Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Telah dilakukan estimasi permeabilitas reservoar batugamping dari data seismogram sintetik konfigurasi VSP (vertical seismic profiling) sintetik yang melibatkan efek absorpsi dan dispersi pada model tiga lapis reservoar yang berupa batupasir, batugamping, dan dolomit. Data rill VSP digunakan sebagai contoh aplikasi untuk mengetahui nilai permeabilitas reservoar tersebut. Estimasi permeabilitas dilakukan dengan menggunakan dua metode, yaitu metode linier Alpha, dan metode linier Rasio Amplitudo (RA) yang dikerjakan dalam kawasan frekuensi. Nilai permeabilitas model dihitung pada berbagai variasi kecepatan dan frekuensi gelombang seismik. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa pengaruh permeabilitas kurang signifikan terhadap perubahan frekuensi dan kecepatan gelombang seismik. Namun demikian, kedua metode tersebut mampu mengestimasi nilai permeabilitas reservoar melalui analisis atenuasi gelombang seismik. Uji numerik memberikan nilai kesalahan estimasi untuk metode linier Alpha dan RA sekitar 5 %. Estimasi permeabilitas di sumur Nira pada sistem lapisan dua (batugamping) berkisar antara (1047-1166) mD. Sedangkan estimasi permeabilitas pada sistem lapisan tiga (batugamping) memberikan nilai (317-329) mD. Metode linier Alpha memberikan tingkat kepercayaan lebih balk dalam mengestimasi nilai permeabilitas. "

"Telah dibuat seimogram sintetik pantul yang melibatkan faktor kualitas Q dalam ragam CDP atau CMP (CDP or CMP gather) untuk model dua lapis beserta estimasi Q baliknya. Hasil estimasi dengan menggunakan Vnmo memberikan nilai Q model dengan kesalahan relatif kurang dari 5%, dan estimasi dengan menggunakan Vmodel memberikan kesalahan relatif sekitar 10 %. Dalam simulasi ini tampak adanya gejala ketidakpastian antara besaran kecepatan V dengan besaran faktor kualitas Q yang masih perlu dikaji lebih jauh."

"Metode analisa dekomposisi spektral adalah salah satu metode seismik interpretasi dengan mengubah sinyal seismik menjadi banyak sinyal dengan frekuensi ? frekuensi tertentu untuk menampilkan struktur dan target reservoar dengan lebih jelas. Metode ini diaplikasikan pada data seismic 3 dimensi dan merupakan metode lanjutan setelah melakukan pengolahan data seismik. Metode ini sangat efektif dalam memberikan informasi geologi bawah permukaan termasuk pemisahan fasies/litologi dan fitur-fitur geologi dari reservoar pada lapangan shaco dengan formasi klinjau yang didominasi sand dan shale. Metoda dekomposisi spektral menghasilkan peta distribusi sand dari reservoar secara jelas, memetakan sand yang tebal maupun tipis, menentukan edge atau ujung dari reservoar, serta boundaries atau batasan dari reservoar.

---

Spectral decomposition analysis is one of seismic interpretation methods that transforming seismic signal into multiple signals with specific frequency to display the structure and reservoir targets clearly. This method applied to three-dimensional seismic data and is an advanced method after seismic data processing. This method is very effective in providing information including the separation of the subsurface geological facies / lithology and geological features of the reservoir in the shaco field that have klinjau formations and dominated by sand and shale. Spectral decomposition method results a distibution of sands map from the reservoir clearly, mapping the thick and thin sand, determine the edge of the reservoir, as well as the boundaries of the reservoir."

"Permeabilitas formasi batuan merupakan salah satu unsur parameter reservoir yang penting. Perkembangan teknologi logging yang akhir-akhir ini demikian pesat, memungkinkan kita untuk mendapatkan profit data permeabilitas formasi batuan secara kontinu. Salah satu teknologi yang dapat digunakan untuk mengestimasi profit data permeabilitas tersebut adaiah dengan melakukan survai logging monopole array acoustic. Dari survai tersebut kita dapat melakukan pengolahan data gelombang Stoneley (tabung) untuk melakukan estimasi permeabilitas formasi batuan. Teknologi baru ini relatif murah dan cukup efektif dibandingkan dengan teknologi pengukuran permeabilitas formasi batuan yang lain. Permeabilitas Akustik atau Stoneley diturunkan berdasarkan pada perhitungan atenuasi dan waktu tempuh gelombang Stoneley, yang secara langsung berhubungan dengan permeabilitas formasi batuan (gerakan fluida dan gangguan tekanan gelombang). Penjalaran gelombang Stoneley dalam lubang bor akan menggerakkan fluida dalam rongga formasi batuan yang memotong lubang bor, sehingga akan terjadi kelambatan waktu tempuh dan atenuasi gelombang Stoneley. Hubungan tersebut dirumuskan oleh X.M. Tang et al. 1991 sebagai berikut: (atenuasi, kelambatan waktu tempuh) K/p KrK : permeabilitas formasi p : viskositas fluida Kf : inkompresibilitas Suatu model gelombang Stoneley sintetik dibuat tanpa memasukkan unsur permeabilitas kedalamnya. Perbandingan antara data gelombang Stoneley pengukuran dan model gelombang Stoneley sintetik akan menghasilkan pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh. Adanya pergeseran frekuensi menunjukkan adanya atenuasi gelombang. Dengan melakukan inversi dari pergeseran frekuensi dan kelambatan waktu tempuh gelombang akan menghasilkan profit permeabilitas Stoneley atau Akustik.Analisis data permeabilitas dilakukan pada sumur Rengan Condong, mengintegrasikannya dengan data lain seperti penurunan permeabilitas hasil survai NMR (Nuclear Magnetic Resonance), hasil uji formasi dan pemerian litologi data serbuk pemboran.

---

Rock Formation Permeability Analysis from the Monopole Acoustic Data EstimationRock formation Permeability is one of the most important elements in the reservoir characterization and fluid management. For last decade, new techniques have been developed to invert the continuous reservoir permeability profile estimation. One of the techniques is the wire-line monopole array acoustic logging. Stoneley (tube) wave which is preserved during acoustic logging, could be processed to estimate the reservoir permeability profile. This technique is cheaper and more effective than the other permeability determination techniques.

Stoneley or Acoustic Permeability is determined based on the attenuation and delay times of the Stoneley wave propagations in the reservoir. During the propagation in a porous media, the Stoneley wave moves the formation pore fluid at the borehole interface, results the attenuation and travel time delay. The relations are formulated by X.M. Tang et al. 1991 :

(Attenuation, Travel Time Delay) --K

K : formation permeability p : fluid viscosity Kr : incompressibility

The Stoneley wave model creates only for formation elasticity and borehole effects, without permeability effect. The measured data contain of all effects, permeability, formation elasticity and borehole. Comparison of the model and measured wave data yields the centroid frequency shift and travel time delay. The centroid frequency shift indicates the measure of wave attenuation. Applying the inversion method to the centroid frequency shift and travel time delay results the Stoneley permeability profile.

An integrated data analyzing of permeability applied to the Rengan Condong well. They are the acoustic permeability, NMR (Nuclear Magnetic Resonance) permeability, DST (Drill Stem Test) and lithology description data."

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika dan evaluasi reservoar pada lapangan Barent Sea. Analisis petrofisika dan evaluasi formasi dilakukan pada enam buah sumur yaitu C1, C2, C3, C4, C5 dan C6, yang tersebar pada lapangan Barent Sea. Identifikasi reservoar dihasilkan dari parameter sifat fisik suatu batuan seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitias, dan saturasi air yang dihasilkan dari perhitungan evaluasi formasi. Evaluasi formasi yang dilakukan meliputi tahapan identifikasi zona target, perhitungan kandungan lempung, porositas, saturasi air dan hasilnya ditampilkan dalam lumping. Dari studi ini dihasilkan parameter petrofisika untuk mempresentasikan batuan reservoar pada setiap zona-zona potensial. Dari enam buah sumur dan lima diantaranya memiliki rata rata nilai porositas yaitu 15%, kandungan lempung 7% dan saturasi air 44%, sedangkan satu buah sumur tidak memiliki zona yang potensial karena memiliki nilai saturasi air yang tinggi yaitu diatas 84%.

---

In this study has analysed of petrophysic and reservoir evaluation on Barent Sea field. The analys of petrophysic and formation evaluation carried on six of wells; are C1, C2, C3, C4, C5 and C6 on Barent Sea's field spreadly. The result of identification resevoar from behavior physic parameter of rocks are porosity, concentrate of clay, permeability and water saturation that calculated from formation evaluation. On this formation evaluation consist of identification of target zone level, concentrate of clay measurement, porosity, water saturation, and the result will be displayed on lumping. Petrophysic parameter resulted from this study for presentating of reservoar rocks on each of potential zone. From these six of wells and five of wells found porosity average is 15%, concetrate of clay is 7% and water saturation is 44%, whereas one of well is not contained of potential zone since the water saturation is high above 84%."

"Telah dilakukan inversi seismik berbasis model untuk menentukan karakteristik impedansi akustik reservoar D-1 dan 0-2 serta memetakan ketebalan vertikal kedua reservoar tersebut di lapangan Durna Balikpapan, Kalimatan Timur. Digunakan analisa data log, inversi seismik 3D, penentuan harga cut-off impedansi akustik, untuk perhitungan ketebalan vertikal reservoar. Proses inversi seismik 3D dikerjakan dengan software Hampson-Russell Strata 3D dengan menggunakan teknik inversi stokastik. Crossplot data log menunjukkan bahwa harga impedansi akustik rendah berkorelasi dengan reservoar D-1 dan D-2. Secara umum, kedua reservoar tersebut mempunyai harga cut-off[D-1 = (16.900-17.900) ft/s gr/cc, D-2 = (17.500-18.700) ft/s grim] yang kWh rendah dari lapisan shale yang berada di atas dan di bawahnya Bagian yang tebal, baik pada reservoar D-1 maupun D-2, terdapat di tengah dan pada arah Barat Daya lapangan Durna-7. Secara keseluruhan, reservoar D-2 (range ketebalan 40 ft-140 ft, ketebalan rata-rata = 91 ft) lebih tebal daripada reservoar D- I (47 ft-1 I l ft, 78 ft). Tingkat keabsahan estimasi ketebalan vertikal adalah 81% untuk reservoar D-I adalah dan 87% untuk reservoar D-2."

"Tugas akhir ini membahas tentang analisa multiatribut dari data seismik atribut dan data sumur. Sepuluh buah sumur digunakan pada penelitian ini. Kesepuluh sumur ini dipilih karena memiliki data sumur yang lengkap dan memiliki korelasi paling baik dengan data seismik. Wavelet yang digunakan adalah wavelet statistik yang merupakan hasil ekstrak dari data sintetik. Dalam proses inversi, horison yang digunakan adalah horison top, base A, dan bot D. Model inisial dibuat dengan menggunakan kontrol sepuluh buah sumur dan tiga horizon tersebut. Dilakukan tiga jenis inversi yang diterapkan pada model inisial yaitu Inversi Bandlimited, Inversi Modelbased ?Constrained? dan LP-Sparse Spike. Volum hasil inversi itu kemudian dijadikan eksternal atribut dalam pembuatan volum pseudo permeabilitas hasil analisa atribut. Jumlah atribut yang digunakan di tentukan oleh proses step wise regression. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa metoda multiatribut dapat menghasilkan prediksi distribusi permeabilitas.

---

This study will discuss about multiattribute analysis from seismic attribute and log properties. Ten wells are used in this study. These wells are chosen because they have complete well data and have a good correlation with seismic at well-seismic tie process. The best wavelet that is used is extracted wavelet from statistic. In inversion process, horizon top, base A, bot D is used. Initial model is made with control of those ten wells and three horizon. Three inversion type are applied to the initial model, i.e. Bandlimited inversion, Modelbased ?Constrained? and LPSparse Spike. The inverted volume is than used as input of attribute process to produce pseudo permeability volume. The number of attributes which is used in the process, in relegation step wise regression process. Multiattribute result give distribution of permeability prediction."

"Potensi sumberdaya hidrokarbon terutama minyak dan gas bumi di cekungan busur muka (forearc basin) masih belum banyak yang tersingkap. Kendala utama yang menyebabkan tahapan kegiatan eksplorasi di lokasi cekungan busur muka ini terlihat berjalan lambat adalah karena data dan informasi mengenai sistem hidrokarbon di sana masih sangat sedikit, serta lokasinya yang berada di laut dalam (frontier area). Dalam penelitian ini, berdasarkan hasil pengolahan dan analisis data seismik dan penerapan metode AVO diketahui terdapat indikasi kehadiran hidrokarbon di dalam Cekungan Busur Muka Lombok. Penentuan model dan estimasi parameter fisis terhadap respon seismik yang digambarkan oleh sintetik seismogram terhadap offset atau sudut datang berdasarkan konsep analisis AVO, dapat memberikan informasi sifat fisik yang mendekati karakteristik batuannya seperti nilai kecepatan gelombang P (Vp), kecepatan gelombang S (Vs), dan densitas (ρ), sehingga nilai Rasio Poisson (σ) yang sangat berati dalam mendeterminasi kandungan fluida dalam batuan dapat dihitung.

---

Potency of hydrocarbon resources especially oil and gas in forearc basin still not yet been expressed. The resistance causing step activity of exploration in forearc basin walk tardyly is because information and data concerning hydrocarbon system over there still very few, and also the location of residing in deep sea (frontier area). In this research, based on seismic data processing and analysis result and applying of AVO method known that there are indication presence of hydrocarbon in Lombok Forearc Basin. Determination of parameter estimation and model to seismic respon depicted by seismogram synthetics to offset or angle of incidence pursuant to AVO analysis concept, can give information of physical properties closing to the rock characteristic like a P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs), and density (ρ), so that Poisson?s Ratio (σ) which is very mean in determination of fluid in rock can be calculated."

"Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf.

---

The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf."