Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan BOS, berlokasi di daerah onshore blok Malacca Strait, cekungan Sumatera Tengah, telah dilakukan pengeboran 3 sumur di tahun 2006 - 2007, yaitu sumur BOS-01, BOS-02, dan BOS-03. Pada lapangan ini memiliki kasus yang unik karena pada dua sumur, BOS-01 (yang berada di crestal structure) dan BOS-03 (berada di flange structure, sebelah selatan dari BOS-01), mendapatkan hidrokarbon berupa gas pada formasi Lower Pematang yang menampakkan feature brighspot. Sedangkan sumur BOS-02 (berada di flange structure, sebelah utara sumur BOS-01), yang juga memiliki target pada feature brighspot pada formasi Lower Pematang, ternyata mendapatkan litologi shale. Untuk menganalisis lebih lanjut, dilakukan analisis dan interpretasi Geofisika, yaitu karakterisasi reservoir dengan menggunakan Impedansi Akustik untuk membedakan zona reservoar dan non-reservoar, dan analisis AVO untuk memprediksi kandungan fluida pada Formasi Lower Pematang tersebut. Hasil studi menunjukkan bahwa litologi shale yang berada di sumur BOS-02, kemungkinan terbentuk/tersedimentasi karena secara posisi struktur sumur BOS- 02 lebih rendah daripada sumur BOS-01, dimana suplai sedimentasi berasal dari arah North-East ke South-West.

---

BOS field, located in the onshore of block Malacca Strait, Central Sumatra basin, have 3 wells, were drilled in 2006-2007, there are BOS-01, BOS-02, and BOS-03. This field has unique case, because in two wells, BOS-01 (located at crestal structure) and BOS-03 (located at the flange, south of BOS-01), got hydrocarbon gas at Lower Pematang formation with brighspot feature. But at BOS-02 well (located at the flange, north of BOS-01), with same target at brighspot feature, got shale and categorized as wet.

For further analysis, this study use analysis and geophysical interpretation, used to characterize reservoir at Lower Pematang Formation, there are Acoustic Impedance to differentiate reservoir zone and non-reservoir, and the AVO Analysis to predict fluid content on the Lower Pematang Formation. Result of this study shown that lithology shale on BOS-02 well, sedimented because BOS-02 well located on the lower position (flange) than BOS-01, while sedimentation supply have direction North-East to South-West."

"Dalam usaha pengembangan lapangan minyak Rahma dan Nala penting untuk dilakukan pemodelan dan karakterisasi reservoir yang meliputi distribusi fasies dan properti reservoir batupasir 1950 dan 2110 Formasi Bekasap yang merupakan salah satu reservoir di lapangan ini. Hasil penelitian ini diharapkan dapat memberikan gambaran suatu play concept yang lebih baik dalam meningkatkan performance lapangan.Identifikasi distribusi fasies dan properti reservoir menggunakan metoda simulasi kondisional sekuensial yang merupakan salah satu metode geostatistik yang termasuk dalam kategori simulasi berbasis grid dengan mengintegrasikan beberapa data seperti data core, data sumur dan data seismik 2D.Berdasarkan analisa data core dan elektrofasies, daerah penelitian terdiri dari beberapa fasies pengendapan yakni fasies channel sand, fasies bar sand dan fasies marine shale dimana batupasir 1950 dan 2110 yang menjadi objek penelitian merupakan fasies channel sand.Akibat keterbatasan data maka geometri reservoir fasies channel sand tidak dapat diidentifikasi secara pasti. Untuk mengakomodasi ketidakpastian ini maka pemodelan dilakukan berdasarkan tiga skenario yang meliputi lebar dan ketebalan fasies channel sand serta arah pengendapan yang akan memberikan 23 realisasi model distribusi fasies. Dari beberapa realisasi model yang dihasilkan, akan di ranking dan diuji kebenarannya untuk mendekati kondisi geologi bawah permukaan yang sebenarnya.

---

During the development program of Rahma and Nala fields, it is important to execute modeling and reservoir characterization that is comprised of reservoir properties and facies distribution. The program will focus on two potential reservoir in Bekasap Formation, they are 1950 and 2110 sandstone. The expectation from the evaluation result capability to describe a better play concept in order to increase fields performance.

Identification of reservoir properties and facies distribution in these fields will use Sequential Conditional Simulation. Sequential Conditional Simulation is one of geostatistical method which is categorized as grid base simulation that integrates several data such as core, well data and 2D seismic.

According to core and electrofacies analysis, the field can be differentiated into several depositional facies which are channel sand facies, bar sand facies and marine shale facies while 1950 and 2110 sandstone are known as channel sand facies. Reservoir geometry cannot be determined easily because of data limitation. To accommodate the uncertainty, the modeling was run by emphasizing 3 scenarios, such as width and thickness of channel sand and azimuth. The scenarios will produce 23 realizations of facies model distribution. All of them will be ranked and will be tested in order to approach real sub surface condition.

"

"Studi ini bertujuan untuk pengidentifikasian zona reservoar batuan karbonat dari Formasi Baturaja pada Cekungan Sumatera Selatan dengan mengunakan metode inversi seismik. Data yang digunakan adalah data sesimik 3D post stack (441 inline & 449 crossline) serta sumur TA-6. Parameter seismik impedansi akustik dapat memetakan persebaran batuan karbonat pada Formasi Baturaja yang berada diantara batuan pasir dari Formasi Gumai dan Talang Akar. Model persebaran impedansi akustik dari hasil inversi Model Based menunjukkan rentang nilai impedansi akustik pada zona prospek sebesar 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. Dari korelasi antara nilai impedansi akustikdan porositas dapat diketahui persebaran nilai estimasi porositas pada zona prospek sebesar 10-15%. Dengan bantuan ekstraksi atribut amplitudo rms pada peta struktur persebaran batuan karbonat dapat diketahui lingkungan pengendapannya. Sehingga integrasi model hasil inversi impedansi akustik dengan nilai estimasi porositas serta didukung dengan hasil ekstraksi atribut amplitudo RMS menunjukkan pada daerah tinggian Formasi Baturaja terdapat daerah-daerah yang memiliki anomali impedansi akustik rendah dan porositas tinggi yang tersebar pada fasies body karbonat hingga back reef serta pada bagian atas zona tinggian tersebut terdapat lapisan seal sebagai penutupreservoar.

---

The purpose of this study is to identify reservoir zone of carbonate rock from Baturaja Formation at South Sumatera Basin. The data used from seismic 3D post stack data (441 inline & 449 crossline) and TA-6 log. Acoustic impedance seismic parameter can map the distribution of carbonate rock at Baturaja Formation where is between the sand stone from Gumai Formation and Talang Akar Formation. Distribution model of acoustic impedance from the Model Based Inversion results shows the range value of acoustic impedance at the potential zone is range from 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. From the correlation of values acoustic impedance and porosity, we can infer that distribution of porosity estimation value in potential zone range from 10-15%. With the support of RMS amplitude extraction on map structure of carbonate rocks distribution, the depositional environment can be known. Therefore integration of acoustic impedance inverted results model with porosity estimation results and supported by RMS amplitude attribute extraction results show that at the Baturaja Formation anticlines there are zones that consists of anomaly low acoustic impedance and high porosity which spread out among carbonate body to back reef and at the top part of the anticlines there is a seal as a closure of reservoir."

"[ABSTRAKReservoar gas pada lapisan tipis merupakan sesuatu yang menarik untukdianalisis karena reflektor yang mengalami destruktif apabila berada dibawah tuningthickness atau 1/4λ. Penelitian ini adalah penelitian dengan mencoba preconditioningkembali data PSTM gather yang nantinya akan menjadi input analisis AVO.Peningkatan resolusi dan nilai signal to noise ratio menjadi tujuan dari penelitian ini.Usaha prosesing yang dilakukan adalah proses F-K Filter, Trimming Statics danSuper Gather. Setelah melalui ketiga proses diatas, analisis AVO pun dilakukandengan metode cross plotting. Hasil preconditioning pada penelitian ini menunjukkanbahwa ada anomali AVO yang merupakan jenis AVO klas IV. Hasil ini diperkuatdengan metode analisis Cross Plotting pada setiap atribut dari AVO itu sendiri.

---

ABSTRACTGas reservoir on thin layer is something interested to analyze due todestructive reflector which is below 1/4λ or tuning thickness condition. This researchis trying to do re-preconditioning on PSTM gather which will be input of AVOanalysis. Increased in resolution and signal to noise ratio become goal of thisresearch. Processing efforts had been done, such as: F-K Filter, Trimming Statics andSuper Gather. After all process above, AVO analysis was conducted by using CrossPlotting method. Result of re-preconditioning in this research tells class IV of AVOanomaly. The result is strengthen by analysis method of Cross Plotting which arecame from AVO attributes of Cross Plot.;Gas reservoir on thin layer is something interested to analyze due todestructive reflector which is below 1/4λ or tuning thickness condition. This researchis trying to do re-preconditioning on PSTM gather which will be input of AVOanalysis. Increased in resolution and signal to noise ratio become goal of thisresearch. Processing efforts had been done, such as: F-K Filter, Trimming Statics andSuper Gather. After all process above, AVO analysis was conducted by using CrossPlotting method. Result of re-preconditioning in this research tells class IV of AVOanomaly. The result is strengthen by analysis method of Cross Plotting which arecame from AVO attributes of Cross Plot., Gas reservoir on thin layer is something interested to analyze due todestructive reflector which is below 1/4λ or tuning thickness condition. This researchis trying to do re-preconditioning on PSTM gather which will be input of AVOanalysis. Increased in resolution and signal to noise ratio become goal of thisresearch. Processing efforts had been done, such as: F-K Filter, Trimming Statics andSuper Gather. After all process above, AVO analysis was conducted by using CrossPlotting method. Result of re-preconditioning in this research tells class IV of AVOanomaly. The result is strengthen by analysis method of Cross Plotting which arecame from AVO attributes of Cross Plot.]"

"Dalam suatu eksplorasi minyak dan gas bumi, pengetahuan dan pembelajaran suatu kerangka regional dari suatu lapangan minyak sangat mutlak diperlukan. Hal ini diperlukan untuk mengetahui struktur dan geometri dari suatu tubuh reservoar agar dapat diketahui daerah-daerah prospek eksplorasi minyak dan gas bumi. Semakin menipisnya cadangan minyak bumi, semakin sempitnya daerah eksplorasi dan semakin meningkatnya harga minyak dunia akhir-akhir ini merupakan tantangan bagi para ekplorasionis untuk terus mencari dan mengembangkan metoda-metoda pencarian minyak dan gas bumi.Metoda gabungan seismik inversi data pre-stack AVO dan geostatistik mencoba memberikan pendekatan lain untuk memetakan properti fisik lµr pada suatu interval reservoar batupasir formasi Talang Akar di lapangan minyak WGR yang terdapat di cekungan Sunda, Sumatra Tenggara. Hasil akhir pemetaan properti lµr dengan gabungan kedua metoda tersebut di atas mampu memberikan informasi yang cukup baik dan berguna dalam penentuan daerah prospektif minyak dan gas bumi di daerah ini. Namun masih ada beberapa kekurangan dan kelemahan sehingga saran dan kritik masih terbuka untuk penyempurnaan selanjutnya.

---

In hydrocarbon exploration, knowledge and study of regional framework is completely required to get an understanding the structure and geometry of reservoir, which will lead into hydrocarbon prospective zone. The decrease of hydrocarbon reserve, the narrower exploration area and the rising of oil price have made challenges for explorationist to discover and to develope methods of finding hydrocarbon.

Joint methods of pre-stack seismic AVO inversion and geostatistic attempt to give another approach to map physical properties of lµr at reservoar interval of sandstones Talang Akar formation at WGR oil field at Sunda basinal area, Southeast Sumatra. The map of physical property of lµr using combination approach of AVO inversion and geostatistic shows good result and usefull for determining prospect area of hydrocarbon accumulation in this area. There are still liabilities and weaknesses, thus critics and sugestions are all wide opened for future work."

"Data Rock Physics adalah alat untuk identifikasi fluida, perhitungan dalam reservoar, dan bagian penting dalam studi substitusi fluida untuk memodelkan berbagai macam fluida. Thesis ini merupakan hasil dari penelitian dua sumur untuk melihat pengaruh dari batuan dan properti fluida terhadap respon seismik. Kedua sumur tersebut adalah (YM-232 dan YM-247) merupakan oil well yang menunjukkan pengaruh dari substitusi hidrokarbon dengan air. Akibat dari substitusi fluida terhadap batuan dan properti fluida menunjukkan respon tertentu pada refleksi amplitude, variasi amplitude tersebut dapat digunakan sebagai guide untuk memperkirakan penyebaran jenis fluida pada lapangan YM. Pertama dengan melakukan sintetik pada keadaan insitu. Diikuti dengan sintetik pada kondisi tersaturasi (FRM), dengan manganggap bahwa fluida adalah air/minyak dan mineral adalah batu pasir bersih. Amplitude ini akan diekstrak untuk dikorelasikan dengan data seismic yang sebenarnya. Koefisian korelasi yang memiliki nilai tinggi (~1) dijadikan sebagai model untuk memprediksi tipe fluida pada area prospek yang didasarkan pada informasi amplitude dari data seismik. Dengan kata lain, kita dapat memahami efek dari saturasi hidrokarbon terhadap synthetic offset gathers. Analisis ini digunakan sebagai salahsatu parameter untuk mengembangkan interpretasi data seismic 3D & untuk menekan/mengurangi resiko pengeboran.

---

Rock physics data is a tool for fluid identification and quantification in reservoir, and also plays an important part in any fluid substitution study that may provide a valuable tool for modeling various fluid scenarios. This thesis presents the results of the two well cases where the effect of rock and fluid properties on seismic response are illustrated. Both of wells (YM-232 and YM-247) show the effect of replacing hydrocarbons with brine. This effectt illustrates how rock and fluid properties along with reflection amplitudes can be used to estimate fluid type in YM field. First synthetic using the original case. And the other synthetic by using FRM case, with an assumption that the fluid was brine/oil and the mineralogy was clean sand. These amplitude was extracted to be correlated with the real seismic data. Finally, a good correlation was obtain from a model to estimate the fluid type in prospect based on amplitude information in seismic data. In other word, we can understand the effect of hydrocarbon saturation on synthetic offset gathers. This analysis can be use as one of parameter to improve seismic 3D interpretation and to reduce drilling risk."

"Karakterisasi reservoir merupakan suatu proses pendeskripsian berbagai karakteristik reservoir dalam hubungannya dengan variabilitas spasial. Karakterisasi reservoir mengelaborasi data hasil analisis geologi, geofisika dan petrofisika sehingga menghasilkan model geologi yang selanjutnya menjadi data masukan untuk simulasi reservoir. Pada penelitian ini, karakterisasi reservoir difokuskan pada pemodelan model distribusi fasies dan sifat-sifat petrofisik reservoir. Lapangan yang digunakan sebagai objek penelitian adalah reservoir batupasir 1900?, Formasi Bekasap Lapangan Bungsu, Blok CPP Sumatera Tengah. Pemodelan model distribusi menggunakan pendekatan geostatistik stokastik (sequential gaussian simulation & sequential indicator simulation) dan geostatistik deterministik (krigging). Masing-masing metode divariasikan dengan penggunaan tipe variogram eksponensial, dengan pertimbangan bahwa tipe eksponensial merupakan tipe yang paling sesuai (matching) dengan fitur-fitur geologi di Lapangan Bungsu. Dengan menggunakan software modelling Roxar, secara keseluruhan diperoleh 27 (dua puluh tujuh) skenario dan realisasi model geologi dalam penelitian ini. Kriteria dalam penentuan ranking yang digunakan adalah nilai volumetrik (STOIIP). Penentuan ranking ini merupakan langkah pertama dalam membuat model untuk simulasi reservoir berikutnya. Hasil ranking juga telah dikalibrasi dengan hasil produksi kumulatif total (total cumulative production) dan recovery factor. Berdasarkan penentuan nilai ranking (low, base dan high) maka dapat dijadikan sebagai masukan untuk analisis simulasi selanjutnya. Nilai ranking dari model geologi yang dapat mewakili tersebut mampu untuk menangkap faktor ketidakpastian reservoir.

---

Reservoir characterization is a process to describe various reservoir characteristics in the existence of spatial variability. Reservoir characterization elaborates results from geological, geophysical and petrophysical data to produce a geologic model, which is used as an input data for the reservoir simulation. In this research, reservoir characterization is focused on facies and reservoir petrophysical modelling. The object of the research is sand 1900? reservoir of Bekasap Formation Bungsu Field, CPP Block Central Sumatera. Stochastic geostatistics (sequential gaussian simulation & sequential indicator simulation) and deterministic geostatistics (krigging) approach were used in modelling the distribution model. Each method was varied using exponential types of variogram, whis is considered as the most matching type with geometry of Bungsu Field. Overall, by using Roxar software of modelling, 27 scenarios and realizations of geological model were generated in this study. The main ranking criterion used in this study was STOIIP. This rank is used as first step to take reservoir model to flow simulation. The results were calibrated also with total cumulative production and recovery factor. From this type of ranking high, base and low cases can be determined and carried forward into a full field flow simulation analysis. A representative number of geological models issufficient to capture the reservoir uncertainty."

"Lapangan G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.

---

Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"Wilayah Kerja West Kampar terletak di cekungan Sumatera Tengah, yang sudah terbukti sebagai proven basin. Struktur Pendalian terletak di dalam area West Kampar dan status saat ini adalah produksi dengan kapasitas produksi kurang lebih 900BOPD. Kandungan minyak yang diproduksi diperoleh dari formasi Sihapas.Dalam penelitian ini dilakukan inversi simultan untuk menghasilkan Ip, Is dan vp/vs untuk melihat persebaran litologi dan fluida pada reservoar Sihapas. Pemodelan awal dengan input frekuensi difilter pada high pass 10 Hz dan high cut 15 Hz, dan parameter inversi untuk memperoleh tren garis regresi linear diperoleh harga k:2,67; kc: -17,59; m: 0,27 dan mc: -1,77Dari penelitian menunjukkan bahwa pada penampang seismik lintasan 59 (antara CDP 1421-1454) pada klosure tinggian disekitar sumur Pendalian-3 diperoleh nilai Ip = 12000 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning dan Is =1208 (ft/s)*(gr/cc) yang ditunjukkan dengan warna kuning cenderung orange. Dengan membandingkan kecepatan vp/vs yang memiliki nilai antara 2-3 dapat diprediksi sebagai batuan reservoar yang berasosiasi minyak.

---

West Kampar working area is located in the Central Sumatra basin, which has been proven as a proven basin. Pendalian structure is located in the West Kampar area and the current status is a production and the production capacity approximately 900BOPD. The content of the produced oil derived from Sihapas Formation.

This research be carrying out simultaneous inversion specifically analyzes the velocity ratio vp / vs to see the lithology and fluid distribution in the Sihapas reservoir. Initial modeling with the input frequency high pass filtered at 10 Hz and 15 Hz high cut, and parameter inversion to obtain the linear regression trend line obtained k price: 2,67; kc: -17.59; m: 0.27 and mc: - 1.77

Of the study showed that the seismic track 59 (the CDP 1421-1454) on closure heights around the well Pendalian-3 obtained value Ip = 12000 (ft/s) * (gr/cc) are shown in yellow and Is = 1208 (ft/s) * (gr/cc), which is indicated by the yellow color tends to orange. By comparing the speed of vp/vs which has a value between 2-3 can be predicted as the associated oil reservoir rocks."