Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Analisis fisika batuan adalah salah satu komponen kunci dalam eksplorasi, pengembangan, dan produksi hidrokarbon yang menyediakan hubungan antara parameter reservoar geologi dan sifat seismik. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis bagaimana pengaruh kandungan mineral lempung terhadap respon seismik AVO pada reservoar batupasir berdasarkan persamaan Gassmann di pemodelan fisika batuan. Metode yang dilakukan dalam penelitian ini adalah pemodelan fisika batuan dari dua data sumur X-19 dan X-15 di Lapangan 'D', Formasi Balikpapan, Cekungan Kutai. Pemodelan yang dilakukan baik pada sumur X-15 dan X-19, hanya dilakukan pada dua zona perwakilan. Zona A dan C untuk sumur X-15 serta zona K dan Q untuk sumur X-19. Proses pemodelan fisika batuan terdiri dari pemodelan mineral, fluida, serta kerangka batuan. Ketiganya dengan persamaan Gassmann akan digunakan untuk menghitung nilai pemodelan Vp, Vs, dan rb. Impedansi akustik dan impedansi elastik kemudian dihitung untuk mendapatkan nilai R q dari pendekatan Zoeppritz, dengan menggunakan persamaan Shuey. Sebagai kesimpulan, penelitian ini menunjukkan bahwa pengaruh yang paling terlihat dalam pemodelan adalah pada sumur X-19 di zona Q unsur mineral lempung adalah Smectite dan sumur X-15 di zona C unsur mineral lempung adalah Illite. Baik zona Q dan C terindikasi tersaturasi oleh gas. Smectite yang memiliki nilai modulus onggok dan rigiditas paling rendah diantara tipe lempung lainnya, mampu memperlambat kecepatan yang menjalar pada zona Q. Illlite yang memiliki nilai modulus onggok dan rigiditas yang lebih tinggi bila dibandingkan dengan Kuarsa, mampu mempercepat kecepatan yang menjalar pada zona A. Dan untuk nilai rb pemodelan di kedua zona Q dan C, menjadi lebih kecil bila dibandingkan dengan data riil.

---

Rock physics analysis is one of the key components in the exploration, development, and production of hydrocarbons that provide a link between geological reservoir parameters and seismic properties. The purpose of this study was to analyze the effect of clay mineral content on AVO seismic response on sandstone reservoir based on Gassmann equation in rock physics modeling. The method used in this research was rock physics modeling of two well data X 19 and X 15 in D Field, Balikpapan Formation, Kutai Basin. Modeling performed both on wells X 15 and X 19, was done on two representative zones. Zone A and C for well X 15 and zone K and Q for well X 19. The process of rock physics modeling consists of mineral, fluid, and modeling. All those three will be assembled with Gassmann equation to calculate the modeling of Vp, Vs, and rb. The acoustic impedance and shear impedance were then calculated to obtain the value of R q from Zoeppritz approximation, using the Shuey equation.

The most visible influence showed in modeling on well X 19, zone Q clay mineral element is Smectite and well X 15 in zone C clay mineral element is Illite. Both zone Q and C were indicated saturated by gas. Smectite which has the lowest bulk modulus and rigidity value of the other clay type, capable of slowing the velocity on zone Q. Illlite which has bulk modulus and rigidity value compared by Quartz, able to accelerate the velocity that propagates in zone A. And the value of rb modeling in both zones Q and C, becomes smaller when compared with real data."

"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."

"Studi pengembangan studi tentang reservoar hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui karakteristik reservoar, yang nantinya dapat digunakan untuk beberapa hal, salah satunya untuk memperhitungkan cadangan hidrokarbon dari suatu area penghasil migas. Berdasar pada informasi yang didapat, baik data geologi setempat, data survey seismik, data sumur pemboran, dan beberapa parameter lainnya yang kemudian dapat menjadi satu kesatuan untuk mengetahui karakteristik dari suatu reservoar. Pada studi telah dilakukan pemodelan litofasies yang di konstrain dengan hasil inversi impedansi akustik pada lapangan "X" Cekungan Kutai. Hasil analisis sensitivitas menunjukan batupasir memiliki nilai impedansi akustik 4500-6500 (m/s)*(g/cc). Pemodelan litofasies dilakukan dengan memasukan hasil inversi impedansi akustik didapatkan hasil persebaran batupasir pada arah barat-timur dari area penelitian.

---

Development study of hydrocarbon reservoar is study to understand the characteristic of reservoar, that will be used for several purposes. One of the aspects is to calculate the hydrocarbon reserve from oil and gas field. By Integrations among information from geological data, seismic survey, wellbore data and other parameter we can get the characteristic from reservoar.

Lithofacies modeling constrained by seismic inversion has been done on "X" field, Kutai Basin. Sensitivity analysis shows that sandstone has acoustic impedance value 4500-6500 (m/s)*(g/cc). Lithofacies modeling constrained by seismic inversion shows sandstone distribution to the west-east."

"ABSTRAKCekungan Kutai terletak di Kalimantan Timur di mana formasi yang telah terbukti menjadi reservoir minyak adalah Formasi Balikpapan. Formasi Balikpapan adalahdiendapkan di lingkungan delta. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengelompokkan batu pasir reservoir Formasi Balikpapan berdasarkan karakter geologi mikroskopis untuk memperkirakan kualitas reservoir berdasarkan porositas, interkoneksi pori-pori, dan diagenesis proses menggunakan petrografi bagian tipis, difraksi sinar-X (XRD), dan pemindaian metode mikroskop elektron (SEM). Hasil penelitian menunjukkan bahwa Formasi Balikpapan adalah didominasi oleh batupasir sublitharenite. Proses diagenesis batupasir termasuk pemadatan, sementasi, penggantian, dan pembubaran. Dari total 15 sampel yang memiliki 4 zona kedalaman berbeda, batupasir dapat dikelompokkan menjadi 3 batuan reservoirkelompok.

---

ABSTRACTThe Kutai Basin is located in East Kalimantan where the formation that has proven to be an oil reservoir is the Balikpapan Formation. Balikpapan Formation is deposited in a delta environment. The purpose of this study is to classify the Balikpapan Formation reservoir sandstone based on microscopic geological character forestimate reservoir quality based on porosity, pore interconnection, and process diagenesis using thin section petrography, X-ray diffraction (XRD), and scanning electron microscopy (SEM) methods. The results showed that the Balikpapan Formation was dominated by sublitharenite sandstones. The processes of sandstone diagenesis include compaction, cementation, replacement, and dissolution. From a total of 15 samples which has 4 different depth zones, sandstones can be grouped into 3 reservoir rocks group."

"Dalam penelitian ini, telah diestimasi parameter anisotrop dan untuk reservoir dan shale layer. Hal ini telah dilakukan menggunakan data sumur dari 7 sumur lapangan ldquo;G rdquo;, termasuk log sonik gelombang P dan log sudut inklinasi dari sumur bor. Kecepatan dari log sonik dan sudut inklinasi diterapkan pada persamaan polinomial orde kedua, termasuk parameter dan. Software Matlab digunakan untuk melakukan perhitungan parameter anisotrop, sedangkan Microsoft Excel digunakan untuk melakukan plot kecepatan terhadap sudut inklinasi. Kemudian hasil dari parameter anisotrop di kuantifikasi terhadap informasi litologi di sumur. Kemudian akan dilakukan analisis AVO pada kasus isotrop dan anisotrop sebagai perbandingan. Hal ini akan mengarah kepada indikasi terkait bagaimana pentingnya melibatkan parameter anisotrop. Nilai parameter anisotrop yang telah diperoleh tersebut diterapkan dalam analisis AVO, dilakukan pada seluruh sumur. Pendekatan menggunakan persamaan Shuey diterapkan dalam penelitian ini. Kasus anisotrop telah dibandingkan dengan kasus isotrop dengan melakukan plot koefisien refleksi terhadap sudut datang. Hasilnya menunjukkan bahwa terdapat perbedaan antara kasus isotrop dan kasus anisotrop pada offset jauh.

---

In this work, the anisotropy parameters, dan for the reservoir and the shale layer on the G field have been estimated. This was done using well logs from 7 wells, including P wave sonic log and the inclination angle of the wellbore. The velocity from the sonic log and the inclination angle were applied to a second order polynomial equation, wich includes the anisotropy parameter. The Matlab software was utilized to perform the calculations, while Microsoft excel was utilized to plotting velocity versus inclination angle. Afterwards, the value of anisotropy parameter will be used for quantification of lithologic information on well data. Further on, an AVO analysis will be performed for the anisotropic case and the isotropic case for comparison. This will lead to an indication of how important including the anisotropy in AVO analyses can be. These parameters were applied in an AVO analysis, performed for all well. An approximation using the 3 term Shuey equation was applied for this purpose. The anisotropic case was compared with the isotropic case by plotting reflection coefficient with incidence angle. This showed that there is an evident difference between the isotropic and the anisotropic model at large offsets."

"Aplikasi Inversi Seismik Post-Stack dan AVO dalam penyebaran Lapisan Hidrokarbon Gas Pada Lapangan Nauli Formasi Talang Akar Cekungan Sumatera Selatan Lapangan Nauli adalah salah satu lapangan marginal yang berada di wilayah Barat Indonesia dan telah terbukti menghasilkan hidrokarbon minyak dan gas. Lapangan ini berada pada Cekungan Sumatera Selatan dengan target reservoir batupasir pada Formasi Talang Akar. Tujuan dari penelitian ini adalah mengindentifikasi fluida hidrokarbon gas dari data log sumur dan mengintegrasikan dengan data seismik untuk mengetahui kemungkinan penyebarannya di seluruh lapangan. Karakteristik reservoir seperti porositas dan saturasi air dihitung pada masing-masing lapisan di tiap sumur. Metode seismik inversi dipilih untuk memperkirakan attribut P-impedance Zp , S-impedance Zs dan densitas r . Inversi Amplitude Versus Offset diterapkan dengan menggunakan attribut Lambda-Mu-Rho. Perubahan pada hasil inversi Lambda-Mu-Rho dapat memberikan informasi mengenai litologi dan kandungan fluida di dalam pori-pori reservoir. Hasil analisis dan pengolahan mendapatkan nilai porositas efektif pada Lapangan Nauli berkisar antara 10-20 p.u dengan saturasi air 20-70 dengan ketebalan Net pay berkisar antara 2-8 meter. Inversi post-stack menunjukkan adanya anomali impedansi pada skala waktu 1580 ndash; 1590 ms dengan nilai impedansi 22.000 ndash; 25.000 m/s g/cc. Hasil analisis petrofisika menunjukkan posisi ini pada lapisan-X yang merupakan salah satu lapisan pembawa gas gas bearing layer . Attribut inversi AVO Lambda-Mu-Rho LMR mengkonfirmasi adanya kehadiran gas pada anomali impedansi tersebut yang ditandai dengan nilai Lambda-Rho sebesar 11-20 Gpa g/cc relatif bernilai lebih kecil dari nilai Mu-Rho yaitu sebesar 28-32 Gpa g/cc.

---

Title Application of Seismic Post Stack Inversion and AVO for Gas Reservoir Delineation in Nauli Field, Talang Akar Formation South Sumatera Basin. Nauli Fields is one of the marginal fields located in the western region of Indonesia and has been proven to produce oil and gas hydrocarbons. This field is located in the South Sumatra Basin with target reservoir is sandstone from Talang Akar Formation.

The purpose of this study is to integrate petrophysical interpretation and seismic data analysis.Reservoir characterization such as porosity and water saturation calculated for each layer within the wells.

Seismic inversion methods chosen to estimate the attributes of P impedance Zp , S impedance Zs dan densitas r . AVO inversion applied using Lambda Mu Rho attribute can provide information on lithology dan fluids content in the reservoirs.

Data processing and analysis shows that the effective porosity for Nauli Field is 10 20 porosity unit p.u with 20 70 water saturation. The thickness of net pay is 2 8 meters. Post stack inversion shows impedance anomaly around 1580 1590 ms with value 22.000 25.000 m s g cc.

Petrophysics analysis estimate this anomaly in layer x with gas fluid estimated. Lambda Mu Rho attribute confirm this fluid with lower Lambda Rho values around 11 20 Gpa g cc than Lambda Rho values around 28 32 Gpa g cc."

"Reservoir batupasir yang tersaturasi gas dengan zona target adalah Formasi Gumai merupakan perangkap statigrafis, reservoir penghasil gas yang cukup tebal memiliki efek AVO yang sangat signifikan. Analisis AVO dan inversi simultaneous telah digunakan untuk menghasilkan solusi yang lebih akurat dibandingkan dengan inversi impedansi akustik maupun inversi impedansi elastik. Inversi simultaneous ini menggunakan data angle stack dari variasi sudut datang berbeda dan kemudian secara bersamaan diinversi menggunakan wavelet hasil estimasi dari setiap stack untuk mendapatkan parameter elastik batuan seperti impedansi P, impedansi S dan densitas. Hasil inversi simultaneous diturunkan menjadi Lambda-Rho (Inkompresibilitas) dan Mu-rho (Rigiditas) yang merupakan parameter fisika batuan reservoir yang sensitif terhadap diskriminasi litologi dan identifikasi fluida yang digunakan untuk mendelineasi penyebaran batupasir dan gas Formasi Gumai pada Sub Cekungan Jambi.

---

Gas sand reservoir on Gumai Formation is a statigraphic trap, which is thick enough to have a good AVO effect. AVO analysis and simultaneous inversion has been applied to produce a more accurate solution than the acoustic impedance inversion and elastic impedance inversion. This simultaneous inversion used angle stack data from a different angle variations, and then simultaneously invert using wavelet estimation results from each stack to obtain an elastic rock parameters such as P impedance, S impedance and density. The results of simultaneous inversion derived to Lambda-Rho (Incompressibility) and Mu-rho (Rigidity) which are the reservoir rock physics parameters that are sensitive to litology discrimination and fluid identification are used to deliniate distribution of sandstone and gas Gumai Formation in the Sub Basin of Jambi."

"[ABSTRAKAplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar AFormasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untukmengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms),sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebutmemperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagaireservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoarA yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalammenyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanyafaktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik,model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraansedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan Xdikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat daritidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atributseismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untukmengembangkan lapangan gas X.

---

ABTRACTApplication of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.;Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X., Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been tomodel the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be usedto identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms),sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomalyshows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of northsouthtrending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was verygood at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. Theexistence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismicattributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90),moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gasesin field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen fromthe absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties andreservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X.]"

"Aplikasi atribut seismik 3D dan sifat fisik batuan telah dapat memodelkan reservoar A Formasi Ledok Lapangan X Blok Cepu. Beberapa atribut seismik yang sesuai untuk mengidentifikasi penyebaran reservoar dilapangan ini adalah root mean square (rms), sweetness, dan impedansi akustik relatif. Dimana ketiga atribut seismik tersebut memperlihatkan suatu anomali amplitudo berupa bright spot yang diidentifikasi sebagai reservoar A dan memperlihatkan pola penyebaran berarah selatan-utara. Fasies reservoar A yang merupakan batugamping pasiran adalah reservoar yang sangat baik dalam menyimpan hidrokarbon gas dengan porositas 19% dan saturasi air sebesar 40%. Adanya faktor ketidakpastian dalam penentuan batas penyebaran reservoar A dari atribut seismik, model reservoar A di bagi menjadi tiga bagian yaitu perkiraan optimis (P90), perkiraan sedang (P50) dan perkiraan pesimis (P10). Keberadaan hidrokarbon gas di Lapangan X dikontrol oleh suatu perangkap stratigrafi bukan perangkap struktur hal ini terlihat dari tidak adanya tutupan (klosur). Berdasarkan sebaran reservoar melalui integrasi atribut seismik, properti batuan dan model reservoar diusulkan 4 (empat) sumur pemboran untuk mengembangkan lapangan gas X.

---

Application of 3D seismic attributes and physical properties of reservoir rocks have been to model the formation Ledok A Field X Cepu Block. The seismic attributes, which can be used to identify distribution of the reservoir in this field were the root mean square (rms), sweetness, and relative acoustic impedance. The attributes of the seismic amplitude anomaly shows a bright spot in the form identified as reservoars A and show the pattern of north-south trending deployment. A reservoir facies which is a sandy limestone reservoir was very good at keeping a hydrocarbon gas with 19% porosity and water saturation of 40%. The existence of uncertainty in the determination of reservoir distribution limit of seismic attributes. A reservoir model was divided into three parts, optimistic estimate (P90), moderate estimate (P50) and pesimistic estimate (P10). The existence of hydrocarbon gases in field X in was control by a stratigraphic traps compared to traps structure as seen from the absence of cover (closur). Based on integration of seismic attributes, rock properties and reservoar model proposed four (4) wells drilling to develop the gas field X."