Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Masalah dalam penentuan berapa lama suatu lapangan hidrokarbon dapat beroperasi menjadi hal utama yang sulit ditentukan berdasarkan data interpretasi lapangan sebelum dilakukanya pengeboran Hal ini diakibatkan oleh ketidakpastian akan pengaruh luar terhadap reservoar tersebut Untuk menggambarkan kondisi lapangan setelah diproduksi maka perlu dilakukannya simulasi Hasil simulasi menyatakan bahwa lapangan X memiliki kemungkinan produksi hingga tahun 2015 dengan total produksi sebesar 3 927 830 2 barrel dengan pengaruh dorongan akuifer bervolume 500 000 dan indeks produksi 5 000 setelah mencocokkan data sejarah produksi dengan data simulasi pada januari 2011 hingga januari 2013 Penerapan Perolehan Kedua SR seperti injeksi kimia harus sudah dilakukan sebelum tahun 2015 karena pengaruh dorongan dari akuifer tidak dapat membantu bergeraknya hidrokarbon ke permukaan.

---

Determining how long a hydrocarbon field can operate becomes the main thing because it was difficult to determine based on the interpretation of the data field before production This is caused by the uncertainty of external influence on the reservoir To describe the condition of the field after being produced it is necessary to do simulations The simulations show that the field X has the possibility of production until 2015 with a total production amounted to 3 927 830 2 barrels with aquifer drive volume 500 000 and the production index of 5000 The simulation based on history matching of production data with simulation data in January 2011 until January 2013 Application of Second Recovery SR such as chemical injection had been done before 2015 because of the drive influence from the aquifer no longer help the movement of hydrocarbons to the surface."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengembangkan konsep/metoda analisis geomekanika dan kaitannya dengan petrofisika kandungan TOC serta penerapannya dalam rangka mengetahui potensi eksplorasi yang masih ada untuk pengembangan pada lapangan "X", ditemukan pada tahun 1975. Lapangan "X" hingga saat ini masih memproduksikan gas dari reservoar yang bersifat "Tight, gas bearing and shaly sand reservoir". Pada penelitian ini dilakukan perhitungan sifat mekanika dari data sumur dan log data yang meliputi perhitungan hidrostatik, Overburden Pressure (Sv), Pore Pressure (Pp), Minimum Horizontal Stress (Shmin), Maximum Horizontal Stres (SHmax) dan Rock Strength - Uniaxial Compressive Strength (UCS). Data 2D Post Stack inversi seismik dipergunakan untuk mendapatkan distribusi mekanik dari Rock strength (UCS) dan nilai critical stress pada zona target (fasies batupasir, shaly-sand, serpih dan karbonat). Selanjutnya penelitian menghitung niali estimasi TOC dengan Passey's Method (1990), menggunakan log sonik dan resistivitas serta penentuan nilai Vitrinite Reflectance (Ro) dan Level of Organic Maturity (LOM). Pada akhirnya, penelitian ini berusaha mencari hubungan antara sifat mekanis dan kandungan TOC pada reservoar. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah meliputi tiga data sumuran (wireline logs), seismik 2D, data reservoar/engineering (Mudlog, RFT, DST, LOT/FIT, pressure tests), laporan sumur dan data geologi regional. Studi analisis geomekanika pada lapangan "X" dapat ditentukan bahwa nilai critical stress maksimum sekitar 9000 psi untuk proses fracturing zona reservoar, yang bertujuan memperbesar aliran produksi hidrokarbon. Hasil petrofisika kandungan TOC pada ketiga sumur menunjukkan bahwa Formasi Bebulu (Early Miocene) di Kutai Basin berpotensi mengandung sumberdaya, baik conventional dan unconventional hydrocarbon.

---

This research aims to develop the concept/methods geomechanics analysis and petrophysical relation to the content of TOC also its application in order to determine the exploration potential that still exists for the development of the field "X", discovered in 1975. Field "X" is still producing gas from the reservoir is "Tight, bearing and shaly sand gas reservoir".

The research is to calculate the mechanical properties from the well and log data, which include the calculation of hydrostatic, Overburden Pressure (Sv), Pore Pressure (Pp), the Minimum Horizontal Stress (Shmin), the Maximum Horizontal stress (SHmax) and Uniaxial Compressive Rock Strength-Strength (UCS). 2D Data Post Stack seismic inversion was used to get the mechanical distribution of Rock strength (UCS) and the value of critical stress on the target zone (facies: shaly sandstone, sand, shale and carbonates). Next step is estimate the toc value with Passey 's method (1990), using a sonic and resistivity log and also the determination of Vitrinite Reflectance (Ro) and the level of organic maturity (LOM).

Finally, this research trying to find the relationship between the mechanical properties and the TOC content in reservoir. The data used in this research are three well data (wireline logs), 2D seismic data, reservoar/engineering data (Mudlog, RFT, DST, LOT/FIT, pressure tests), well reports and regional geology data.

Studies of geomechanics analysis in the field "X" can be determined that the maximum value of the critical stress of about 9000 psi reservoir zones for fracturing process, which aims to increase the flow of hydrocarbon production. Petrophysical results of TOC content on all three wells showed that Bebulu Formation (Early Miocene) in the Kutai Basin has the potential to contain resources, both conventional and unconventional hydrocarbons."

"Analisis AVO dan inversi simultan merupakan metode yang berperan penting dalam mengidentifikasi litologi dan fluida reservoar. Pada penelitian ini, analisis AVO dan inversi simultan dilakukan pada lapangan X, cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan analisis data Uji Kandungan Lapisan, pada sumur RWN-1 di kedalaman 1165 - 1170 meter terdapat kandungan fluida hidrokarbon berupa gas pada litologi batupasir. Penelitian ini menggunakan data pre-stack super gather yang dianalisis dengan menggunakan AVO. Dari hasil analisis ini, ditemukan anomali AVO kelas IIp pada kedalaman zona target, yaitu 1165 - 1170 meter (time 778 - 782 ms), inline 1678 dan crossline 5556. Analisis AVO dilakukan pada atribut AVO, yaitu intercept yang bernilai positif, gradient yang bernilai negatif, product yang bernilai negatif, dan scaled poisson’s ratio changed yang bernilai rendah. Analisis inversi simultan dilakukan pada partial angle stack, yaitu near angle stack (0° - 10°), mid angle stack 10° - 20°), dan far angle stack (20° - 30°). Inversi simultan dilakukan untuk identifikasi reservoar batupasir menggunakan parameter impedansi S dengan range nilai (4543,48 - 5512,35 (m/s)*(gr/cc)) dan densitas dengan range nilai (2,35 - 2,56 (gr/cc)). Sedangkan parameter impedansi P dengan range nilai (8373,25 - 9047,45 (m/s)*(gr/cc)) dan VpVs ratio dengan range nilai (1,53 - 1,87 unitless) digunakan untuk identifikasi fluida reservoar.

---

AVO analysis and simultaneous inversion is the important method to identify lithology and reservoir fluid. In this research, AVO analysis and simultaneous inversion were applied to the field X, South Sumatera Basin. Based on Drilled Stem Test (DST) data analysis, in the RWN-1 well at depth 1165 - 1170 meters, there is gaseous hydrocarbon content in sandstone lithology. This study used pre-stack super gather data that was analyzed by using AVO .This analysis showed AVO class IIp anomaly in the depth of target zone, 1165 - 1170 meters (time 778 - 782 ms), inline 1678 and crossline 5556. AVO analysis was carried out on AVO attributes, positive intercept, negative gradient, negative product, and low scaled poisson’s ratio changed. Simultaneous inversion analysis was performed on partial angle stack start from near angle stack (0° - 10°), mid angle stack (10° - 20°), and far angle stack (20° - 30°). Simultaneous inversion analysis was applied to identify sandstone reservoir by using S impedance parameter with range (4543,48 - 5512,35 (m/s)*(gr/cc)) and density with range (2,35 - 2,56 (gr/cc)). Furthermore, P impedance parameter with range (8373,25 -9047,45 (m/s)*(gr/cc)) and VpVs ratio with range (1,53 - 1,87 unitless) were used to identify reservoir fluid."

"Perkembangan teknologi interpretasi seismik tidak lagi hanya mengandalkan struktural tetapi telah dikembangkan kearah kombinasi stratigrafi dan struktural. Interpretasi stratigrafi lebih mengandalkan pada amplitudo gelombang seismik yang saat ini lebih dikenal sebagai atribut seismik. Atribut Amplitudo adalah salah satu atribut dasar dari trace seismik untuk mengetahui persebaran dari distribusi reservoar (karbonat). Persebaran dari reservoar karbonat diindikasikan dengan nilai amplitudo yang tinggi. Analisa atribut ini diaplikasikan pada data seismik 2D dan 2 buah data sumur pada Cekungan Tarakan, Lapangan-X, Formasi Tabul. Atribut yang digunakan adalah amplitudo RMS, maximum, dan minimum. Analisa difokuskan pada suatu horison yang dianggap sebagai reservoar. Hasil cross-plot antara amplitudo dan porositas menunjukan korelasi antara atribut seismik dengan log properti. Hasil analisa dapat menunjukkan bahwa distribusi reservoar dapat dipetakan dengan mudah dalam pengertian secara geologi.

---

Nowadays, the technology of seismic interpretation has been growing fast. Seismic interpretation is not only using structural scheme, but it is implemented by using combination of structural and stratigraphy. Stratigraphic interpretation is rely on the seismic amplitude. The so called seismic attributes. The amplitude attribute is one of the basic attributes of the seismic trace to determine the spread of the distribution reservoir (carbonate). Distribution of carbonate reservoirs as indicated by high amplitude values.

Attribute analysis was applied on 2D seismic data and two pieces of data in the Tarakan Basin wells, Field-X, Tabul Formation. The attribute used is the RMS amplitude, maximum, and minimum. The analysis focused on some horizons which is considered as a reservoir. Cross-plot results between amplitude and porosity showed a correlation between seismic attributes to log properties. Results of analysis can show that the reservoir distribution can be mapped easily in a geological sense."

"Analisa ekstraksi atribut seismik dapat mengetahui persebaran litologi daerah reservoir. Analisis atribut seismik diaplikasikan untuk mengidentifikasi area prospek reservoar hidrokarbon yang sebelumnya tidak teridentifikasi dengan baik dengan pengolahan data seismik konvensional. Daerah studi terletak di selatan Laut Utara, Netherland, yang tersusun oleh sistem sedimen klastik dengan karakteristik struktural berupa sistem patahan yang kompleks dan terdiri dari sistem endapan fluviodeltaic yang besar. Porositas reservoar di daerah cukup tinggi dengan nilai porositas mencapai 30%. Batuan sumber di lapangan X ini berasal dari jaman Late Cretaceous. Penelitian dilakukan di sekitar Flemish Bight, disekitar Intra Upper Pliocene, dan bagian barat Mid Miocene. Metode atribut seismik adalah suatu metode yang mendefinisikan karakterisasi data seismik secara kuantitatif dan deskriptif. Atribut amplitudo sebagai atribut dasar dari tras seismik dapat memetakan distribusi dari reservoir, karena pada umumnya biasanya pada daerah karbonat memiliki amplitudo yang lebih tinggi dibandingkan dengan daerah yang didominasi dengan batu serpih. Atribut yang digunakan adalah atribut amplitudo rms, amplitudo maksimum, dan amplitudo minimum.

---

Analysis of seismic attribute is used to determine the distribution of lithologic reservoir. Analysis of seismic attributes has been applied to identify the prospect area of hydrocarbon reservoir Which is unidentified using a conventional seismic data processing. Study area is located in the southern North Sea, the Netherlands, which is composed of clastic sedimentary systems with the structural characteristics of a complex fault system consisting of a large deposit system fluviodeltaic. Porosity reservoir in the area is quite high With values reaching 30% porosity. Source rocks in the field of X is derived from the Late Cretaceous era.

Study conducted around the Flemish Bight, around Intra Upper Pliocene, and the Western part of Mid Miocene. Seismic Attribute is a method to characterize seismic data both quantitatively and descriptively. Amplitude attribute as a basic attribute of the seismic trace can map the distribution of the reservoir, because in in areas of carbonate, it usually has a higher amplitude than areas dominated by shale. The selected attribute are nns amplitude attribute, maximum amplitude and minimum amplitude."

"Penelitian ini terletak di lapangan X, tepatnya di Jambi. Reservoar gas pada lapangan ini merupakan bagian dari sub cekungan Jambi, dimana litologinya berupa sandstone pada Formasi Air Benakat. Metoda Atribut Dekomposisi Spektral sangat baik untuk mengidentifikasi lapisan tipis berdasarkan parameter frekuensi. Pada penelitian ini menggunakan CWT (Continuous Wavelet Transform) dengan menggunakan wavelet Mexican Hat sebagai wavelet input. Frekuensi dominan dari reservoar gas ditunjukan pada 30 Hz. Metode lain yang digunakan adalah Spectral Ratio yang berfungsi untuk menghitung besar Q Factor. Berdasarkan hasil perhitungan, analisis nilai Q Factor menunjukan nilai yang kecil yaitu 140,75 , pada zona M, 184,89 pada zona N, dan 89,10 pada zona O relatif terhadap zona referensi. Nilai Q Factor yang kecil pada zona reservoar menunjukan koefisien atenuasi yang besar.

---

This research is located in Field X, the South side of Sumatra. Gas Reservoirs in the field were formed at Air Benakat Formation. The spectral decomposition method is very good tool to identify the thin layers based on frequency parameters. In this research, the author using CWT (Continuous Wavelet Transform) with respect to Mexican Hat wavelet type as wavelet. From gas reservoir, it was found the frequency dominant around 30 Hz. Spectral Ratio method is used to estimate Q Factor value. Based on calculation, Q Factor values is 140,75 for M zone, 184,89 for N zone, and 89,10 for O zone, relative to reference zone. Q factor that is small in reservoir, represent a large attenuation."

"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."

"ABSTRAKDalam studi ini, dilakukan identifikasi interkoneksi antar sumur berdasarkankonsep evaluasi flow unit dan bekerja berdasarkan fungsi bobot dari masing –masing parameter petrofisika. Terdapat limadata sumur yang mana digunakansebagai data utama dalam studi ini. Selain itu juga tersedia data core yangdigunakan sebagai pengontrol dari nilai properti petrofisika yang dihasilkan.Inversi AI juga tersedia pada penelitian ini sebagai data utama yang digunakanuntuk interpolasi permeabilitas antar sumur. Interpretasi dilakukan padapenampang seismik composite line dan objek dalam studi ini berupa reservoarkarbonat yang berada pada Formasi Batu Raja, Lapangan X, Jawa Barat Utara.Studi yang dilakukan meliputi perhitungan nilai properti petrofisika serta analisispermeabilitas formasi berdasarkan evaluasi flow unit. Hasil pemodelan akanmenunjukkan bahwa sumur yang memiliki koneksi satu sama lain akan beradapada klaster flow unit 1 dengan rentang permeabilitas 39.24 - 84.06 milidarsidengan indikasi aliran fluida yang tinggi.

---

ABSTRACTIn this study , identification the interconnections between wells based on flow unitevaluation concept were performed and work on each petrophysical parameterfunction. There are five wells data which used as the main data in this study. Coredata is also available as controller of calculated petrophysical property. AcousticImpedance Inversion is also available as main data to do the permeabilityinterpolation between wells. Interpretation performed on a cross section ofseismic composite line and the object in this study is carbonate reservoir locatedin North West Java, Baturaja Formation, X Field. Study was conducted on thepetrophysical property and formation permeability analysis based on flow unitevaluation by FZI calculation from permeability and porosity core which isderived from conventional core analysis. Modeling result will show that the wellconnectedto each other will be on flow unit 1 cluster with 39.24 – 84.06millidarcy permeability interval with high fluid flow indicated."

"Salah satu parameter utama perencanaan pengeboran dalam industri migas adalah Pore pressure. Penentuan Pore Pressure penting untuk mencegah resiko yang tinggi seperti zona loss pressure ataupun zona blowout. Oleh karena itu diperlukan estimasi Pore Pressure yang akurat dan mencakup karakter reservoar yang heterogen. Pendekatan yang digunakan dalam estimasi Pore Pressure penelitian ini adalah metode pore compressibility PC dengan menggunakan data core. Akan tetapi pendekatan ini terbatas untuk ketersediaan data core. Penelitian ini akan mengintegrasikan metode pemodelan Differential Effective Medium DEM dan Fluid Replacement Model FRM ke dalam estimasi Pore Pressure metode PC sebagai solusi dari karakterisasi heterogenitas di reservoar karbonat dan keterbatasan data core. Dengan pemodelan DEM diperoleh deskripsi reservoar melalui analisa mineral dan tipe pori. Estimasi Pore Pressure metode PC bergantung pada fungsi dari kompresibilitas bulk Cb dan kompresibilitas pori Cp , dimana tiap tipe pori pada reservoar karbonat memiliki nilai Cb dan Cp yang berbeda ndash; beda. Fenomena disequlibirium compaction menyebabkan naiknya tekanan fluida didalam pori. Tekanan pori sangat dipengaruhi oleh fluida di dalam pori batuan. Oleh karena itu, fluida yang digunakan sama dengan fluida yang ada pada reservoar agar estimasi tekanan pori lebih akurat. Pada penelitian ini nilai kedua kompresibilitas dihasilkan dengan proses DEM menggunakan persamaan Gassman untuk mengatasi keterbatasan data core. Hasil estimasi Pore Pressure pada reservoar karbonat lapangan ldquo;X rdquo; sebesar 2000 psi hingga 4000 psi, dikalibrasikan dengan tekanan FMT dan data mud log pada sumur penelitian. Rekomendasi berat lumpur pada reservoar karbonat untuk sumur penelitian sebesar 12.6 ppg hingga 13.6 ppg.

---

One of the main parameter for drilling plan is Pore pressure on oil and gas company. Pore pressure estimation is important to avoid has high risk as if loss pressure zone or blowout zone. Therefore, accurate Pore Pressure prediction that cover heterogen reservoar character is required. The most accurate approach on Pore Pressure prediction is pore compressibility PC method which is using core data, but this approach is limited for core data limitation. This research is integrating Differential Effective Medium DEM method and Fluid Replacement Model FRM into Pore Pressure prediction PC method as a solution for heterogen characterization on carbonate reservoar and core data limitation. Using DEM, reservoar description is obtainable through mineral analysis and pore type. Pore pressure prediction PC method depend on function of bulk compressibility Cb and pore compressibility Cp , where each of carbonate reservoar pore types have different value of Cb and Cp. Disequlibirium compaction phenomenon causing pressure on fluid inside the pore. Pore pressure is sensitive for fluids inside the pore, Therefore, fluid that is used for this research is identical with the fluids on the reservoar so that the calculation can be more accurate. On this research the value of both compressibility is a result of DEM process with Gassman equation to overcome limited core data. Pore pressure prediction PC method result on carbonate reservoar Field ldquo M rdquo is about 3000 psi to 4000 psi, which is calibrated with the FTM pressure data and mud log data from th well. Recommended mudweight for carbonate reservoar about 12.6 ppg to 13.6 ppg."

"Untuk memenuhi target produksi gas alam, VICO Indonesia mengoptimalkan lapangan gas tua yang ada dengan menerapkan strategi dan teknologi yang tepat. Berdasarkan forecast jumlah kandungan reservoirs yang ada, Lapangan X merupakan yang paling potensial unluk dieksploilasi. Namun tetap dibutuhkan analisis kelayakan investasi untuk mengetahui nilai ekonomis sumur-sumur yang akan dieksplorasi, yang meliputi aktititas mengidentitikasi rencana pengembangan sumur gas baru, perhitungan cash flow, analisis capital budgeting, Serta analisis sensilivitas untuk melihat pengaruh faktor fluktuasi cadangan gas atau produksi, harga pasar, maupun pembelanjaan modal terhadap rencana pengembangan sumur baru. Metode penelilian yang digunakan adalah studi kepuslakaan dan observasi perusahaan melalui Studi data intemal maupun eksternal perusahaan. Hasil analisis berdasarkan perhitungan NPV, IRR, dan Payback Period yang dilakukan memberikan kesimpulan bahwa investasi pada pengembangan 25 sumur baru di lapangan X masih sangat aktraktif secara ekonomis.

---

In order to meet natural gas production target, VICO Indonesia optimizes the existing matured gas field with the implementation of proper .strategy and technology. In accordance with the forecast of its reservoirs contents, the Field X is the most potential gas jield to be explored. But still, the investment feasibility analysis to determine the economic value ofthe gas wells to be explored is critically needed, which includes activities such as identification of new gas well development plan, cash flow calculations, capital budgeting analysis, and sensitivity analysis to oversee the influences of fluctuating factors, such as gas reserves or production, market price, and capital expenditure of the new wells development plan. The research methodology involves literature studies and company observations through the study of company 's internal and external data. The result of analysis with NPK IRR, and Payback Period calculation methods concludes that the investment of the development of 25 new gas wells in Field X is still economically attractive."