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."

"Telah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir batuan karbonat pada lapangan Z dengan metode analisis AVO, Inversi Simultan, dan parameter LMR. Karakterisasi dilakukan untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida dari batuan reservoir. Lapangan Z yang terletak pada cekungan Jawa Barat Utara mempunyai batuan reservoar berupa reef karbonat pada formasi Cibulakan Atas. Sebagai hasilnya pada analisis gradien AVO, dapat disimpulkan di zona target pada sumur W-37 yang mempunyai kandungan fluida berupa hidrokarbon terjadi pengurangan amplitudo yang lebih kuat bahkan terjadi pembalikan polaritas pada offset jauh. Kemudian dilakukan Inversi Simultan yang merupakan salah satu metode dalam proses Inversi AVO untuk menghasilkan parameter fisis impedansi-P, impedansi-S dan VpVs rasio. Kemudian ditransformasikan parameter Lamda-Mu-Rho yang sangat sensitif terhadap keberadaan hidrokarbon untuk mengetahui kadungan fluida reservoir. Berdasarkan analisis parameter LMR, menyatakan bahwa zona target pada sumur W-37 memiliki potensi kandungan hidrokarbon yang cukup banyak untuk diproduksi. Indikasi kandungan fluida reservoir dilakukan berdasarkan analisis crossplot yang menyatakan cutoff nilai Lamda-Rho 37-48 GPa*gr/cc dan Mu-Rho 20-30 GPa*gr/cc yang mewakilkan zona yang mengandung kandungan fluida berupa hidrokabon. Dan cutoff nilai Lamda-Rho 48-55 GPa*gr/cc dan Mu-Rho 30-40 GPa*gr/cc mewakilkan zona yang mengandung kadungan fluida berupa air. Dari nilai cutoff tersebut dapat diketahui penyebaran litologi dan kandungan hidrokarbon reservoir karbonat pada penelitian ini yang berarah Tenggara kemudian semakin menyebar kearah Barat Laut.

---

Carbonate reservoir in Z field has been characterized with AVO analysis, Simultaneous Inversion, and LMR parameter. Characterization is conducted to determine the lithology and fluid content within the reservoir. Z field which is located in NorthWest Java Basin has reservoir rock in the form of reef carbonate in Cibulakan Atas Formation. As a result of AVO gradient analysis, it can be concluded that target zone in well W-37 which has hydrocarbon fluid content, has more stronger amplitude reduction even a reversal of polarity has happened on far offset. Then Simultaneous Inversion which is one the method in AVO Inversion process is performed to produce physical parameter such as P impedance, S impedance and VpVs ratio. Lambda-Mu-Rho parameter is transformed afterwards which is highly sensitive against the presence of hydrocarbons to determine reservoir fluid content. Based on the analysis of LMR parameters, stating that the target zone in well W-37 has quite a lot of potential of hydrocarbon deposits to be produced. Indications of reservoir fluid content is based on LMR crossplot analysis with cutoff Lambda-Rho 37-48 GPa*gr/cc and Mu-Rho 20-30 GPa*gr/cc as the zone that containing hydrocarbon fluid. And cutoff value of Lambda-Rho 48-55 GPa*gr/cc and Mu-Rho 30-40 GPa*gr/cc as the zone of water contained. From the cutoff value, can be known the distribution of the lithology and carbonate reservoir delineation directed to South-East, then spread to North-West."

"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. "

"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."

"[ABSTRAKLapangan Y memiliki permasalahan kepasiran saat memproduksi hidrokarbon danhal ini mengakibatkan penurunan effesiensi pompa secara drastis. Permasalahankepasiran dapat diatasi dengan beberapa cara, seperti mekanikal (sand cat, gravelpack), kimia (Sand Aid) dan cara perforasi selektif (seleksi perforasi interval danperforasi berarah). Pemecahan permasalahan kepasiran dengan cara mekanik dankimia memerlukan biaya yang mahal. Pada tesis ini dilakukan pemecahanpermasalahan kepasiran dengan cara perforasi selektif ke arah tegasan horizontalmaksimum dan menghasilkan penurunan produksi pasir yang hampir sama dengancara mekanikal dan kimia serta dapat menekan biaya. Pada study ini digunakan 3 datalog image dan atribut seismik 3D untuk menentukan arah tegasan horizontalmaksimum.Pada 3 data log image dilakukan interpretasi arah rekahan, breakout, dan inducedfracture. Dari tiga data log image, dapat dilihat bahwa rekahan insitu stress memilikiarah tegasan horizontal maksimum yang hampir sama dengan tektonik stress. Arahtegasan horizontal maksimum yang dihasilkan log image adalah N 040o E ? N 220oE. Arah perforasi dapat dilakukan ke arah N 040o E ? N 220o E secara lokal areasekitar sumur yang memiliki data log image. Untuk melihat penyebaran arah rekahanlapangan Y dilakukan analisis atribut seismik. Metode analisis atribut seismik yangdigunakan adalah variance, ant track dan curvature. Metode atribut seismik variancedan ant track yang dianalogikan pola rekahan memiliki arah yang sama denganrekahan log image yaitu N 055o E ? N 095o E dan pola tidak berubah dari Utarahingga Selatan Lapangan Y, namun pola atribut curvature tidak memilikikecendrungan yang sama dengan arah lipatan hasil analisis rekahan log image.Karena kesamaan arah umum rekahan log image dengan kecendrungan rekahan padaatribut variance dan ant track, maka tegasan horizontal maksimum dari analisis logimage dapat digunakan dalam menentukan perforasi berarah sumur-sumur diLapangan Y yaitu N 040o E ? N 220o E.

---

ABSTRACT

Y field has sanding problems when producing hydrocarbons and as it results in a

drastic efficiency decrease in pump. Sanding problems can be solved in several ways,

such as mechanical (sand cat, gravel pack), chemical (Sand Aid) and selective

perforation way (perforation interval selection and oriented perforation). Sanding

problems solved by means of mechanical and chemical but it costly. This thesis has

done by using selectively perforating in the direction of maximum horizontal stress to

solves the sanding problems and the result make production of sand decreased that is

almost the same as the mechanical and chemical way to reduce the cost. In this study

used 3 images data log and 3D seismic attributes to determine the direction of

maximum horizontal stress.

At 3 image log data has interpretated the direction of fracture, breakout and induced

fracture. At three image log data, the insitu stress fracture have a horizontal

maximum stress direction which direction same to tectonic stress. The direction of

horizontal maximum stress from image data was N 040o E - N 220o E. The orient

perforation can be used towards N 040o E - N 220o E which applied the local area

around the image data only. To know fractures direction deployment in Y field by

using seismic attribute analysis. Seismic attribute analysis method was used variance,

ant track and curvature. Method of seismic attribute variance and ant tracks were

analogued to the pattern of fractures in the same direction with a fracture log image

was N 055o E - N 095o E and the pattern has not changed from the North to the South

Y Field, but the pattern attribute curvature did not similar to the folds image log

fracture analyst. Due to the similarity direction of the image log fracture with the

attribute variance and ant track, so that the maximum horizontal stress of the image

log analysis can be used in determining the perforation directional in the Y Field that

was N 040o E - N 220o E., Y field has sanding problems when producing hydrocarbons and as it results in a

drastic efficiency decrease in pump. Sanding problems can be solved in several ways,

such as mechanical (sand cat, gravel pack), chemical (Sand Aid) and selective

perforation way (perforation interval selection and oriented perforation). Sanding

problems solved by means of mechanical and chemical but it costly. This thesis has

done by using selectively perforating in the direction of maximum horizontal stress to

solves the sanding problems and the result make production of sand decreased that is

almost the same as the mechanical and chemical way to reduce the cost. In this study

used 3 images data log and 3D seismic attributes to determine the direction of

maximum horizontal stress.

At 3 image log data has interpretated the direction of fracture, breakout and induced

fracture. At three image log data, the insitu stress fracture have a horizontal

maximum stress direction which direction same to tectonic stress. The direction of

horizontal maximum stress from image data was N 040o E - N 220o E. The orient

perforation can be used towards N 040o E - N 220o E which applied the local area

around the image data only. To know fractures direction deployment in Y field by

using seismic attribute analysis. Seismic attribute analysis method was used variance,

ant track and curvature. Method of seismic attribute variance and ant tracks were

analogued to the pattern of fractures in the same direction with a fracture log image

was N 055o E - N 095o E and the pattern has not changed from the North to the South

Y Field, but the pattern attribute curvature did not similar to the folds image log

fracture analyst. Due to the similarity direction of the image log fracture with the

attribute variance and ant track, so that the maximum horizontal stress of the image

log analysis can be used in determining the perforation directional in the Y Field that

was N 040o E - N 220o E.]"