Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Peristiwa semburan pemboran merupakan masalah serius yang diakibatkan tekanan formasi yang tinggi. Prediksi tekanan formasi diperlukan untuk merancang berat jenis lumpur dan kedalaman casing yang tepat agar tidak terjadi masalah akibat tekanan formasi yang tinggi. Selain itu, optimalisasi lokasi sumur juga dapat dilakukan sebelum pemboran dengan bantuan prediksi tekanan formasi. Studi ini mengintegrasikan hasil pengolahan dan analisa dari data sumur dengan data seismik dengan menggunakan beberapa teknik untuk mendapatkan model kecepatan yang sesuai untuk analisa prediksi tekanan pori. Model kecepatan yang dilakukan adalah pemodelan dari yang didapatkan dengan beberapa metode, yang meliputi: dix-velocity inversion, model kecepatan dari data checkshot dan post-stack impedance inversion. Selanjutnya, ketiga hasil kecepatan tersebut dikombinasikan untuk memperoleh model kecepatan dengan resolusi tinggi yang sesuai untuk mendapatkan model 3 Dimensi dari tekanan pori. Hasil prediksi tekanan pori memperlihatkan penyebaran dari zona Overpressure pada zona Deep khususnya zona Transisi dimana tekanan mulai naik dari tekanan normal ke tekanan yang tinggi yang terlihat pada marker R28-3 ke R29. Penyebaran zona tersebut hanya berada di sekitar sumur AL-9-B yang memang terbukti ditemukan zona Overpressure. Penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program pengeboran di daerah ALIA terutama dengan target reservoir di zona Transisi.

---

Kick or Blow out is a serious problems during drilling which is caused by Pore Pressure. Therefore a quantitative predrill prediction of pore pressure is urgently needed for anticipating this problem by setting the drilling mud weight, casing design. Optimization of well location could be done with this Pore Pressure Prediction. Building a reliable pore pressure cube from velocity to pore pressure transform over the entire ALIA Field will achieve the target.

Study uses an integrated geological and geophysical technique for pore pressure prediction, where pore pressure can be transformed by velocity cube that derived from several techniques. It can be from seismic velocity data only (stacking velocity) or check shot data or using AI seismic inversion data. The velocity cube refer to velocity interval. The result will be combined and calibrated to pore pressure from well data to get the high resolution of 3D Pore prediction cube.

The Pore Pressure Prediction result shown that Over pressure zone exhibit in below Marker R28-3 Deep Zone Mentawir Formation. The distribution located around AL-9-B well as known as Over pressured Well. This high resolution of 3D Pore prediction cube is giving an important information on distribution of pore pressure, and very useful for drilling design in ALIA Field."

"Lapangan ALIA yang berada di Delta Mahakam, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur terdiri lebih dari 550 akumulasi reservoar yang secara struktur saling menumpuk dan terkompartemenkan. Lapangan ini sudah menghasilkan minyak kurang lebih selama 40 tahun. Terdapat lebih dari 400 sumur yang sudah di bor pada lapangan ini. Selama ini eksplorasi mengandalkan data sumur dan baru pada tahun 2011 dilakukan survey seismik 3D. Berdasarkan hasil survey seismik 3D tersebut, tesis ini memanfaatkan data seismik untuk karaktrerisasi reservoar lebih detail dengan menggunakan metode AVO dan Inversi Simultan. Metode AVO dan Inversi Simultan digunakan untuk mengetahui pola dan anomali hidrokarbon dari penampang seismik. Metode ini akan menghasilkan beberapa sifat fisika properti reservoar seperti Impedansi gelombang P, Impedansi Gelombang S, densitas Dn, dan Lamda-rho. Hasil analisa pada lapangan ALIA menunjukan bahwa pada zona reservoar target yaitu Top R0-35 memiliki anomali pada Attribute AVO Intercept/A (-), Gradient/B (-), Product/A*B (+). Selain zona reservoar target, Zona reservoar lain juga memiliki pola anomali yang sama yaitu pada Top Horizon R0-1. Hasil analisa Inversi simultan juga menunjukan bahwa zona reservoar tersebut memiliki anomali hidrokarbon dengan nilai Impedansi P (Zp) antara 2000 - 4000 ms-1gcc-1, nilai Impedansi S (Zs) berkisar antara 900 - 2050 ms-1gcc-1, dan Densitas (Dn) berkisar antara 1.7-2.11 gcc. Lambda Rho juga memiliki anomali yang sama dengan nilai berkisar antara 8.8-14.6 Gpa*g/cc.

---

ALIA field is located in Kutai basin, Mahakam Delta East Kalimantan, comprises of over 550 unconnected accumulations/reservoirs in structurally stacked and compartementalized deltaic sands. It has produced oil and gas for 40 years and more than 400 wells have been drilled in the field. Exploration and Development of this field was rely on well data and 3D seismic survey just conducted on 2011. Based on 3D seismic result, this thesis utilize seismic data for reservoar characterization by using AVO analyses and Simultaneous Inversion to get more detail of results.

Simultaneous inversion and AVO analyses is novel method in reservoir characterization. The method will produce several physical properties of reservoir such as P-wave Impedance, S-wave Impedance, density, Vp/Vs ratio, Lamda-rho and mu-rho. These physical properties could be used to estimate the type and content of reservoir lithology. Simultaneous AVO inversion needs P-wave sonic log, S-wave sonic log and density as input.

Analyses result from ALIA field at reservoar target zone, at Top R0-35 having the anomaly AVO Intercep/ A (-), Gradient B (-) and Product A*B (+). Another reservoar zone also having the same anomaly at Top Horizon R0-1. Simultaneous Inversion result also showed hydrocarbon anomaly with Impedance P (Zp) value around 2000 - 4000 ms-1gcc-1, Impedance S (Zs) around 900 - 2050 ms-1gcc-1, and Density (Dn) around 1.7-2.11 gcc. Lambda Rho showed hydrocarbon anomaly with value around 8.8-14.6 Gpa*g/cc"

"ABSTRAKPenentuan nilai tekanan pori merupakan salah satu tahapan yang perlu dilakukan dalam suatu kegiatan eksplorasi minyak dan gas bumi pada suatu lapangan hidrokarbon. Nilai tekanan pori dapat digunakan untuk mengetahui seberapa aman proses eksplorasi yang berlangsung pada lapangan tersebut dengan mengetahui apakah terdapat kondisi overpressure di bawah permukaan. Dengan mengetahui hal tersebut maka dapat dilakukan pencegahan terhadap masalah pengeboran seperti loss, kick, atau blowout. Untuk itu perlu dilakukan analisis nilai tekanan pori. Pada penelitian ini dilakukan perhitungan tekanan pori dengan menggunakan Metode Eaton dan Metode Kompresibilitas berdasarkan data wireline logging pada Lapangan X Cekungan Sunda. Metode tersebut diterapkan pada litologi yang berbeda, dimana untuk litologi shale digunakan Metode Eaton dan litologi karbonat digunakan Metode Kompresibilitas. Sebelum melakukan perhitungan tekanan pori, dilakukan analisis petrofisika untuk mendapatkan parameter input yang diperlukan serta perhitungan tekanan overburden dan teknanan hidrostatik dengan data log densitas. Pada penelitian ini juga dilakukan perhitungan tekanan rekah menggunakan Metode Eaton yang bertujuan untuk mengetahui apakah mud-weight yang digunakan dalam eksplorasi sudah tepat atau tidak. Nilai tekanan pori yang didapatkan dengan menggunakan Metode Eaton dihitung berdasarkan nilai Normal Compaction Trend (NCT) Sonik sedangkan perhitungan pada metode kompresibilitas dilakukan dengan mencari nilai kompresibilitas bulk dan kompresibilitas pori terlebih dahulu. Metode Kompresibilitas yang digunakan pada penelitian ini ada dua, yaitu metode Kompresibiltias Atashbari dan metode Kompresibilitas Azadpour. Hasil perhitungan tekanan tersebut kemudian dikalibrasikan dengan data pengukuran tekanan langsung (DST) yang tersedia pada tiap sumur penelitian. Berdasarkan hasil perhitungan dapat dilihat bahwa metode Kompresibilitas Azadpour menunjukkan hasil yang lebih baik untuk perhitungan tekanan pori di litologi karbonat. Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa secara umum nilai tekanan pori di sumur penelitian berada pada nilai yang cukup aman, dimana secara keseluruhan nilai tekanan pori berada di bawah mud-weight yang digunakan sehingga tidak menimbulkan fenomena kick yang membahayakan kegiatan eksplorasi.

---

ABSTRACTPore pressure determination is an important step that is needed to be done on an oil and gas exploration process in a hydrocarbon field. Pore pressure value can be used to determine whether the field is safe enough to do exploration by knowing if there is any overpressure condition below the surface. By knowing pore pressure value, we can do prevention towards drilling problem such as loss, kick, or blowout. For that reason, pore pressure analysis needs to be done. In this research, pore pressure value is calculated using Eatons Method and Compressibility Method based on wireline logging data in Field X Sunda Basin. Both methods are applied for different lithologies, in which for shale rock Eatons Method is used, while Compressibility Method is used for carbonate rock. Before calculating pore pressure, first petrophysics analysis is done to get input parameter that is needed, and then overburden stress and hydrostatic pressure is calculated using density log. In this research fracture pressure is also calculated using Eatons Method to find out whether mud-weight that is used in the exploration step is appropriate. Pore pressure value from Eatons Method is calculated based on Sonic Normal Compaction Trend (NCT) value while the calculation on Compressibility Method is done by finding bulk compressibility and pore compressibility first, there are two different Compressibility methods that is used in this research, that is Atashbari Compressibility method and Azadpour Compressibility method. The result of pore pressure calculation is then calibrated using direct pressure measurements from DST data that is available on the research well. Based on the results of calculation, Azadpour Compressibility method shows a better result in calculating pore pressure in carbonate lithology. The results of the study show that in general pore pressure value in the research well were at a safe value, where in general the pore pressure were below mud-weight value that is used on the well so it did not cause any kick phenomena that is dangerous during exploration activity."

"Prediksi tekanan pori sebelum melakukan proses pengeboran menjadi hal yang sangat penting karena dapat merepresentasikan pemetaan migrasi hidrokarbon, serta analisa konfigurasi tutupan dan geometri cekungan. Disisi lain penentuan tekanan pori dapat membantu dalam pembuatan desain program casing dan lumpur. Penelitian ini dilakukan pada lapangan X, Cekungan Kutai Kalimantan Timur dimana secara regional cekungan ini tersusun atas endapan- endapan sedimen yang berumur tersier yang memperlihatkan endapan-endapan fase trangresi dan regresi laut. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini menggunakan metode yang dikembangkan oleh Eaton, metode ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data log sumur. Prediksi tekanan pori diturunkan dari kecepatan seismik 3D yang diperoleh dari hasil pemodelan kecepatan dengan menggunakan metode Impedansi akustik Inversion, dimana metode tersebut mampu untuk memprediksi kecepatan lebih akurat untuk menetukan karakteristik litologi dan daerah yang berstruktur komplek. Proses yang dilakukan pada penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan dengan Metode Eaton pada 5 sumur dengan data kecepatan sonic dan seismic, selanjutnya melakukan perhitungan nilai overburden, Tekanan Hidrostatik, Normal Compaction trend NCT dan Model distribusi prediksi tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori dapat memperlihatkan penyebaran/ distribusi zona overpressure pada lapangan X yang dilalui oleh 5 sumur, penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program untuk menentukan pengeboran sumur di area tersebut.

---

Pore Pressure prediction prior to drilling is paramount importance as it can represent of mapping hydrocarbon migration, as well as to analyse of trap and basin geometric configurations. Side of is other pore pressure determination can be assist in design of casing and mud program. This research was conducted in X field , Kutai basin, East Kalimantan, where is by regional this basin is composed of tertiary deposits which to show sedimentary deposits of marine tracres and regressions. The pore pressure prediction in this study using developed methods by Eaton, this method requires geophysical measurement data such as seismic velocity data and well log data.

The pore pressure prediction is derived from the 3D seismic velocity obtained from the velocity modeling results using the Inversion acoustic impedance method, where the method is able to predict more accurate velocities to determine lithologic characteristics and complex structured regions. The process performed in this study begins by determining the calculation parameters with the Eaton Method on 5 wells with sonic and seismic velocity data, then performing overburden value calculation, Hydrostatic Pressure, Normal Compaction Trend NCT and Pore pressure prediction distribution model. From the predicted pore pressures can show the distribution of overpressure zones in the X field through which 5 wells, this distribution is important to assist in the program to determine drilling wells in the area."

"Kereta Cepat adalah suatu bentuk transportasi yang menghubungkan antara tempat-tempat yang jauh, dalam hal ini kota ke kota Jakarta dan Bandung. Waktu tempuh dengan menggunakan moda transportasi ini berkurang karena tidak akan ada kemacetan sama sekali karena menggunakan jalur kereta api sebagai jalur perjalanannya. Selama perjalanannya, akan menemui banyak terowongan seperti Terowongan Walini. Saat memasuki, di dalam dan keluar terowongan akan banyak peristiwa aerodinamis yang akan terjadi dan mempengaruhi kereta api. Seluruh permukaan badan kereta, terowongan, dan juga lingkungan sekitar akan terpengaruh oleh peristiwa ini. Fokus analisis efek adalah pada bagian hidung kereta, dipengaruhi oleh kecepatan dan tekanan yang dihasilkan kereta. Ini dipengaruhi oleh perbedaan tekanan yang dibawa kereta berkecepatan tinggi dari lingkungan luar ke terowongan dengan input kecepatan tinggi. Menyebabkan peningkatan tekanan di depan kereta terutama bagian hidung kereta api berkecepatan tinggi karena kerusakan tekanan mikro yang perlu melakukan perjalanan ke bagian belakang kereta untuk menstabilkan kondisi aerodinamis sebelum menjadi kondisi stabil ketika 2-3 panjang kereta api keluar dari terowongan sehingga kondisi aerodinamis kereta api berkecepatan tinggi menjadi sepenuhnya stabil terhadap terowongan dan lingkungan sekitarnya

---

The High-speed Train is a form of transportation that connects between far places, in this case town to town of Jakarta and Bandung. Travel time using this method of transportation is decreased since there will be no congestion whatsoever since it uses rails as the path of its travel route. During its journey, it will encounter many tunnels like the Walini Tunnel. Whilst entering, inside and exiting the tunnel there will be many aerodynamic events that will be occurring and affecting the train. The whole body surface of the train, the tunnel, and also the nearby environment will be affected by these events. The focus of the effects analysis is on the nose of the train, influenced by velocity and pressure that the train produces. These are affected by the pressure difference that the High-speed train brings from the outside environment to the tunnel with a high velocity input. Causing a pressure build up in front of the train especially the nose of the High-speed train due to it micro-pressure breakage that needs to travel to the back of the train to stabilize the aerodynamic condition before it became stable condition when 2-3 length of the train have exit the tunnel so the aerodynamic condition of the High-speed train become fully stable to the tunnel and the nearby environments."

"[Lapangan ARA yang terletak di lepas pantai Delta Mahakam modern merupakan lapangan penghasil gas yang berproduksi sejak 2008 hingga sekarang. Sesar Utama yang merupakan sesar normal berorientasi NNE-SSW dengan kemiringan relatif ke arah Timur memisahkan Lapangan ARA menjadi dua panel: Panel Barat dan Panel Tengah. Studi konklusif mengenai sifat sekatan sesar utama inidiperlukan dalam optimisasi pemodelan geologi dan kelanjutan pengembangan lapangan. Studi internal telah menggunakan interpretasi horizon dan sesar dari seismik 3D beserta data log sumur sebagai dasar utama pembuatan model struktur, fasies, dan petrofisik Lapangan ARA. Prediksi SGR (shale gouge ratio), permeabilitas batuan zona sesar (Kf), dan fault-rock capillary pressure (FRPc) adalah parameter-parameter utama yang digunakan dalam analisis sifat sekatan sesar. Parameter-parameter tersebut di kalibrasi menggunakan analisis reservoir statik dan dinamik berdasarkan data pengukuran tekanan reservoir. Analisis sekatan Sesar Utama Lapangan ARA menghasilkan batas nilai parameter sekatan untuk zona sesar bersifat tersekat, yaitu SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, dan FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Variasi kapasitas sekatan sesar dikontrol lebih dominan oleh faktor penyebaran reservoir juxtaposition dibandingkan faktor penyebaranatribut fault throw. Peningkatan perbedaan tekanan reservoir saling kontak antar panel hingga melebihi kapasitas sekatan sesar akibat produksi intensif, menjadi penyebab kebocoran sesar;ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, is producing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study about the sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geology model and future field development. Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARA Field. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rock capillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research. Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysis based on available reservoir pressure data. ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzed parameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Fault sealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoir juxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across fault differential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault seal threshold capability is interpreted as the main cause of fault leak., ARA Field, which is located in offshore area of modern Mahakam Delta, isproducing gas since 2008. Main normal fault in the middle of the field separatesthe field into two panels: West panel and Central Panel. Conclusive study aboutthe sealing behavior of this main fault is needed in order to optimize geologymodel and future field development.Internal study has used 3D seismic faults and horizons interpretation with its welllogs as main input to made structural, facies, and petrophysic model of ARAField. Shale gouge ratio prediction, fault-rock permeability (Kf), and fault-rockcapillary pressure (FRPc) are main analyzed parameters used in this research.Those parameters are then validated with static and dynamic reservoir analysisbased on available reservoir pressure data.ARA Field Main Fault seal analysis results cutoff value for each analyzedparameters: SGR > 0.39, Kf < 0.025 mD, and FRPc > 3.3 bar / 47.8 psi. Faultsealing capacity distribution is controlled more dominantly by the reservoirjuxtaposition distribution than fault throw attribute. Increase of across faultdifferential pressure in juxtaposed reservoirs that exceeds the maximum fault sealthreshold capability is interpreted as the main cause of fault leak.]"

"Mineral lempung merupakan filosilikat aluminium hidrat yang berdasarkan struktur kristalnya dibagi menjadi 4 kelompok utama, yaitu kaolinit, smektit, illit, dan klorit. Masing-masing kelompok mineral ini memiliki properti fisika & kimia tertentu yang berpotensi mempengaruhi kegiatan eksplorasi & eksploitasi minyak & gas bumi, seperti potensi penyempitan lubang bor, pelebaran lubang bor, dan lainnya. Untuk menghindari potensi-potensi tersebut, penelitian ini dilakukan pada Lapangan X di Cekungan Kutai dengan memetakan distribusi dari mineral lempung. Metode yang digunakan untuk mencapai tujuan tersebut adalah analisis petrofisika dan pemodelan 2D. Dari penelitian ini diketahui bahwa mineral lempung yang ditemukan pada daerah penelitian adalah kaolinit, illit, klorit, & smektit. Dengan mineral kaolinit dan illit ditemukan mendominasi. Kaolinit mendominasi pada kedalaman relatif dangkal (741.5-4032 feet kedalaman vertikal sesungguhnya), sementara illit mendominasi pada kedalaman relatif lebih dalam (4032-6626.3 feet kedalaman vertikal sesungguhnya). Selain itu, ditemukan juga terjadi pengurangan volume kaolinit dan penambahan volume illit seiring bertambahnya kedalaman. Diinterpretasi bahwa keberadaan mineral lempung ini dipengaruhi oleh ketersediaan mineral induk, temperatur, air pori, & lingkungan pengendapan. Dan, distribusinya dipengaruhi oleh batas sekuen & sesar-sesar.

---

Clay minerals are hydrous alumina phyllosilicates which based on their crystal structure divided into 4 major groups, that is kaolinite, smectite, illite, and chlorite. Each of these mineral groups has certain physical & chemical properties that have the potential to affect oil & gas exploration & exploitation activities, such as the potential of hole closure, hole enlargement, etc. To avoid this potentials, this research was conducted at Field X in the Kutai Basin by mapping the distribution of clay minerals. The methods used to achieve these goals are petrophysical analysis and 2D modeling. From this research it is known that the clay minerals found in the study area are kaolinite, illite, chlorite, and smectite. With the minerals kaolinite and illite found to dominate. Kaolinite dominates at relatively shallow depths (741.5-4032 feet true vertical depth), while illite dominates at relatively deeper depths (4032-6626.3 feet true vertical depth). In addition, it was also found that there was a decrease in the volume of kaolinite and an increase in the volume of illite with increasing depth. It is interpreted that the presence of this clay mineral is influenced by the availability of parent minerals, temperature, pore water, and the depositional environment. And, the distribution of these minerals is influenced by sequence boundary and faults."

"Lapangan Delta di Mahakam cekungan lower Kutai yang sekarang dioperasikan oleh Chevron Indonesia Company telah berproduksi sejak tahun 1975. Produksi dari lapangan ini mencapai puncak produksi sebesar 31 MBO pada tahun 1991, kontribusi terbesar dari produksi tersebut berasal dari zona low resistivity. Berdasarkan data log, zona yang menghasilkan hidrokarbon biasanya terdapat pada zona yang menunjukkan nilai resistivitas yang tinggi, tetapi pada lapangan Delta yang menjadi area penelitian ini sebagian besar produksi didominasi dari zona yang mempunyai nilai resistivitas yang rendah. Berdasarkan hasil analisa menunjukkan bahwa nilai tersebut dipengaruhi oleh beberapa faktor, diantaranya keberadaan mineral pyrite (Fes2), dominasi persentase volume clay dan ketebalan pay zone, dan nilai salinitas yang lebih tinggi dibandingkan dengan zona hidrokarbon yang mempunyai nilai resistivitas yang lebih tinggi pada lapangan ini. Persentase nilai pyrite yang terdapat pada zona low resisivity ini hanya sebesar 1.2% - 3% dari volume batuan, tetapi nilai tersebut sudah bisa menurunkan nilai resistivitas sebesar 65% lebih rendah dibandingkan dengan zona hidrokarbon yang mempunyai nilai resistivitas yang tinggi pada formasi Deltaic dan Formasi Yakin. Persentase volume clay dan ketebalan juga mempengaruhi, dominasi mineral illite pada shale dan ketebalan kurang dari 5ft akan mempengaruhi penurunan nilai resistivity sebesar 10% dibandingkan high resistivity pay zone pada formasi Deltaic dan formasi Yakin. Dari analisa laboratorium pada air formasi menunjukkan bahwa pada zona low resistivity mempunyai nilai salinitas lebih tinggi 2000ppm diandingkan formasi Deltaic dan Formasi Yakin.

---

Sepinggan Field in Lower Kutai Basin which is in Mahakam Block and operated by Chevron Pacific Indonesia has been produced since 1975. Hydrocarbon pay zone generally has high resistivity. Nevertheless, Sepinggan Field production is primarily from low resistivity zone which is the most contributors even for its peak production at 31 MBO in 1991. Analysis result shows that the low resistivity value of the zone is influenced by some factors. These factors are pyrite content (FeS2), clay volume percentage domination and pay zone thickness, and more saline than high resistivity pay zone salinity. Pyrite volume percentage in this low resistivity zone ranges from 1.2 to 3 %.

This value can reduce 65 % from the normal resistivity value of hydrocarbon zones from Deltaic and Yakin Formation in this field. Illite domination in clay mineral content and less than 5 ft thickness also can reduce 10 % from the normal resistivity value of Deltaic and Yakin. Formation pay zones Laboratory analysis of formation water shows that salinity of low resistivity zone has 2000 ppm higher than Deltaic and Yakin water formation salinities."

"Tekanan formasi atau sering disebut dengan formation pressure atau pore pressure merupakan salah satu obyek yang menarik untuk dipelajari, karena dari sini kita bisa menganalisis suatu reservoar, baik untuk menentukan kontak antara beberapa fluida yang berbeda (minyak-gas, minyak-air, atau air-gas), maupun untuk menganalisa lapisan penyekat dan juga kemungkinan ada tidaknya hubungan antara reservoarreservoar yang saling berdekatan. Pada kegiatan pengeboran (drilling), tekanan formasi digunakan sebagai analisa awal yang sangat penting untuk menyiapkan lumpur pemboran dan juga menentukan letak casing. Kegagalan dalam menganalisa tekanan formasi lapisan, akan berakibat fatal dan bisa menyebabkan semburan liar atau biasa disebut blow out, yang pada akhirnya berpengaruh terhadap biaya operasional di lapangan.Sampai hari ini, tekanan formasi hanya bisa dideteksi dengan akurat jika dilakukan pengukuran secara langsung pada sumur dengan menggunakan peralatan logging. Tentu saja hasilnya sangat terbatas hanya pada titik sumur tersebut, dan tidak bisa dipakai untuk prediksi tekanan secara mendatar. Kekurangan ini bisa diatasi dengan menggunakan data seismik permukaan, yang meskipun mempunyai kelemahan resolusi ke arah vertikal, tetapi mempunyai kelebihan ke arah horisontal. Adapun atribut seismik yang akan dimanfaatkan untuk melakukan prediksi tekanan formasi adalah kecepatan gelombang seismik (seismic velocity), yang merupakan hasil dari analisa kecepatan untuk koreksi NMO (normal moveout correction).Metode Bower (Kelly, 2005) digunakan dalam perhitungan prediksi tekanan bawah permukaan, dimana sumur tersebut mempunyai data-data densitas, kecepatan gelombang P (P-wave sonic) maupun tekanan formasi yang diperoleh selama pengeboran. Selanjutnya, dari data sumur tersebut dilakukan perhitungan parameterparameter hubungan antara: 1) Kecepatan dan densitas batuan, 2) Tekanan dan kecepatan gelombang seismik. Untuk mendapatkan prediksi tekanan secara mendatar, digunakan data Vrms (kecepatan rms) sebagai hasil dari koreksi NMO, yang selanjutnya dikonversikan ke kecepatan interval. Mengingat keterbatasan resolusi vertikal pada data seismik pantul, maka agar diperoleh hasil yang lebih akurat, dilakukan kalibrasi menggunakan data kecepatan gelombang P dari checkshot atau VSP pada sumur-sumur yang dilewati oleh lintasan seismik.Penelitian ini telah membuktikan bahwa kecepatan gelombang seismik bisa digunakan untuk prediksi tekanan formasi dengan pendekatan metode Bower. Dimana hasilnya bisa dimanfaatkan untuk memprediksi tekanan bawah permukaan secara regional, sehingga dapat digunakan sebagai bahan pertimbangan sebelum melakukan pengeboran.

---

Formation pressure, also commonly known as pore pressure, has become one of the most interesting fields in hydrocarbon exploration and production in order to characterize a reservoir, whether to determine the contact level between different fluid phases (such as oil-gas, oil-water, or gas-water contact), or to analyze the sealing and connectivity within compartmentalized reservoirs. In a drilling process, formation pressure is employed as an important initial analysis tool to choose the type of drilling mud that is going to be used, and also to determine the casing points in order to avoid formation overpressure. Failure in analyzing the formation pressure, could cause fatalities such as blowout and impact the total operational cost of a field.

To date, accurate detection of formation pressure can only be achieved from well measurements. This results in limited areas of measurement and lack of information in the lateral direction. This limitation can be overcome by employing seismic data that have laterally good coverage, although significantly lower vertical resolution compared to well data. Seismic attribute used to laterally estimate the formation pressure is the stacking velocity field obtained from velocity analysis that was used to perform normal moveout (nmo) correction the seismic data.

Bower's method (Kelly, 2005) is used in formation pressure estimation based on wells that have density and P-wave sonic logs; and formation pressure information that were recorded during the drilling process. Based on these data, a set of calculation is performed to derive the relation between: 1) Velocity and density of the formation, and 2) Pressure and the seismic velocity. Laterally distributed rms velocity (Vrms) from the stacking velocity field is then converted into interval velocity (Vint) in order to relate it with laterally distributed pressure. Due to the low-resolution nature of the seismic velocity, calibration to the wells using checkshot and VSP was performed to obtain a more accurate estimation.

The work outlined in this thesis shows that seismic velocity can be used to estimate formation pressure by incorporating Bower?s method. Formation pressure obtained from seismic velocity can be utilized to estimate regional formation pressure in drilling decisions."

"Indonesia merupakan negara terbesar kedua dalam eksportir batubara dengan produksi rata-rata 600 juta ton per tahun. Tingginya produksi batubara menyebabkan cadangan batubara di Indonesia mengalami penurunan sehingga diperlukan kegiatan eksplorasi guna mendapatkan cadangan batubara yang baru agar kebutuhan akan energi batubara tetap terpenuhi. Penelitian dilakukan pada Formasi Pamaluan, Formasi Palaubalang dan Formasi Balikpapan, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur dengan Formasi Pulaubalang dan Formasi Balikpapan sebagai formasi pembawa batubara. Penelitian ini bertujuan untuk melihat kondisi geologi bawah permukaan melalui pemodelan geologi secara 2D & 3D berdasarkan hasil korelasi di setiap data bor serta mengestimasi sumber daya batubara dengan melihat kompleksitas kondisi geologi. Metode yang digunakan berupa metode poligon circular untuk estimasi sumber daya batubara, metode FEM (Finite Element Method) untuk pemodelan lapisan batubara, serta metode IDW (Inverse Distance Weighting) untuk pemodelan kualitas. Pemodelan batubara menghasilkan lapisan yang berbentuk lipatan sinklin. Terdapat 8 seam utama yaitu S18, S19, S20, S22, S24, S25, S26, dan S30, dimana masing-masing dari seam tersebut mengalami splitting (percabangan) sehingga total seam keseluruhan yaitu 17 seam. Kompleksitas kondisi geologi daerah penelitian masuk ke dalam kategori moderat dengan kualitas batubara tergolong ke dalam peringkat Sub Bituminus A. Estimasi sumber daya batubara dilakukan pada 4 seam yaitu S20, S20L, S26 dan S26L. Total estimasi sumber daya terukur sebesar 3,4 juta ton, sumber daya tertunjuk sebesar 5,4 juta ton, serta estimasi tereka sebesar 6,1 juta ton.

---

Indonesia is the second largest coal exporter country with an average production of 600 million tons per year. High coal production causes coal reserves in Indonesia to decline, so exploration activities are needed to obtain new coal reserves so that the need for coal energy remains met. Research was carried out on the Pamaluan Formation, Palaubalang Formation and Balikpapan Formation, Kutai Basin, East Kalimantan with the Pulaubalang Formation and Balikpapan Formation as coal-bearing formations. This research aims to look at subsurface geological conditions through 2D & 3D geological modeling based on correlation results in each drill data and estimate coal resources by looking at the complexity of geological conditions. The methods used are the circular polygon method for estimating coal resources, FEM (Finite Element Method) method for modeling coal seams, and the IDW (Inverse Distance Weighting) method for quality modeling. Coal modeling produces layers in the form of synclinal folds. There are 8 main seams, namely S18, S19, S20, S22, S24, S25, S26, and S30, where each of these seams experiences splitting so that the total seam is 17 seams. The complexity of the geological conditions of the research area falls into the moderate category with coal quality classified as Sub Bituminous A. Coal resource estimation was carried out on 4 seams, namely S20, S20L, S26 and S26L. The total estimated measured resources are 3.4 million tons, the indicated resources are 5.4 million tons, and the inferred estimate is 6.1 million tons."