelan sifat fisik batuan yang telah dilakukan dengan menggunakan data seismik, data sumur dan atribut seismik untuk mempelajari penyebaran kualitas reservoir pada daerah laut dangkal Natuna di lapangan N. Pemodelan dimulai dengan menentukan batasan vertikal reservoir dengan membagi litologi sand dan shale kedalam bentuk diskrit. Konstrain antara data litologi dengan atribut seismik ditentukan oleh koefisien dan probabilitas kemunculan pendekatan nilai. Pemodelan sebaran litologi berdasarkan variogram dengan statistik dan analisis atribut impedansi akustik.
Hasil pemodelan sifat fisik batuan pada tiap sumur dijadikan acuan untuk menentukan kualitas reservoir di suatu titik. Penyebaran model petrofisika diprediksi dengan menggunakan Sequential Gausian Simulation. Jumlah sumur yang terbatas pada lapangan ini menjadi isu penting yang menyebabkan variogram kurang berperan dalam analisis data sehingga penyebaran model petrofisika lebih ditekankan dari analisis pengendapan reservoir.
Hasil distribusi facies pada formasi Upper Arang terutama pada lapisan AA-20 dan AA-40 dominan berada pada daerah antiklin disekitar sumur dan perkembangan reservoir lebih ke arah barat. Pemodelan facies digunakan sebagai panduan dan kontrol untuk mendistribusikan properti reservoir dalam model geologi 3D yang ditampilkan dalam peta distribusi reservoir yang berupa penyebaran porositas, saturasi air dan Net to Gross.
Physical properties modeling of rocks that have been done using seismic data, well data and seismic attributes to study the distribution of reservoir quality in shallow marine areas of the field N. Modeling begins by determining the vertical border of the reservoir with sand and shale lithology, which is divided into discrete form. Constraints between data lithology and seismic attribute determined by the coefficients and probability of occurrence value. Lithological distribution is based on variogram modeling with statistics and analysis of acoustic impedance attribute.
The results of the physical properties modeling of rocks in each of the wells is used as a reference for determining the quality of the reservoir at a point. The distribution of petrophysical model is predicted using Gausian Sequential Simulation. Limited number of wells in this field becomes an important issue that causes less variogram plays a role in data analysis so that the distribution of petrophysical models emphasized more than the analysis of reservoir sedimentation.
The results of facies distribution in Upper Arang formation mainly in the lining of AA and AA-20-40 dominant anticline located on the area around the well and reservoir development further to the west. Facies modeling is used as a guide and control to distribute the reservoir properties in a 3D geological model shown in the map of the spread of the distribution of reservoir porosity, water saturation and Net to Gross."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2011
T29851
UI - Tesis Open  Universitas Indonesia Library
cover
Argo Wuryanto
Pemodelan geologi lapangan-A dikaliberasikan dengan data Avo-cubes dan atribut seismik studi kasus : reservoir AA-3S = 3d geomodel in A field calibrated with avo cubes and seismic attributes : case study reservoir AA-3S
"Lapangan-A merupakan lapangan minyak dan gas yang sudah diproduksi sejak tahun 1975. Selama ini, untuk melakukan perhitungan cadangan dan penempatan lokasi sumur yang baru, bertumpu pada model geologi yang merupakan model 3-dimensi, dengan sumber data dari data sumur dan beberapa penampang seismik 2-dimensi. Setelah kurang lebih 40 tahun berproduksi, dengan recovery factor dari minyak yang sudah diproduksi mencapai ~50%, perlu dilakukan terobosan-terobosan untuk meningkatkan dan meninjau recovery factor dengan jalan menemukan zona-zona minyak yang selama ini masih belum terproduksi secara optimal, baik disebabkan adanya kompartemenisasi akibat pensesaran atau perangkap stratigrafi yaitu lateral discontinuity akibat perbedaan facies. Untuk memetakan zona-zona dengan dengan kondisi pengurasan yang kurang optimal, dilakukan akuisisi seismik 3D pada akhir tahun 2011, dengan harapan dapat digunakan untuk membantu dalam prediksi penyebaran facies secara lateral dan juga memetakan hidrokarbon yang tersisa. Untuk memetakan distribusi hidrokarbon yang tersisa, dibangun ulang model 3-dimensi dengan mengintegrasikan data seismik, data geologi dan data produksi. Data seismik terdiri dari hasil interpretasi struktur geologi, atribut seismik yang menunjukan penyebaran batupasir dan peta anomali hidrokarbon dari hasil perhitungan AVO cubes. Data geologi berupa data tekanan dan kontak fluida dari sumur pengeboran, sedangkan data produksi yaitu kumulatif produksi hidrokarbon yang digunakan untuk memvalidasi interpretasi facies dan peta anomali. Dengan mengintegrasikan data geologi dan geofisika yang ada, diketahui terdapat beberapa beberapa area anomali hidrokarbon. Namun, di area selatan tingkat penurunan tekanan reservoirnya lebih kecil, sehingga dapat disimpulkan bahwa di area selatan masih terdapat prospek hidrokarbon yang belum terproduksi secara optimal.
The A Field is oil and gas field that has already been produced since 1975. The existing model that is used to calculate the initial and actual reserves was based only on well data and some 2-D seismic lines. Having been massively produced for almost 40 years, the recovery factor for oil has been reach ~50%, indeed new methodology was required to improve the recovery factor. Improvement of the recovery factor might still be possible since there are several faults which can compartementalize the reserves and also some lateral barier due to different geological facies. New 3D seismic acquisition was completed in the end of 2011 and intended to identify the remaining hydrocarbon accumulation in the field. 3D geomodel that integrating both new structural interpretation and facies inputs from both seismic and well data was built. AVO cubes which are calculated based on pre-stacked data is used to identify and calibrating the remaining hidrocarbon especially in the un-calibrated area. Dynamic data from the well, which are pressure, contact levels and production history were used to justify the geological interpretation. By integrating both geological and geophysical data, and has been proved from pressure data, there is less pressure depletion in the southern area. Based on the data, it can be be used to locate the remaining potential hydrocarbon which is in the southern part of the study area."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2015
T44242
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Andi Fadly
Aplikasi atribut seismik dan sifat fisik batuan untuk pemodelan reservoar a pada formasi ledok di lapangan x blok cepu = applied seismic attributes and rock property for modeling reservoir a at ledok formation in field x block CEPU
"[ABSTRAK
Aplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar A
Formasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untuk
mengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms),
sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebut
memperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagai
reservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoar
A yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalam
menyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanya
faktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik,
model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraan
sedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan X
dikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat dari
tidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atribut
seismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untuk
mengembangkan lapangan gas X.
ABTRACT
Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to
model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used
to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),
sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly
shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth
trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very
good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The
existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic
attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),
moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases
in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from
the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and
reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to
model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used
to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),
sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly
shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth
trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very
good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The
existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic
attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),
moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases
in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from
the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and
reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to
model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used
to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),
sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly
shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth
trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very
good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The
existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic
attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),
moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases
in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from
the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and
reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X., Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to
model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used
to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),
sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly
shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouth
trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very
good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The
existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic
attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),
moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases
in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from
the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and
reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.]"
Jakarta: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam, 2014
T43257
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Andi Fadly
Aplikasi Atribut Seismik Dan Sifat Fisik Batuan Untuk Pemodelan Reservoar A Pada Formasi Ledok Di Lapangan X Blok Cepu = Applied Seismic Attributes and Rock Property for Modeling Reservoir A At Ledok Formation In Field "X" Block Cepu
"Aplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar A Formasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untuk mengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms), sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebut memperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagai reservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoar A yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalam menyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanya faktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik, model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraan sedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan X dikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat dari tidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atribut seismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untuk mengembangkan lapangan gas X.
Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of north-south trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2014
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Adhinda Maharani
Pengaruh mineral lempung terhadap respon seismik avo berdasarkan pemodelan fisika batuan di lapangan d , formasi Balikpapan, Cekungan Kutai = Clay mineral effect on avo seismic response based on rock physics modeling in d field Balikpapan formation Kutai Basin
"Analisis fisika batuan adalah salah satu komponen kunci dalam eksplorasi, pengembangan, dan produksi hidrokarbon yang menyediakan hubungan antara parameter reservoar geologi dan sifat seismik. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis bagaimana pengaruh kandungan mineral lempung terhadap respon seismik AVO pada reservoar batupasir berdasarkan persamaan Gassmann di pemodelan fisika batuan. Metode yang dilakukan dalam penelitian ini adalah pemodelan fisika batuan dari dua data sumur X-19 dan X-15 di Lapangan 'D', Formasi Balikpapan, Cekungan Kutai. Pemodelan yang dilakukan baik pada sumur X-15 dan X-19, hanya dilakukan pada dua zona perwakilan. Zona A dan C untuk sumur X-15 serta zona K dan Q untuk sumur X-19. Proses pemodelan fisika batuan terdiri dari pemodelan mineral, fluida, serta kerangka batuan. Ketiganya dengan persamaan Gassmann akan digunakan untuk menghitung nilai pemodelan Vp, Vs, dan rb. Impedansi akustik dan impedansi elastik kemudian dihitung untuk mendapatkan nilai R q dari pendekatan Zoeppritz, dengan menggunakan persamaan Shuey.
Sebagai kesimpulan, penelitian ini menunjukkan bahwa pengaruh yang paling terlihat dalam pemodelan adalah pada sumur X-19 di zona Q unsur mineral lempung adalah Smectite dan sumur X-15 di zona C unsur mineral lempung adalah Illite. Baik zona Q dan C terindikasi tersaturasi oleh gas. Smectite yang memiliki nilai modulus onggok dan rigiditas paling rendah diantara tipe lempung lainnya, mampu memperlambat kecepatan yang menjalar pada zona Q. Illlite yang memiliki nilai modulus onggok dan rigiditas yang lebih tinggi bila dibandingkan dengan Kuarsa, mampu mempercepat kecepatan yang menjalar pada zona A. Dan untuk nilai rb pemodelan di kedua zona Q dan C, menjadi lebih kecil bila dibandingkan dengan data riil.
Rock physics analysis is one of the key components in the exploration, development, and production of hydrocarbons that provide a link between geological reservoir parameters and seismic properties. The purpose of this study was to analyze the effect of clay mineral content on AVO seismic response on sandstone reservoir based on Gassmann equation in rock physics modeling. The method used in this research was rock physics modeling of two well data X 19 and X 15 in D Field, Balikpapan Formation, Kutai Basin. Modeling performed both on wells X 15 and X 19, was done on two representative zones. Zone A and C for well X 15 and zone K and Q for well X 19. The process of rock physics modeling consists of mineral, fluid, and modeling. All those three will be assembled with Gassmann equation to calculate the modeling of Vp, Vs, and rb. The acoustic impedance and shear impedance were then calculated to obtain the value of R q from Zoeppritz approximation, using the Shuey equation.
The most visible influence showed in modeling on well X 19, zone Q clay mineral element is Smectite and well X 15 in zone C clay mineral element is Illite. Both zone Q and C were indicated saturated by gas. Smectite which has the lowest bulk modulus and rigidity value of the other clay type, capable of slowing the velocity on zone Q. Illlite which has bulk modulus and rigidity value compared by Quartz, able to accelerate the velocity that propagates in zone A. And the value of rb modeling in both zones Q and C, becomes smaller when compared with real data."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2017
T48093
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Muhammad Ihsan Alamsyah
Identifikasi struktur geologi menggunakan atribut seismik pada data Pseudo 3D di Daerah Lapangan 'I' = Identification of geological structures using seismic attributes with Pseudo 3D Data in Field Area 'I'
"Indonesia diampit dengan tiga lempeng Eurasia, Pasifik, dan Indo-Australia. Berdasarkan teori tektonik lempeng, pergerakan lempeng disebabkan oleh adanya dorongan dari arus konveksi mantel. Teori tersebut menyebabkan Indonesia mempunyai struktur-struktur geologi yang kompleks. Studi geologi struktur perlu dilakukan untuk mengetahui keadaan bawah permukaan. Mencari struktur sulit dilakukan maka dari itu, dibutuhkan metode yang tepat dalam memetakan keberadaan struktur geologi. Metode tersebut adalah atribut seismik. Penelitian ini memakai data seismik 2D sebanyak 11 lintasan. Seismik 2D dapat dimodifikasi menjadi seismik volume menggunakan Pseudo 3D sehingga dapat dilakukan atribut seismik dalam mencari struktur geologi. Metode atribut seismik yang tepat dalam memetakan struktur geologi yaitu atribut seismik curvature, coherence, dan variance. Selanjutnya, menentukan atribut terbaik dalam memetakan struktur geologi yaitu variance dan membuat surface horizon map untuk mengetahui ketinggian secara lateral. Selanjutnya, melakukan intrepretasi secara manual dengan bantuan atribut seismik variance dan menganalisis orientasi arah major fault dan gaya utama. Dengan didapat orientasi major fault Timur Laut – Barat Daya dan gaya utama berasal dari Utara – Selatan mendorong ke tengah. Selain itu, dilihat spektrum frekuensi setelah dan sebelum dilakukan Pseudo 3D untuk melihat pengaruh Pseudo 3D terhadap data seismik. Dengan hasil yang dikeluarkan berbeda frekuensi setelah dan sebelum Pseudo 3D sehingga proses Pseudo 3D mempengaruhi kualitas data seismik.
Indonesia is flanked by three plates Eurasia, Pacific, and Indo-Australian. Based on plate tectonic theory, plate movement is caused by nudge from mantle convection current. This theory causes Indonesia to have complex geological structures. Structural Geological studies to be done to determine the sub-surface state. Finding geological structures is difficult, therfore, it takes the right method in mapping the existence of geological structures. The method is a seismic attribute. This study used 11 lines 2D seismic. 2D seismic data can be modified into seismic volumes using Pseudo 3D so that seismic attributes can be performed in search of geological structures. Precise seismic attribute methods in mapping geological structures are curvature, coherence, and variance seismic attributes. Furthermore, determine the best attributes in mapping geological structures namely variance and create a surface horizon map to know the altitude laterally. Next, perform the interpretation manually, with the help of variance seismic attribute and then analyze the orientation of major fault direction and main force. With the orientation of the major fault Northeast – Southwest and main force originating from North – South pushes to the center. In addition, look at the frequency spectrum before and after Pseudo 3D is performed to see the influence of Pseudo 3D on seismic data. With the results issued different frequencies before and after Pseudo 3D so that the Pseudo 3D procces affects the quality of seismic data."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2020
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Ng Bei Berger
Aplikasi atribut seismik dalam penentuan struktur dan analisa lithofasies untuk pemodelan reservoar dan perhitungan cadangan sebagai evaluasi lapangan gulf of Mexico = Application of seismic attributes in determining the structure and lthofacies analysis for reservoir modeling and calculation of reserves as a field evaluation of gulf of Mexico
"Cekungan Teluk Meksiko (GOM) merupakan salah satu mega area penghasil hidrokarbon di dunia yang telah dieksplorasi dan diproduksi selama lebih dari 100 tahun. Salah satu tahapan penting setelah eksplorasi lapangan adalah melakukan evaluasi atau penilaian untuk pengembangan lapangan sebagai takaran seberapa besar akumulasi hidrokarbon yang dapat diambil.
Pada penelitian kali ini akan dibangun model geologi berdasarkan data seismik dan data sumur yang dapat menggambarkan distribusi dan geometri model fasies untuk setiap lingkungan pengendapan dalam suatu kerangka struktur 3D serta properti petrofisika pada distribusi reservoar dalam setiap model lapisan. Pemodelan reservoar tersebut didasarkan oleh hasil interpretasi dan analisa dari integrasi visualisasi beberapa attribut seismik yang berkorelasi terhadap penentuan struktur patahan maupun penentuan lithologi fasies serta distribusi parameter petrofisik yang memungkinkan.
Hasil perhitungan volumetrik dari evaluasi lapangan ini dapat dijadikan referensi untuk menghasilkan rekomendasi maupun optimalisasi nilai keekonomian dari cadangan gas lapangan Gulf of Mexico.
Gulf of Mexico Basin (GOM) is one of the mega-producing areas of hydrocarbon in the world that have been explored and produced for over 100 years. One of important step after exploration of the field is to conduct an evaluation or appraisal for field development as a measure of how large an accumulation of hydrocarbons that can be taken.
This study is to construct the geological model based on seismic data and well data that can describe the distribution and geometry of facies models for each deposition environment in a 3D structural framework and also the reservoir petrophysical properties distribution for each layer model. Reservoir modeling is based on the results of interpretation and analysis from the integration of visualization of some seismic attributes which are correlated to the structural identification, distribution of lithofacies, and distribution of possible petrophysical properties.
Results of volumetric calculations from this field evaluation can be used as a reference in providing recommendations and optimizing economic value of gas reserves (GIIP) in the Gulf of Mexico field."
Jakarta: Program Pascasarjana Universitas Indonesia, 2011
T31300
UI - Tesis Open  Universitas Indonesia Library
cover
Muhamad Nanda Pradipta
Pemodelan litofasies berdasarkan hasil inversi seismik 3D pada lapangan "X" cekungan Kutai = Facies modeling constrained by seismic inversion "X" field kutai basin
"Studi pengembangan studi tentang reservoar hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui karakteristik reservoar, yang nantinya dapat digunakan untuk beberapa hal, salah satunya untuk memperhitungkan cadangan hidrokarbon dari suatu area penghasil migas. Berdasar pada informasi yang didapat, baik data geologi setempat, data survey seismik, data sumur pemboran, dan beberapa parameter lainnya yang kemudian dapat menjadi satu kesatuan untuk mengetahui karakteristik dari suatu reservoar.
Pada studi telah dilakukan pemodelan litofasies yang di konstrain dengan hasil inversi impedansi akustik pada lapangan "X" Cekungan Kutai. Hasil analisis sensitivitas menunjukan batupasir memiliki nilai impedansi akustik 4500-6500 (m/s)*(g/cc). Pemodelan litofasies dilakukan dengan memasukan hasil inversi impedansi akustik didapatkan hasil persebaran batupasir pada arah barat-timur dari area penelitian.
Development study of hydrocarbon reservoar is study to understand the characteristic of reservoar, that will be used for several purposes. One of the aspects is to calculate the hydrocarbon reserve from oil and gas field. By Integrations among information from geological data, seismic survey, wellbore data and other parameter we can get the characteristic from reservoar.
Lithofacies modeling constrained by seismic inversion has been done on "X" field, Kutai Basin. Sensitivity analysis shows that sandstone has acoustic impedance value 4500-6500 (m/s)*(g/cc). Lithofacies modeling constrained by seismic inversion shows sandstone distribution to the west-east."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2015
T44402
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Yulianto
Pemetaan fasies berdasarkan atribut seismik, inversi seismik dan evaluasi formasi pada formasi patchawarra, Lapangan Merrimelia Australia = Facies mapping based on seismic attributes seismic inversion and formation evaluation on Patchawarra formation Merrimelia field Australia
"Formasi Patchawarra terdapat pada Cekungan Cooper, Australia, merupakan salah satu formasi yang memiliki reservoir untuk gas dan minyak. Pertimbangan dilakukannya penelitian dalam formasi ini adanya data yang memberikan petunjuk mengenai keberadaan reservoir, khususnya batupasir untuk didapatkan pemodelan fasies untuk batupasir itu sendiri.
Proses yang dilakukan dalam tahapan penelitian dimulai dengan evaluasi formasi secara vertikal dengan datadata sumur bor, yang kemudian di hubungkan dengan data lateral berupa atribut seismik, dalam hal ini digunakan 4 atribut, yaitu, RMS Amplitude, Relative Acoustic Impedance, Thin Bed Indicator, Instantaneous Frequency, yang masing masing memiliki karakteristik dan fungsi masing masing.
Inversi seismik dilakukan untuk memberi pengamatan lebih detil mengenai penyebaran (kemenerusan horison) dan membandingkan nilai impedansi reservoir data sumur dengan data seismik secara lateral. Selain itu evaluasi formasi dilakukan untuk mendapatkan nilai properties bawah permukaan yang nantinya digunakan juga dalam pemodelan.
Kesimpulan yang didapat dari hasil penelitian ini, Reservoir yang menjadi target penelitian ini memiliki lingkungan pengendapan yaitu fluvial dengan tipe sungai meandering, sedangkan bagian lain yang memiliki kandungan batubara yang cukup tebal merupakan back swamp bagian dari sistem fluvial yaitu meandering. Jadi Fungsi seismik atribut, inversi seismik, dan dikombinasikan dengan evaluasi formasi, dapat dipakai sebagai dasar dalam pemodelan fasies dan properties.
Patchawarra formation is part of Cooper Basin, Australia, is one that has a reservoir for gas and oil. Consideration of doing research in this formation for the data that give clues about the presence of the reservoir, particularly sandstones to be obtained for facies modeling itself.
Processes are carried out in the research stage begins with the formation of vertically evaluation with drill wells data, which are then connected with the data in the form of lateral seismic attributes, in this case using four attributes, RMS amplitude, Relative Acoustic Impedance, Thin Bed Indicator, Instantaneous Frequency, which each have their own characteristics and functions.
Seismic inversion is done to provide more detailed observations about the spread (continuity of the horizon) and comparing the impedance values reservoir the well data with seismic data laterally. Besides formation evaluation done to get the value of properties below the surface that will be used also in modeling.
The conclusion of this study, reservoir target of this research has fluvial depositional environment is the type of meandering rivers, while other parts have a fairly thick coal deposits is back swamp is part of a meandering fluvial system. So the function of seismic attributes, seismic inversion, and combined with the formation evaluation, can be used as a basis for facies modeling and properties."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2015
T44691
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Marpaung, Rasdianto
Pemodelan geostatik reservoar berdasarkan seismik PSDM 3D; studi kasus reservoar CD karbonat, formasi ngimbang di lapangan "Bravo Tango", Cekungan Jawa Timur = Geostatic reservoir modeling with 3D PSDM : case study cd carbonates reservoir of ngimbang formation at "Bravo Tango" field East Java Basin
"[ABSTRAK
Lapangan “Bravo Tango” merupakan salah satu lapangan eksplorasi yang telah terbukti keberadaan hidrokarbonnya melalui pengeboran sumur eksplorasi yaitu Siera-1 dan sumur delineasinya yaitu Siera-2. Adapun target reservoarnya adalah reservoar CD Carbonates yang tersusun atas batugamping dengan sisipan shale dari formasi Ngimbang yang berumur Eo-Oligosen. Pada daerah penelitian, CD Carbonates dapat dibagi atas 6 zona yaitu zona-A sampai dengan zona-F dengan ketebalan reservoar berkisar hanya 5-20 meter.
Dalam pemodelan geometri reservoar, fasies diklasifikasikan berdasarkan rock typing (RT) dan secara lateral dilakukan pemodelan fasies pengendapan (depo-fasies). Dari pengamatan core dan log diketahui bahwa pengendapan dari arah Utara yaitu lingkungan swampy inner platform interior dicirikan oleh kehadiran batubara dan semakin ke arah Tenggara menunjukkan lingkungan laut yang lebih dalam dan semakin jauh lagi ke depannya diinterpretasikan sebagai lingkungan basinal.
Properti reservoar yaitu porositas (PHIT) dipopulasikan di dalam geomodel dengan menggunakan hasil analisis seismik multiatribut. Dari penyebaran porositas diketahui bahwa di Utara penelitian memiliki porositas yang lebih baik dibandingkan dengan sebelah Tenggara.
Kontribusi volum hidrokarbon berasal dari zona-A, zona-C dan zona-F dan diperlukan analisis lebih lanjut yaitu analisis uncertainty untuk mengurangi resiko dalam proses pengembangan lapangan nantinya.
ABSTRACT
“Bravo Tango” field is one of proven exploration field by drilling one exploration well, Siera-1 and its delineation Siera-2. Reservoir target is CD Carbonates that consist of limestone intercalated with shale from Ngimbang formation aged Eo-Oligocene. On this field, CD Carbonates can be divided into 6 zones: zone-A down to zone-F within 5-20m range of thickness.
In geometry reservoir modeling, facies can be classified based on rock typing (RT) and laterally depositional facies modeling (depo facies) has been created. From core and log analysis can be interpretated that sedimentation from North which is swampy inner platform interior environment characterized by coal present and further to the NE part indicate deeper marine environment and far away in front of this area interpretated as basin.
One of reservoir property which is porosity (PHIT) populated within geomodel use seismic multiattribute analysis. From spread of porosity population identified that Nothern part of this field has better porosity compare to SE part.
Hidrocarbon volume contribution is come from zone-A, zone-C and zone-F and it is needed futher analysis such as uncertainty analysis to reduce risk during development process in the near future, “Bravo Tango” field is one of proven exploration field by drilling one exploration well, Siera-1 and its delineation Siera-2. Reservoir target is CD Carbonates that consist of limestone intercalated with shale from Ngimbang formation aged Eo-Oligocene. On this field, CD Carbonates can be divided into 6 zones: zone-A down to zone-F within 5-20m range of thickness.
In geometry reservoir modeling, facies can be classified based on rock typing (RT) and laterally depositional facies modeling (depo facies) has been created. From core and log analysis can be interpretated that sedimentation from North which is swampy inner platform interior environment characterized by coal present and further to the NE part indicate deeper marine environment and far away in front of this area interpretated as basin.
One of reservoir property which is porosity (PHIT) populated within geomodel use seismic multiattribute analysis. From spread of porosity population identified that Nothern part of this field has better porosity compare to SE part.
Hidrocarbon volume contribution is come from zone-A, zone-C and zone-F and it is needed futher analysis such as uncertainty analysis to reduce risk during development process in the near future]"
2015
T44079
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>