Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Integrasi data seismik dan data sumur sangat berguna untuk rnelakukan proses karakterisasi reservoar. Kedua data tersebut digunakan pada proses seisrnik inversi untuk mentransforrnasikan data seisrnik menjadi data impedansi akustik. Data impedansi akustik menunjukan sifat tisis dari batuan yang langsung merepresentasikan litologi dari batuan. Pada penelitian ini digunakan metode inversi Constrained Sparse Spike (CSSI) pada lapangan "X" Cekungan Natuna Barat. Hasil yang didapatkan berhasil rnenunjukan daerah impedansi rendah (2500-550 gr/co"?m/S) pada daerah reservoar dengan nilai porositas berkisar antara 0.22-0.32. Analisis terintegrasi dengan menggunakan hasil invemi dan estimasi porositas menunjukan bahwa zona persebaran reservoar terkonsentrasi pada sekitar sumur yang ada dan mengarah ke bagian selatan."

"Kabupaten Natuna merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Lapangan “X” merupakan lapangan yang terletak di Cekungan Natuna Barat dan potensi pada lapangan tersebut perlu terus dilakukan evaluasi dan optimalisasi produksi guna memenuhi kebutuhan energi dalam negeri di masa yang akan datang. Metode seismik refleksi merupakan salah satu metode geofisika yang seringkali digunakan untuk melakukan eksplorasi dan pengembangan hidrokarbon. Pada penelitian ini digunakan metode inversi impedansi akustik dan analisis atribut seismik untuk melakukan identifikasi distribusi reservoir pada daerah penelitian. Penelitian dilakukan pada zona target yang terletak di Formasi Upper Gabus, dimana Formasi Upper Gabus dapat dikatakan sebagai reservoir rock yang cukup baik karena memiliki sifat porositas yang baik. Berdasarkan analisis atribut seismik variance, dapat diinterpretasikan keberadaan sesar normal dengan orientasi NW – SE dan sesar naik dengan orientasi SW – NE yang berpotensi sebagai trap struktural pada Lapangan X. Berdasarkan peta atribut amplitudo RMS dan atribut envelope pada zona target, zona prospek reservoir berasosiasi dengan nilai amplitudo RMS tinggi yang berada pada rentang 7000 - 9500 mm/s dan nilai envelope tinggi yang berada pada rentang 8500 – 14000 mm/s. Berdasarkan peta atribut spectral decomposition dan atribut amplitudo RMS, dapat digambarkan pola lingkungan pengendapan yang diasumsikan arah sedimentasi berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE) dengan sistem pengendapan berupa fluvial channel. Pada penelitian ini didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batupasir pada Lapangan X berkisar antara 17.000 hingga 23.000 (ft/s)*(g/cc) dan dapat diperkirakan tren persebaran berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE). Berdasarkan penelitian ini, persebaran zona prospek reservoir terletak pada daerah tinggian dalam domain waktu yang berkisar antara -1300 hingga -1200 ms, dimana daerah tinggian tersebut diasumsikan berasosiasi dengan keberadaan antiklin.

---

Natuna Regency is one of the largest oil and gas producing regions in Indonesia. Field "X" is a field located in the West Natuna Basin and the potential in this field needs to be continuously evaluated and optimized for production to fulfil energy needs in the future. The seismic reflection method is a geophysical method that is often used to explore and develop hydrocarbons. In this study, the acoustic impedance inversion method and seismic attribute analysis were used to identify the reservoir distribution in the study area. The research was conducted on the target zone which is located in the Upper Gabus Formation, where the Upper Gabus Formation can be said to be a fairly good reservoir rock because it has good porosity properties. Based on the analysis of variance attributes, it can be interpreted that there are normal faults with NW – SE orientation and reverse faults with SW – NE orientation that have the potential to act as structural traps in Field “X”. Based on the map of the RMS amplitude attribute and envelope attribute in the target zone, the reservoir prospect zone is associated with high RMS amplitude values in the range of 7000 - 9500 mm/s and high envelope values in the range of 8500 – 14000 mm/s. Based on the spectral decomposition attribute map and the RMS amplitude attribute, it can be described the pattern of depositional environment which can be assumed the direction of sedimentation originates from the southwest to the northeast (SW - NE) with a fluvial channel depositional system. In this study, the estimated acoustic impedance values of the sandstones in Field X ranged from 17,000 to 23,000 (ft/s)*(g/cc) and it can be estimated that the distribution trend originates from southwest to northeast (SW – NE). Based on this study, the distribution of the reservoir prospect zone located in the high areas in the time domain ranging from -1300 to -1200 ms, where the high areas are assumed to be associated with the presence of anticline."

"Inversi seismik konvensional yang menghasilkan penampang impedansi akustik kini terbatas dalam mengidentifikasi litologi. Telah dilakukan inversi prestack yakni simultaneous inversion yang mampu memprediksi tidak hanya parameter impedansi akustik, tetapi juga impedansi shear, dan densitas untuk mengatasi hal tersebut. Dengan memperoleh ketiga parameter tersebut, akan dapat diperoleh paramater lame berupa lamda-rho dan mu-rho yang lebih sensitif terhadap litologi dan fluida untuk mempertajam indentifikasi litologi maupun fluida reservoar. Inversi simultan, yang bertujuan mengkarakterisasi reservoar batupasir dan penyebaran gas ini, dilakukan pada kasus Lapangan ?C‟ yang terletak di Cekungan Natuna Barat. Inversi dilakukan pada data angle stack baik itu near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), dan far angle stack (25o-35o) dengan dua kontrol sumur yakni sumur CS-1 dan CSR-3. Inversi yang dilakukan juga meliputi analisis lambda-rho dan mu-rho yang diturunkan dari parameter impedansi akustik dan impedansi shear. Hasil yang diperoleh adalah penyebaran reservoar batupasir dapat diprediksi dengan menggunkan parameter impedansi shear dan mu-rho dengan cut off impedansi shear ± 3300 m/s*g/cc dan cut off mu-rho ± 11 GPa*g/cc sementara keberadaan gas dapat diprediksi dengan menggunakan parameter lambda-rho dan VpVs ratio dengan cut off lambda-rho ± 11 - 20 GPa*g/cc dan cut off VpVs ratio ± 1.8. Dengan demikian, reservoar batupasir dapat diperkirakan terletak di sekitar inversion anticline dengan pola pengendapan channel yang berada di sebelah tenggara daerah penelitian.

---

Conventional seismic inversion that produces cross-sectional acoustic impendance is limited in identifying lithology. Prestack inversion i.e.simultaneous inversion that is capable of predicting not only acoustic impedance parameter, but also the shear impedance and density has been applied to solve that problem. By obtaining these three parameters, we can get the parameters of lambda-rho and mu-rho that are more sensitive to lithology and fluid to sharpen the identification of lithology and fluid reservoir.

Simultaneous inversion, that aims to characterize the sandstone reservoir and the distribution of gas, done in the case of ?C‟ Field located in the West Natuna Basin. Inversion performed on the data near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), and far angle stack (25o-35o) with two control wells CS-1 and CSR-3. Inversion carried out also includes the analysis of lambda-rho and mu-rho derived from the acoustic impedance and shear impedance.

The obtained results are the distribution of sandstone reservoir can be predicted using the parameter of shear impedance and mu-rho with shear impedance cut off ± 3300 m/s*g/cc & mu-rho cut off ± 11 GPa*g/cc while the presence of gas can be predicted by using the parameter of lambda-rho and VpVs ratio with lambda-rho cut off ± 11 - 20 GPa*g/cc & VpVs ratio cut off ± 1.8. Thus, estimated sandstone reservoir is located around inversion anticline with the channel deposition in the southeast area of research."

"Inversi Seismik merupakan metoda untuk mendapatkan gambaran model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai data input utama dan data sumur sebagai kontrolnya. Hasil yang didapat dari metoda inversi adalah informasi yang terkandung di dalam lapisan batuan berupa impedansi (akustik atau elastik). Hasilnya berkorelasi secara kuantitatif terhadap parameter fisik pada reservoir yang terukur pada sumur, salah satunya adalah porositas. Maksud dari penelitian ini adalah bahwa penulis akan melakukan contoh pemodelan inversi AI pada reservoar di Lapangan IWR, sedangkan tujuannya adalah untuk mengestimasi porositas reservoar di daerah interest melalui pendekatan inversi seismik AI tersebut. Diharapkan nantinya dapat menentukan usulan sumur pemboran beserta justifikasinya dan memungkinkan untuk di eksplorasi lebih lanjut. Hasil penelitian yang diharapkan dari studi ini adalah bahwa penulis mampu mengintegrasikan data porositas dari beberapa sumur yang ada terhadap data seismik atribut dengan pemodelan inversi AI.

---

Seismic Inversion is a method to gain a subsurface geological model with seismic data as a main input and well log data as a controller. The result of this method is a brief description about lithological impedance (acoustic or elastic). This informations are quantitatively correlable with another physical parameter on reservoar, e.g. porosity.

The aims of this study is doing a seismic inversion AI modelling on Field IWR, and the goal is estimating the reservoir porosity at the interest zone with previous inversion result.

Finally we can propose some wells with its justifications and able for further explorations. Expectation of the study is author able to integrate the porosity data of many wells into seismic attribute data with seismic inversions AI, which it can be useful for estimating reservoir porosity at other zone."

"Karakterisasi reservoar seismik dari data seismik 3D dan data sumur telah diaplikasikan pada lapangan Gita seluas 60 km2 dengan target reservoar sandstone formasi Talang Akar Bawah. Blok Jabung, Cekungan Sumatra Selatan, Lapangan ini merupakan lapangan miny.ak yang berpoduksi sejak tahun 2005 dari Reservoar-A Masalah utama yang ada pada lapangan ini adalah distribusi coal yang cukup merata yang mempengaruhi reflektifitas seismik sehingga menunjukkan ambiguitas antara coal dan sandstone. Masalah utama ini dapat diatasi dengan studi seismik multiatribut dan atribut amplitude. Hasil dari analisis crossplot data sumur mengindikansikan bahwa coal dapat didefrensiasikan terhadap reservoar sandstone dengan menggunakan pseudo log Gamma Ray Index (GRJ) dalam batasan nilai tertentu. Pseudo log ini digunakan sebagai data masukan dalam proses multi~atribut dengan metode regresi linear untuk menghasilkan vo]um Gamma Ray Index. Distribusi lateral reservoar sandstone dari horizon Reservoar~A dihasilkan dari volum GRI dengan menggunakan atribut amplitude berupa amplitudo RMS, Nilai Ambang dan Total Amplitude Negatif, AtribuNll:r1but lni dapat digunakan untuk menggarnbarkan fitur geologi dari Reservoar-A pada lapangan Gita. Peta distribusi yang dihasilkan menunjukkan gambaran dari reservoar sandstone yang mewakili Reservoar-A dengan arah sebaran Barat Laut menuju Tenggara yang konsisten dengan data sumur. Hasil sebaran ini dibandingkan dengan hasil studi sebelumnya dan menunjukkan bahwa Gamma Ray Index berhasil mendiferensiasi coal dan dapat memetakan sebaran reservoar sandstone di lapangan Gita.

---

Seismic reservoir characterization of a 3D seismic and well data has been applied to 60 km2 of seismic over Lower Talang Akar Formation sand reservoirs in Gita Field of Jabung Block, South Sumatra Basin. The field has produced ail since first production in iate 2005 from the Reservoir-A. The main problem on this field is well distributed coal over and between sandstone reservoirs which affecting seismic reflectivity and shows the ambiguity between coals and sandstones.

The seismic multi-attribute and amplitude attribute study has been carried out to solve this problem. Results from cross plot analysis of well data indicate that the coals can be differentiating over and between the sandstone reservoirs by using pseudo log Gamma Ray Index (GRI) within certain cut-off value.

By using this pseudo Jog and generating multi-attribute analysis with linear regression. The Gamma Ray Index volume has been created. From this volume, the lateral distribution over Reservoir-A surface was created by using amplitude attribute of RMS Amplitude. Threshold and Sum of Negative Amplitude. These attributes can be used to delineate the Reservoir-A geological feature in Gita Field.

The distribution maps are showing the delineation of sandstone reservoirs of Reservoir-A with NW-SE direction which is consistent with well data. By comparing with the previous study, the result of latest study has been successfully used to differentiate cost and to define the sandstone reservoir distribution in Gita Field."

"Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur Penobscot B-41 dan Penobscot L-30, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 8128.50 hingga 9969 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 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. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.

---

Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation, which is useful for the characterization of reservoir rocks. Based on data well Penobscot B-41 and well Penobscot L-30, reservoir which will be studied is at a depth of 8128.50 feet to 9969 which is middle missisauga rock formations dominated by sandstone. Based on Petrophysical analysis, clay content ranged from 13% -36%, porosity ranged from 16% -23% and a water saturation ranged from 39% -53%. Petrophysical analysis can only able to provide information about the character of the reservoir vertically. Multi-attribute seismic analysis can overcome the lack of petrophysical analysis by providing information reservoir character horizontally . Within Multi- attribute seismic analysis, petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation on seismic volume can be obtained. Attributes that is used are sampled-based attributes and seismic inversion as external attributes. Neural network can improve correlation between predictive logs value with the actual logs value until it reaches 0.98. Results from the prediction log clay content, porosity and saturation will be distributed to the entire seismic volume to obtain the distribution parameters in the 3D volume."

"ABSTRAKWest Area berada di Coastal Plain Pekanbaru (CPP) terdiri dari beberapalapangan, yaitu Kasikan, Terantam, Giti, Osam, Berlian. Reservoar utama lapangan iniadalah Bekasap sand yang merupakan bagian dari Formasi Sihapas Group. Dari BekasapSand telah terproduksikan minyak sejak tahun 1974. Selain area menjadi pengembangan ,di West Area ini juga memiliki potensi eksplorasi. Secara geologi, penyebaran dariBekasap Sand merata di seluruh West Area. Daerah penelitian tidak memiliki data logShear Wave (Vs), sehingga diperlukan untuk membuat Vs synthetic. Denganmenggunakan perpaduan persamaan Castagna dan Biot Gassmann yang menggunakanFluid Replacement Modeling (FRM) akan di buat Vs synthetic yang nantinya akanmenjadi input pada proses AVO. Dengan menggunakan metoda Amplitude Versus Offset(AVO) yang didukung oleh data petrofisika diharapkan akan diperoleh model lapanganyang sudah terbukti memiliki reservoar minyak dan akan dijadikan sebagai acuan untukmencari kandidat sumur eksplorasi.

---

ABSTRACTWest Area that located in the Coastal Plain Pekanbaru (CPP) block, consists ofseveral oil fields, Kasikan, Terantam, Giti, Osam and Berlian field. The main reservoir ofthis field is Bekasap sand that is part of Sihapas Group. Bekasap sand reservoir hadproduced oil since 1974. Beside West area as of development oil field and also hasexploration potential. Geologically, Bekasap sand reservoir has a good distributionthroughout the West Area. Due to area of interest has no log data shear wave ( Vs), so itis necessary to make some synthetics. By combining from Castagna equation and BiotGassmann Equation using Fluid Replacement, the modeling will construct synthetic Vsas input for AVO. By using the method of Amplitude Versus Offset (AVO) thatsupported from petrophysisct data, it is expected to build a field models that shown oilreservoir and it will be used as reference to for searching exploration wells candidate."

"Perhitungan cadangan hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon. Untuk mendapatkan perkiraan jumlah cadangan dilakukan beberapa langkah, yang terutama adalah pemodelan reservoar. Pemodelan didasarkan pada data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, struktur waktu dan kedalaman yang kemudian digunakan untuk pemodelan fasies dan persebaran model properti dari porositas, saturasi air, dan juga net to gross. Setelah reservoar termodelkan, proses perhitungan cadangan dapat dilakukan, untuk minyak, Stock Tank Oil Initially in Place (STOIIP) dan untuk gas, Gas Initially In Place (GIIP). Dan untuk lapangan Boonsville didapatkan perkiraan cadangan jumlah hidrokarbon berdasarkan metode yang diaplikasikan pada karya tulis ini.

---

The calculation of hydrocarbon reserves is a study to predict the amount of oil and gas production from a producing hydrocarbon field. There are several steps to estimate the amount of the reserves, which mainly is the reservoir modeling. Modeling is based on seismic data and well data, where the results are geological marker, time and depth structure which is then used for facies modeling and properties model distribution of porosity, water saturation, and also the net to gross. After the reservoir has been modeled, reserve calculation process could be assigned, for oil, Stock Tank Oil Initially in Place (STOIIP) and for gas, Gas Initially In Place (GIIP). The approximately reserves of hydrocarbon in Boonsville field, has been obtained by the method that applied in this paper."

"Fase produksi sekunder Lapangan X telah dilaksanakan dalam 10 tahun terakhir untuk mempertahankan tekanan reservoir dan meningkatkan pemulihan minyak, namun pemulihan minyak hanya sebesar 20,9%. Untuk meningkatkan perolehan minyak, dimanfaatkan CO2 gas buang sebesar 507 ton/day dari hasil stripping CO2 removal gas plant sebagai sumber injeksi ke reservoir Lapangan X. Simulator Extended Black Oil digunakan untuk mengevaluasi kinerja injeksi CO2 sehingga didapat laju alir injeksi CO2 optimum sebesar 1000 MCFD dengan produksi minyak kumulatif sebesar 4,2 MMSTB dan penambahan recovery factor sebesar 9,65%. Diperlukan fasilitas tambahan diameter 6 inch x panjang 25.000 kaki pipa gas bawah laut, dan satu kompresor reciprocating 3-tahap untuk menekan gas CO2 dari 2 psig menjadi 600 psig dengan nilai keekonomian dari proyek ini yaitu IRR sebesar 24,99% dan NPV 207,8 juta US$ dengan Pay Back Periode selama 4 tahun.

---

The secondary production phase of Field X has been carried out in the last 10 years to maintain reservoir pressure and improve oil recovery, but oil recovery only 20,9%. To increase oil recovery, a 507 tons/day of CO2 gas venting from stripping CO2 removal gas plant is utilized as a source of injection into reservoir Field X. The performance analysis of CO2 injection was carried out using the Extended Black Oil simulator so that the optimum CO2 injection flow rate of 1000 MCFD was obtained with cumulative oil production of 4.2 MMSTB and an additional recovery factor of 9.65%. Required an additional facility of 6 inch diameter x 25,000 feet subsea gas pipe, and a 3-stage reciprocating gas compressor to suppress CO2 gas from 2 psig to 600 psig with the economic value of this project, namely an IRR of 24.99% and NPV 207.8 million US $ with a Pay Back Period for 4 years."