Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKLapangan “E” terletak di Cekungan Jawa Barat Utara yang terbuktimengandung minyak dari hasil pemboran sumur eksplorasi yang telah dilakukan.Untuk memprediksi distribusi porositas, gross carbonate, dan saturasi air padalapisan karbonat yang mengandung minyak digunakan metode multiatribut daninversi impedansi akustik. Diharapkan dari penelitian ini bisa membantu dalammengidentifikasi penyebaran lapisan karbonat dan saturasi air dalam menentukanzona oil prone. Setelah dilakukan crossplot antara atribut seismik dengan hasilanalisis parameter petrofisika seperti porositas, gross carbonate, dan juga saturasiair dan diperoleh hubungan diantara kedua nya maka kita dapat memperoleh hasilakhir berupa peta persebaran parameter petrofisika. Selain digunakan atributseismik, untuk memperoleh prediksi yang lebih baik maka di integrasikan denganinterpretasi geofisika secara kuantitatif yang dalam hal ini atribut impedansiakustik. Analisa atribut impedansi akustik dilakukan dengan proses inversi seismik.Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa persebaran lapisan karbonat pada lapangan“E” dapat diprediksi dengan baik dengan menggunakan inversi impedansi akustik.Atribut RMS Amplitude dapat dihubungkan dengan gross karbonat, atributdominant frequency dan impedansi akustik dapat membantu dalam menentukanzona oil prone pada daerah penelitian

---

ABSTRACTField "E" is located in the North West Java Basin were proven to contain oilfrom the drilling of exploration wells which has been carried out. To predictporosity distribution and water saturation within carbonate layers containing oil,multi-attribute and acoustic impedance inversion methods were used. The objectiveof this study is to identify carbonate layer, gross sand, and water saturationdistribution in determining the oil prone zones.To form a distribution map ofpetrophysical parameters, the relationship between seismic attribute against theresult of petrophysical parameters such as porosity, gross sand, and water saturationshould be analyzed and done by using crossplot. To obtain a better distribution map,quantitative geophysical interpretation in a form of acoustic impedance attributewas integrated. Acoustic impedance attribute analysis performed by seismicinversion process.The results showed that the distribution of carbonate layers as atarget zone on field "E" well predicted by using acoustic impedance inversion. RMSamplitude attribute could be associated with gross carbonate, dominant frequencyand acoustic impedance attribute which is helpful in determining the oil prone zonesin the study area."

"Formasi Balikpapan yang terletak pada lapangan KEVEV, Cekungan Kutai merupakan reservoir batupasir yang cukup baik sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon. Dalam penelitian ini, telah dilakukan inversi impedansi akustik AI pada seismik 3D untuk mengetahui karakteristik dari lapisan target pada formasi Balikpapan di Lapangan KEVEV, Cekungan Kutai, Kalimantan. Inversi impedansi akustik pada data seismik yang dilakukan berbasis model dimana pembuatan model dikontrol oleh 6 Sumur yang digunakan dan juga 1 Horizon. Pada hasil inversi AI dilakukan slice untuk mendapatkan daerah low-Impedance yang berpotensi sebagai lapisan pasir sehingga dapat mengindikasikan adanya hidrokarbon pada lapangan "KEVEV" berdasarkan nilai impedansi akustik dan porositas. Dari proses inversi AI yang dilakukan pada data seismik 3D di Lapangan KEVEV diperoleh harga impedansi akustik untuk lapisan Horizon x adalah antara 20.000 ft/s g/cc-27.000 ft/s g/cc. Setelah dikonversikan menjadi porositas, didapatkan harga porositas untuk Horizon X sebesar 20-24 . Zona prospek hidrokarbon diindikasikan terdapat pada puncak dekat dengan sumur KEVEV 0060.Untuk sumur pengembangan berikutnya sebaiknya dilakukan di dekat titik tersebut.

---

Balikpapan formation, which is located in KEVEV field, Kutai Basin, is a quite good sandstone reservoir as a place where hydrocarbons are accumulated. In this study, Acoustic Impedance AI Inversion in 3D seismic, have been done to interpret characteristic of the target rsquo s layer in Horizon X, KEVEV field, Kutai Basin, Kalimantan. Acoustic impedance seismic inversion, which based on model controlled by 6 wells and 1 horizon.

The results of Al inversion sliced to get the low impedance area which are potential as a sand layer, so that the hydrocarbon can be indicated in KEVEV field, based on the value of acoustic impedance and porosity. The result of acoustic impedance inversion from 3D seismic data in KEVEV Field controlled by Horizon X is in range 20.000 ft s g cc - 27.000 ft s g cc. After being converted in to porosity, the value of porosity for Horizon X is obtained. The value is 20 - 24. Hydrocarbon prospect zone is indicated in the high structure, near to KEVEV 0060 well. The next develop well ought to be near that point."

"Cekungan Barito yang terletak di Kalimantan merupakan cekungan yang sangat potensial sebagai tempat pengendapan batubara, cekungan ini mempunyai tektonik setting yang tidak terlalu banyak dan cekungan ini dipisahkan oleh sesar Adang dengan cekungan-cekungan lain disekitarnya. Potensi batubara disini terdeteksi pada Formasi Warukin dan Formasi Tanjung. Penelitian ini difokuskan untuk mengidentifikasi lapisan batubara pada Formasi Warukin dengan menggunakan gelombang seismik. Salah satu cara membantu mengidentifikasinya adalah dengan menggunakan metoda inversi impedansi akustik. Metode ini memanfaatkan perbedaan kecepatan rambat gelombang dan juga perbedaan densitas yang sangat kontras antara masing-masing lapisan, dengan data sumur sebagai kontrolnya agar inversi penampang seismik sesuai dengan data sebenarnya. Nilai p-impedance dari batubara relatif paling rendah dari semua, namun perlu diperhatikan juga adanya batuan lapuk, yaitu batuan dekat permukaan tanah yang mempunyai densitas yang rendah yaitu sekitar 1.6 gr/cc dan batubara sebesar 1.3 gr/cc. Karena ketebalan batubara tidak menentu hal ini dapat mempersulit interpretasi, karena itu diperlukan data tambahan untuk memperkuat keberadaan dari lapisan batubara, dengan jalan memanfaatkan atribut - atribut dari gelombang seismik, misalnya dengan memanfaatkan frekuensi yaitu instantaneous frequency dan juga spectral decomposition, upaya ini dilakukan untuk melihat lapisan-lapisan batubara tersebut, dan menghasilkan nilai untuk p-impedance sebesar 12433 (ft/s)*(g/cc) - 14571 (ft/s)*(g/cc) dengan kemenerusan kearah barat.

---

Barito Basin is located in Kalimantan basin as a potential coal deposition, the basin has a many tectonic setting and it is separated by Adang fault with others surrounding the basin. Potential coal here was detected in Warukin Formation and Tanjung Formation. This study focused on identifying the Warukin Formation coal seams used seismic method with respect to inversion technique. This technique used acoustic impedance that originated from velocity and density of formations, to support we also analyzed well data to control the inversion. Impedance value of coal relative the lowest of all, but it should be noted that the weathered rocks which has a density of about 1.6 gr/cc, and density of coal is 1.3 gr/cc, the rocks close to the surface of the soil that has a low density. Coal thickness uncertain because this can complicate the interpretation, because it required additional data to strengthen the presence of coal seams, by utilizing the attributes - attributes of seismic waves, for example by using the instantaneous frequency and spectral frequency decomposition, this effort was to see the coal layers, and produce value for p-impedance by 12433 (ft / s) * (g / cc) - 14571 (ft / s) * (g / cc) with continued layer of coal to west."

"Karakterisasi Reservoar pada Lapangan Migas ?Boonsville? telah dilakukan menggunakan metode inversi seismik dan metode geostatistik. Kedua teknik tersebut saling melengkapi dimana metode inversi seismik mengacu pada data seismik sedangkan metode geostatistik mengacu pada data sumur. Dengan mengintegrasikan konsep inversi seismik dan geostatistik dapat dipetakan distribusi reservoar secara lateral. Pada studi ini, teknik inversi seismik yang digunakan adalah teknik inversi "Model Based" sedangkan teknik geostatistik yang digunakan adalah teknik "Kriging" dan "Co-Kriging". Teknik integrasi ini diaplikasikan pada data seismik 3D yang memiliki cakupan 133 inline (74 - 206), dan 97 xline (105 - 201). Data sumur yang digunakan adalah tujuh sumur yang memiliki log densitas dan log sonic. Hasil integrasi kedua teknik tersebut memperlihatkan pola persebaran reservoar dengan trend berarah dari barat daya ke timur laut.

---

Reservoir characterization of ?Boonsville? Oil and Gas field has been carried out using seismic inversion and geostatistic method. These methods are completing each other, in which seismic inversion method is referring to seismic data, while geostatistic method is referring to well data. By integrating both seismic inversion and geostatistic methods, lateral reservoir distribution map could be generated.

In this study, the seismic inversion is performed by using "Model Based" inversion algorithm, while the geostatistic is carried out by using "Kriging" and "Co- Kriging" technique. This integrating technique is applied to 3D seismic data, which consists of 133 inline (74 - 206), and 97 xline (105 - 201). The well data set consists of seven wells, which is completed by sonic and density log. The result of both methods are showing reservoir distribution trend on south-west to north-east direction."

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan hidrokarbon terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoarnya yang potensial berada di Formasi Baturaja dan Talangakar. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut untuk memvalidasi hasil dari metode inversi impedansi akustik dengan lebih detail dalam memetakan zona reservoar di Lapangan “ZA”. Metode inversi impedansi akustik yang digunakan adalah model based. Sedangkan metode multiatribut yang digunakan adalah Probabilistic Neural Network (PNN) dengan parameter fisik volume shale dan porositas efektif. Hasil inversi impedansi akustik kurang memetakan zona reservoar dengan baik dikarenakan rentang yang terlalu lebar pada reservoar karbonat (35000-48000 ft/s.g/cc) dan masih terdapat overlapping pada nilai impedansi akustik batupasir (23000-26000 ft/s.g/cc). Hasil multiatribut secara konsisten menunjukkan persebaran limestone dengan rentang nilai volume shale < 10,75% dan porositas efektif 15,42-23,00 % (good-very good) serta persebaran batupasir dengan rentang nilai volume shale < 31,60 % dan porositas efektif 15,00-25,00 % (good-very good). Berdasarkan hasil analisis kedua metode, terdapat beberapa area potensial dengan porositas efektif dan seal yang baik yang dapat dikembangkan selanjutnya, yaitu persebaran limestone pada area tinggian sebelah barat laut (NW) untuk Formasi Baturaja dan persebaran batupasir pada area timur laut (NE) dan utara (N) untuk Formasi Talangakar.

---

South Sumatra Basin is the largest hydrocarbon basin in Indonesia with one of its potenstial reservoirs in Baturaja and Talangakar Formations. This study uses a multi-attribute method to validate the acoustic impedance inversion result in more detail for reservoir zone mapping in the “ZA” Field. The acoustic impedance inversion method used is model based. While the multi-attribute method used is Probabilistic Neural Network (PNN) and uses physical parameters of shale volume and effective porosity. The results of acoustic impedance inversion can not map the reservoir zone properly because of the wide range in the carbonate reservoir (35000-48000 ft/s.g/cc). The multi-attribute results consistently show limestone distribution with range of shale volume < 10,75% and effective porosity of 15,42-23,00 % (good-very good), also sandstone distribution with shale volume range < 31,60 % and effective porosity of 15,00-25,00 % (good-very good). Based on this analysis result, there are several potential areas that has good effective porosity and seals that can be further developed, namely the distribution of limestone in the northwestern high area (NW) for Baturaja Formation and the distribution of sandstone in the northeast (NE) and north (N) areas for Talangakar Formation."

"Kombinasi metode dekomposisi spektral Continous Wavelet Transfrom (CWT) dan inversi seismik telah dilakukan pada lapangan Blackfoot, Australia. Metode dekomposisi spektral digunakan untuk identifikasi estimasi nilai atenuasi pada data seismik sedangkan inversi seismik untuk mencari lapisan pasir yang diduga sebagai reservoar. Penggunaan kedua metode ini dapat memetakan dan mengkarakterisasi reservoar berdasarkan sumur 14-09 dan 16-08, dengan menggunakan data post stack seimik 3D. Uji sensitivitas dapat memperlihatkan zona dan karakterisasi reservoar untuk memperlihatkan litologi (sand-shale). Berdasarkan data geologi, daerah interest terletak pada lapisan Glauconitic yang tergolong dalam Manville Group. Pada hasil horison slice top Glauconitic yang telah di inversi, maka didapatkan nilai impedansi akustik yang berkisar 7500-9000(ms)*(g/cc). Setelah itu, dilakukan spektral dekomposisi pada horizon top glauconitic dengan hasil frekuensi 19 hz yang dapat memvisualisasi reservoar.

---

Combination of Spectral Decomposition method Continous Wavelet Transform (CWT) and seismic inversion have been done on the Blackfoot Field, Australia. Spectral Decomposition method has been used to identification the estimated of attenuation value on seismic data while the acoustics impedance inversion to find sand layer which suspected as reservoir. The utilization both of these methods to map out and characterize the reservoir based on wells 14-09 and 16-08, with using post stack seismic data 3D.

Sensitivity test show the zone and reservoir characterization possible to show the lithology (sand-shale). Based on geological data, the interest zone lies in the Glauconitic layer belonging to the Manville Group. The results of horizon slice on top Glauconitic that have been in the inversion, the acoustics impedance values obtained ranged 7500-9000 (ms)*(g/cc). After that, the Spectral Decomposition on top Glauconitic with frequency of results 19 hz that can visualize the reservoir."

"Penelitian yang dilakukan di lapangan Abiyoso pada formasi gumai bertujuan untuk memperkirakan daerah yang berpotensi sebagai shale reservoir berdasarkan parameter impendansi akustik dan analisa log. Log gamma ray, neutron (NPHI) dan density (RHOB) secara efektif dapat mengidentifikasi kandungan material organik pada batu serpih. Terdapat hubungan antara Vp pada porositas rendah terhadap kematangan kerogen. Vp meningkat dengan meningkatnya tingkat kematangan kerogen. Hasil inversi menunjukkan bahwa pada daerah Top Horizon 3, 4 dan 5 kerogen telah matang, dengan nilai AI (21000 - 25000) (ft/s)*(g/cc).

---

Research conducted in the filed Abiyoso at gumai formation aims to estimate the potential area as a shale reservoir based on parameters acoustic impedance and log analysis. Gamma ray log, neutron (NPHI) and density (RHOB) is efective to organic matter identification of shale. The maturity of kerogen can be related to Vp at low-porosity.Vp increas with increasing maturity. Inversion result show that kerogen is mature on the area of Top Horizon 3, 4 and 5 with AI value (21000 - 25000) (ft/s)*(g/cc)."

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."

"Penelitian ini melakukan identifikasi lapisan shale gas menggunakan Inversi Impedansi Akustik dan Dekomposisi Spektral. Penelitian dilakukan di Lapangan "AP", Cekungan Barito dan formasi target yaitu Formasi Tanjung. Nilai Total Organic Carbon (TOC) ditentukan dengan menggunakan Passey's Number dan data geokimia. Selanjutnya, zona shale gas ditentukan dengan mengorelasikan Log Gamma-ray dengan Log Densitas, Sonic, NPHI, dan Resistivitas pada dua sumur. Hasil korelasi menunjukkan terdapat zona shale gas pada masing-masing sumur, yaitu dikedalaman 7130-7370 ft (Sumur A-1) dan 3100-3280 ft (Sumur P-1). Zona shale gas Sumur A-1 dan Sumur P-1 memiliki TOC rata-rata 5.4 wt% dan 2.8 wt%. Hasil tersebut didukung oleh hasil inversi impedansi akustik (AI) yang menujukkan nilai impedansi rendah untuk zona shale gas antara 5000-8000 m/s*g/cc (Line A-1), dan 7200-8900 m/s*g/cc (Line P-1). Selain itu, hasil tersebut juga didukung oleh hasil dekomposisi spektral yang menunjukkan anomali Continuous Wavelet Transform (CWT) tinggi pada frekuensi 18 Hz (untuk Line A-1) dan 20 Hz (untuk Line P-1). Analisis terintegrasi antara data seismik, hasil inversi AI dan CWT menunjukkan terdapat daerah potensial shale gas pada punggungan antilkin di Line A-1 dan Line P-1.

---

This study identify shale gas layer using acoustic impedance (AI) and spectral decomposition. The object of this study is Field ‘AP’, Barito Basin, and the formation target is Tanjung Formation. Total Organic Carbon (TOC) values was determined using Passey’s Number and geochemical data. Furthermore, shale gas zone was determined by correlating Gamma-ray log with Density, Sonic, NPHI and Resistivity log in two wells.

Correlation result showed there are a shale gas zone in each well, which is at 7130-7370 ft (Well A-1) and 3100-3280 ft (Well P-1). Shale gas zone Well A-1 and P-1 has average TOC of 5.4 wt% and 2.8 wt%. These results are supported by calculation of AI inversion, which showed a low impedance values for shale gas zone between 5000-8000 m/s*gr/cc (Line A-1) and 7200-8900 m/s*gr/cc (Line P-1).

Besides, spectral decomposition also showed high CWT anomaly at 18 Hz (Line A-1) and 20 Hz (Line P-1). Integrated analysis of seismic data, AI, and CWT indicates there are potentials area of shale gas on the anticline ridge on Line A-1 and Line P-1."

"Skripsi ini memaparkan aplikasi metode inversi Akustik Impedans (AI) dan Dekomposisi Spektral pada data seismik di lapangan ?Upper? Norway. Tujuan dari aplikasi metode seismik inversi ini adalah untuk identifikasi reservoir batupasir yang memiliki ketebalan dibawah resolusi seismik. Metode inversi Model Based, digunakan untuk mendapatkan hasil analisis yang baik. Dilakukan teknik plot silang dari data sumur untuk mendapatkan persamaan antara nilai impedansi akustik dan nilai porositas, setelah itu dilakukan transformasi dari penampang impedansi akustik menjadi penampang porositas. Hasil interpretasi peta distribusi inversi impedansi akustik akan menunjukkan zona kemungkinan reservoir. Kemungkinan adanya reservoir ditandai oleh porositas rendah dengan nilai impedansi akustik yang relatif tinggi. Dekomposisi spektral digunakan untuk melihat konten yang ada pada lapangan Upper dimana kemungkinan di lapangan tersebut adanya gas atau minyak. Kemungkinan tersebut dapat terlihat dari analisa pola respon frekuensi.

---

This thesis describes the application of acoustic impedance inversion method (AI) and Spectral Decomposition of the seismic data in the field "Upper" Norway. The purpose of this application is the method of seismic inversion for the identification of reservoir sandstones having a thickness below seismic resolution. Based Model inversion method, is used to obtain analytical results are good. Performed cross plot technique of well data to obtain similarities between acoustic impedance values and porosity values, after the transformation of the cross-section of the acoustic impedance into porosity cross section.

Results interpretation acoustic impedance inversion distribution map will show the possibility of the reservoir zone. The possibility of a reservoir characterized by low porosity with acoustic impedance values relatively high. Spectral Decomposition is used to view the content available on the Upper field where the possibilities in the field presence of gas or oil. The possibility can be seen from the analysis of the frequency response pattern."