Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur dari 4 buah sumur yang disediakan, Resevoar yang akan diteliti berada pada formasi Ekofisk yang batuannya didominasi oleh batuan chalk. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai porositas berkisar antara 24%-28% dan saturasi air berkisar antara 35%-58%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter resevoar secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan Analisis multiatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.

---

The result of petrophysical analysis can provide vertical information about the character of the reservoir in porosity and water saturation parameter. However, this method is lacking on horizontal resolution. In this case we can provide the 3D information from multiattribute analysis. Based on 4 well data, the chalk formation in Danish North Sea Field is in the area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be studied in this study, such as porosity and water saturation. From petrophysical analysis calculation, the value of obtained porosity are ranged between 24%-28% and the water saturation are ranged between 35%-38%. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted by using multiattribute analysis. Model based inversion results will be used as an external attribute. The result from the log input will be spread throughout the seismic volume."

"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.

---

Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu upaya efektif yang dapat dilakukan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon dan digunakan dalam melakukan reservoir pada penggunaan lebih lanjut. Dengan menggunakan data core dapat menggambarkan keadaan sumur berdasaarkan keadaan sesungguhnya. Namun, tidak semua sumur memiliki data core dan tantangan lain dalam karakterisasi reservoir adalah parameter permeabilitas tidak selalu menjukkan hubungan linier dengan porositas. Sehingga perlu dilakukannya pendekatan metode guna mendapatkan estimasi permeabilitas. Pada studi ini dilakukan klasifikasi batuan berdasarkan karakteristik petrofisika yang didapat dari data dan RCAL dengan pendekatan metode rock typing Winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan Pittman. Pada penelitian ini terdapat 3 sumur, dilakukan perhitungan parameter petrofika dan dilakukan perhitungan prediksi permeabilitas pada masing-masing sumur. Dengan menggunakan Sumur K-2 yang dijadikan sebagai sumur referensi, dilakukan komparasi metode. Hasil komparasi metode terbaik kemudian dipilih untuk dilakukan propagasi pada sumur lainnya. Propagasi rock type yang dilakukan pada tiap sumur menggunakan pendekatan MRGC. Hasilnya, dengan menggunakan metode Winland, HFU, dan Pittman didapatkan nilai koefisien determinasi permeabilitas core dan estimasi permeabilitas beruturut-turut adalah 0,5865 untuk metode Winland, 0.8852 untuk metode HFU, dan 0,3031 untuk metode Pittman. Reservoir characterization is an effective process to get a calculation of hydrocarbon reserves and to conduct modeling reservoir for further use. Well core data can provide information based on actual well conditions. RCAL data is a core data which consists of porosity and permability parameters. However, not all wells have core data. Another challenge in the reservoir characterization is permeability cant be determined just by a classical plot with porosity. Rock typing is a method that can be used to classify rock type in reservoir rocks into different units and determine permeability value of rocks. The aims of this study are to present petrophysical parameters and the result of a comparison from the application of some rock typing methods in Carbonate Reservoir Kais Formation, field A. In this study conducts rock classification based on petrophysical characteristics obtained from wireline log data and core porosity and core permeability data with Winland, Hydraulic Flow Unit, and Pittman rock typing methods. This study uses 3 wells, to get calculation petrophysical parameters and permeability prediction on each well. Well K-2 established as a reference well is used to choose the best rock typing method from comparison. The best method to be applied to reference well is used for propagation in other wells. Propagation rock type performed on each well using MRGC (Multi Resolution Graph Clustering) approach. The result shows the coefficient of determination (R2) core permeability and permeability estimates respectively Winland, HFU, and Pittman methods were 0.5865 for the Winland method, 0.8852 for the HFU method, and 0.3031 for the Pittman method."

"Cekungan “X” yang terletak pada bagian tenggara New Orleans, Louisiana, Amerika Serikat merupakan cekungan yang termasuk pada kompleks Gulf of Mexico. Cekungan ini berjenis cekungan margin divergen yang dicirikan oleh tektonik retakan ekstensional dan patahan bertipe wrench fault yang memiliki potensi hidrokarbon yang besar. Analisis petrofisika menjadi indikator pendukung untuk mengetahui paramater fisik batuan seperti volume lempung, kejenuhan air, porositas, dan permeabilitas dimana lapisan reservoir batu pasir yang teridentifikasi menunjukan keberadaan akumulasi hidrokarbon gas pada sumur Well_1. Data seismik 3D yang terdiri dari 14.500-15.000 Inline dan 1.500 – 1.580 Xline dengan luas area cakupan seluas +- 2 km2 yang menunjukkan kondisi perlapisan secara vertikal dan lateral dan sebuah data sumur yang menunjukkan karakteristik batuan bawah permukaan daerah penelitian. Berdasarkan hasil dari penilitian pada lapangan “X” yang terletak pada cekungan sebelah utara Gulf of Mexico, menunjukkan bahwa persebaran reservoir batupasir formasi Cotton Valley dan Hosston dengan nilai impedansi akustik rendah berada di tengah daerah penelitian yang menunjukan bidang perlapisan yang terlihat seperti membaji atau unconformity, memiliki stratigraphic trap pada batuan lempung yang sangat kompak namun brittle (formasi Bossier). Metode inversi post-stack seismik 3D berhasil menunjukan respon nilai impedansi akustik rendah yang secara keseluruhan berkisar antara 6300 – 6800 m/s*g/cc pada line seismic 3D Inline 14770, xline 1528, dan xline 1530 serta tampilan 3D yang mengindikasikan persebaran lapisan reservoir yang tersaturasi oleh hidrokarbon.

---

Basin "X" which is located in the southeastern part of New Orleans, Louisiana, United States is a basin that belongs to the Gulf of Mexico complex. This basin is a divergent margin basin which is characterized by extensional fracture tectonics and a wrench fault type fault which has a large hydrocarbon potential. Petrophysical analysis is a supporting indicator to determine rock physical parameters such as clay volume, water saturation, porosity, and permeability where the identified sandstone reservoir layer shows the presence of gas hydrocarbon accumulation in Well_1 well. 3D seismic data consisting of 14,500-15,000 Inline and 1,500 – 1,580 Xline with a coverage area of +- 2 km2 which shows the condition of layering vertically and laterally and a well data showing the characteristics of the subsurface rock of the study area. Based on the results of research on the "X" field which is located in the northern basin of the Gulf of Mexico, it shows that the distribution of the Cotton Valley and Hosston formation sandstone reservoirs with low acoustic impedance values is in the middle of the study area which shows the bedding plane that looks like wedge or unconformity, has a stratigraphic trap in very compact but brittle clay rocks (Bossier formation). The 3D seismic post-stack inversion method has successfully shown a low acoustic impedance response, which overall ranges from 6300 – 6800 m/s*g/cc on the 3D Inline 14770 seismic line, xline 1528, and xline 1530 as well as 3D views indicating the distribution of reservoir layers saturated by hydrocarbons."

"ABSTRACTTelah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir karbonat menggunakan simultaneous inversion pada lapangan x untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida pada lapangan X. Reservoir tersebut berupa reef karbonat pada formasi Tuban yang terletak di cekungan Jawa Timur bagian Utara. Reservoir karbonat berbeda dengan reservoir lainnya dikarenakan karbonat memilik tingkat heterogenitas yang tinggi serta dapat mengalami diagenesa. Inversi Simultan digunakan pada penelitian kali ini dikarenakan dapat menghasilkan parameter impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas secara simultan. 3 output dalam inversi simultan kemudian akan dilakukan transformsi untuk mendapatkan parameter lame yaitu Lambda Rho yang sensitif terhadap fluida serta Mu Rho yang sensitif terhadap litologi. Diharapkan parameter Lame dapat mempertajam Identifikasi litologi maupun fluida yang berada di reservoir. Vp/Vs ratio juga dapat dimunculkan dengan bantuan dari ketiga output inversi simultan tersebut yang berguna juga untuk menganalisis fluida. Inversi Simultan yang dilakukan pada lapangan xdikontrol oleh dua sumur yaitu M01 dan M02 yang masing-masing diantaranya hanya berbeda 1 inline. Input data seismik yang digunakan pada penelitian kali ini adalah data angle gather. Berdasarkan analisis dari Lambda Mu Rho serta Vp/Vs ratio, zona target sumur M01 dan M02 memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon. Indikasi hidrokarbon ini ditunjukan dari analisis crossplot Vp/Vs vs Lambda Rho dengan nilai Vp/Vs berkisar 1.7-1.8 dan Lambda Rho berkisar 40-60 Gpa g/cc dengan nilai Mu Rho berkisar 40 ndash; 80 Gpa g/cc. Dari nilai tersebut dapat dibuat slicing untuk mengetahui litologi dan arah penyebaran kandungan hidrokarbon dan arah sebarannya mengarah ke arah Barat Laut untuk litologi dan kandungan fluida hidrokarbon.

---

ABSTRACTCarbonate Reservoir have been characterized in X field using Simultaneous Inversion to determine lithology and fluid content. This reservoir located in Nort East Java Basin in the form of big Reef Carbonate on Tuban Formation. Carbonate Reservoir has unique charateristics than the other reservoir because its heterogenities and diagenesis can be occured. Simultaneous Inversion used in this study because it can generate accoustic impedance, shear impedance and density simultaneously. Those 3 outputs then can be transformed to extract Lambda Rho which is sensitive to fluid content and Mu Rho which is sensitive to lithology. Vp Vs also can be generated from those 3 outputs which is usefull to determine fluid content. Hopefully, those parameters can be used to sharpen analysis about lithology and fluid content. Simultaneous inversion which used in X Field controlled by 2 wells, M01 and M02 which respectively only space for 1 inline. Seismic input on this study using angle gather. Based on analysis from Lambda Mu Rho and Vp Vs ratio, this reservoir has potential hidrocarbon inside. Hidrocarbon is indicated from crossplot Vp Vs vs Lambda Rho, Vp Vs is about 1.7 ndash 1.8 and Lambda Rho is about 40 ndash 60 Gpa g cc and Mu rho is about 40 ndash 80 Gpa g cc from Mu Rho vs Densitys Crossplot. Then Slicing can be generated to determine distribution of lithology and fluid content and the spreading delineated to North West for lithology and hidrocarbon fluid itself. "

"Identifikasi reservoar karbonat dan batuan dasar berdasarkan inversi simultan telah dilakukan pada lapangan ldquo;F cekungan Sumatera Selatan. Reservoar karbonat pada lapangan ini berada pada Formasi Batu Raja BRF yang merupakan salah satu reservoar karbonat produktif di cekungan ini. Penelitian ini dilakukan untuk menkonfrimasi kesalahan interpretasi zona prospek pada reservoar karbonat tersebut. Menurut studi sebelumnya, pada formasi ini terdapat zona potensial yang ditunjukan oleh nilai impedansi akustik yang rendah pada bagian barat daerah penelitian. Akan tetapi hasil dari pengeboran menunjukkan fakta yang berbeda dimana area ini diindikasikan sebagai batuan dasar lapuk. Impedansi akustik tidak mampu memisahkan kedua jenis batuan ini batuan karbonat dan batuan dasar . Oleh karena itu untuk memisahkan kedua jenis batuan tersebut diperlukan parameter elastik lainnya. Berdasarkan analisis crossplot dari beberapa sumuran, Vp/Vs dan lambda-rho adalah parameter elastik yang paling sensitif untuk memisahkan keduanya. Untuk mendapatkan parameter tersebut, penelitian ini mengunakan inversi simultan dengan lateral variant wavelet. Tujuan penerapan lateral variant wavelet untuk menjaga kualitas dari hasil inversi pada zona batuan dasar. Lateral variant wavelet diekstraksi mengunakan data sumur yang mewakili kedua jenis batuan tersebut. Hasil penelitian menunjukkan bahwa parameter elastik hasil inversi seismik dengan lateral variant wavelet dapat memisahkan batuan dasar lapuk. Pemisahan kedua batuan tersebut diindikasikan oleh nilai Vp/Vs dan lambda-rho yang relatif lebih rendah dibandingkan dengan reservoar karbonat.

---

Identification of carbonate reservoir and basement using multi wavelet simultaneous inversion has been done. This research had been carried out for justifying pitfall interpretation of carbonate reservoir in BRF.

Refer to the previous study, the potential zone, which indicated by low acoustic impedance in the western part of study area, is not prospect zone. Obviously based on the drilling information thus area suggested as weathered basement. This means there are pit fall when we rely only on the acoustic impedance. Therefore, to distinguish between carbonate and weathered basement we need another sensitive elastic parameter.

Based on multi well cross plot analysis of elastic parameters, Vp Vs and lambda rho are sensitive to separate them. This study applied simultaneous seismic inversion which was combined with lateral variant wavelet to get that parameter from seismic data. The intention of the application of lateral variant wavelet is to preserve good correlation between the prospect zone and non prospect zone. The lateral variant wavelet were extracted from well, which is located in the certain location representing the BRF zone and weathered basement.

The result show that the weathered basement was indicated by low Vp Vs and low lambda rho compared to carbonate reservoir."

"ABSTRAKTesis ini membahas bagaimana proses mengaplikasikan metoda neural network pada data seismik tiga dimensi untuk memprediksi porositas dan saturasi air pada suatu reservoar dengan membuat volum pseudo log. Studi kasus penelitian ini adalah reservoar karbonat build-up pada formasi Parigi di lapangan X, merupakan lapangan gas yang baru ditemukan, di cekungan Jawa Barat Utara, dimana studi reservoar perlu dilakukan untuk program pengembangan produksi, salah satunya dari aspek geofisika. Studi ini menggunakan analisis pendekatan statistik dari atribut seismik terhadap data sumur yakni log porositas dan saturasi air untuk mendapatkan multi atribut dengan korelasi terbaik yang digunakan sebagai input dalam proses prediksi dengan menggunakan metoda Neural Network. Dengan menerapkan Neural Network, hasil prediksi memiliki korelasi dan resolusi yang lebih tinggi mendekati data akutal log porositas dan saturasi air. Hasil dari penelitian ini adalah distribusi porositas dan saturasi air secara kuantitatif berupa pseudo log volum tiga dimensi dimana data ini dapat menjadi data pendukung dalam studi reservoar lebih lanjut seperti pemodelan geologi, simulasi reservoar dan perhitungan cadangan. Hasil pseudo log ini kemudian diinterpretasi dan dipetakan untuk karakterisasi reservoar dan penentuan lokasi sumur. Dari pseudo log porositas, reservoar target secara stratigrafi dapat dibagi menjadi empat lapisan berdasarkan perbedaan nilai porositasnya. Untuk pseudo log saturasi air, dapat terlihat tiga kontak dan zona fluida reservoar, dimana terdapat zona gas, zona transisi, dan zona air. Dari hasil interpretasi distribusi reservoar tersebut direkomendasikan untuk pemboran dua sumur di lapangan X untuk memproduksi cadangan gas dan 1 sumur eksplorasi untuk membuktikan kandungan gas pada struktur build-up lain didekatnya.

---

ABSTRACTThe focus of this study is the process how to apply neural network method in 3D seismic data to generate pseudo log of both porosity and water saturation in a reservoir. Case of this study is carbonate build-up at Parigi formation in X field, a new gas discovery field, in North West Java basin where resevoir study for production development including geophysical aspect is very necessary. This study used statistical analysis approach based on corelation between seismic atribut and well log data which are log porosity and water saturation to get multi attribute as input for prediction process. Applying Neural Network can improve correlation and resolution between pseudo log and actual log both porosity and water saturation. The result of this study is quantitative ditribution of both porosity and water saturation in 3D psudo log volume which can be used for data supporting in geological modeling, reservoir simulation and reserves estimation. Then, those pseudo log are interpreted and mapped for characterization and well location delineation. Based on pseudo porosity log , the reservoir can be divided in four layers with different porosity value. For pseudo water saturation log, we can see contact and fluid zones of the reservoir which consist of gas zone, transition zone and water zone. According to interpretation pseudo log of both the porosity and the water saturation, can be recommended to drill two wells in X field to drain gas reserves and one exploration well to prove gas accumulation in other build-up stucture where is located near of X field"

"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untukmemahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilaipengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan)dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic FlowUnit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitianmengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yangterkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran ronggayang saling terkoneksi (R35).

---

The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional

facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is

controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report.

Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties

values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get

the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic

flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences.

There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35)."