Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Properti fisika dan fasa dari fluida pada kondisi reservoar berbeda dengan kondisi permukaan. Nilai properti fluida dapat berubah akibat pengaruh perubahan tekanan dan temperatur sehingga hal ini dapat mempengaruhi interpretasi data geofisika. Analisa sifat intrinsik dari fluida dilakukan untuk mendapatkan model fluida yang sesuai dengan kondisi reservoar. Penelitian ini menggunakan model Adaptive Batzel-Wang yang mengkombinasikan hubungan termodinamika, tren data empiris, dan data eksperimen fluida di laboratorium untuk melihat pengaruh tekanan dan temperatur pada fluida. Adaptive Batzel-Wang dibuat karena perhitungan Batzel-Wang yang selama ini digunakan kurang cocok dalam menunjukan properti fisika dari fluida yang sesuai dengan kondisi bawah permukaan, sehingga model fluida Batzel-Wang perlu dimodifikasi untuk mendapatkan model fluida yang lebih akurat. Dalam penelitian ini, Adaptive Batzel-Wang memodelkan tiga jenis fluida yaitu minyak, gas, dan air. Selain dipengaruhi oleh tekanan dan temperatur, ketiga model tersebut juga sangat dipengaruhi oleh beberapa parameter yaitu nilai spesifik gravitasi G , rasio minyak dan gas GOR , Oil FVF Bo , derajat API, dan Salinitas. Hasil yang didapatkan dari Adaptive Batzel-Wang adalah nilai bulk modulus K , masa jenis ? , dan kecepatan gelombang P v dari fluida pada kondisi reservoir. Adaptive Batzel-Wang dimodelkan berdasarkan data eksperimen fluida di laboratorium dengan nilai koefisien korelasi mencapai 0.95. Adaptive Batzel-Wang menggunakan input data dari lapangan yang memiliki data fluida hasil eksperimen di laboratorium untuk memodelkan fluida yang sesuai dengan kondisi bawah permukaan. Oleh karena itu, Adaptive Batzel-Wang dapat digunakan di berbagai lapangan khususnya pada lapangan yang memiliki tekanan dan temperatur reservoar yang tinggi.

---

Physical properties and phase of the fluid at reservoir conditions are different with surface conditions. Fluid property values may change due to the effects of changes in pressure and temperature so that it can affect the interpretation of geophysical data. Analysis of the intrinsic properties of the fluid is done to get the model of fluid that fit with reservoir conditions. This study uses a model Adaptive Batzel Wang which combines thermodynamic relationships, trends empirical data and experimental data of fluid in the laboratory to see the effect of pressure and temperature on the fluid. Adaptive Batzel Wang made because the calculation of Batzel Wang which has been used for all this time is less suitable in showing physical property of fluids that fit with subsurface conditions, so that fluid model of Batzel Wang need to be modified to obtain model of the fluid that more accurate. In this study, Adaptive Batzel Wang made a modeling for three types of fluid that is oil, gas, and water. Besides influenced by pressure and temperature, these models are also greatly influenced by several parameters such as specific gravity values G , and gas oil ratio GOR , Oil FVF Bo , degree of API, and Salinity. The results which obtained from Adaptive Batzel Wang is the value of bulk modulus K , densities , and the P wave velocity v of the fluid at reservoir conditions. Adaptive Batzel Wang modeled based on experimental data of the fluid in laboratory with correlation coefficient reached 0.95. Adaptive Batzel Wang uses input data from the field that has the data of fluid results in laboratory experiments to simulate fluid corresponding to subsurface conditions. Therefore Adaptive Batzel Wang can be used in various fields, especially in the field who has a high reservoir temperature and high reservoir pressure."

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"Studi inversi seismik EI dan LMR untuk lapangan Blackfoot telah dilakukan untuk mengidentifikasi distribusi reservoar dan kandungan fluidanya. Lapangan blackfoot merupakan lapangan gas dan minyak dengan reservoarnya merupakan karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 1555 m, dengan dominasi lapisan glauchonit. Studi ini menggabungkan antara metode inversi elastik impedansi dan metode lambda-mu-rho, dengan harapan dapat mengkarakterisasi reservoar terutama dalam memisahkan kandungan fluida dan memberikan informasi yang signifikan tentang perbedaan litologinya. Konsep inversi EI dan LMR mengacu pada perubahan rasio Vp/Vs yang dapat memberikan dampak yang besar kepada nilai lambda dan mu. Parameter lame`s yang berasosiasi dengan incompresibilitas, diharapkan mampu memberikan informasi tentang fluida yang mengisi pori batuan, sementara parameter mu yang berasosiasi dengan regiditas dapat memberikan informasi terkait jenis batuan. Pada implementasinya data seismik prestack diolah untuk mendapatkan berbagai macam penampang baik itu Rp, Rs, Near stack, Far Stack untuk digunakan sebagai input dalam berbagai proses inversi. Dengan demikian hasil inversi diharapkan bisa menyebarkan secara lateral sensitifitas LMR yang dimiliki oleh setiap sumur untuk memberikan informasi yang signifikan baik dalam hal membedakan litologi, maupun informasi keberadaan fluida.

---

Seismic inversion study of EI and LMR for Blackfoot field has been done to identify the distribution of Reservoar properties and fluid content. Blackfoot field is an oil and gas field with a carbonate Reservoar located at a depth of approximately 1555 m, with the dominance glauchonit layer. This study combines elastic impedance inversion method and the method of the lambda-mu-rho, in hopes of Reservoar characterization, especially in separating the fluid content and provide significant information about the differences in lithology. EI and LMR inversion concept refers to changes in the ratio Vp / Vs that can give a big impact to the value of lambda and mu. Lame`s parameters associated with incompressibility, are expected to provide information about the fluid that fills the pores of rocks, while the parameters associated with regiditity you can provide Information related to the rock type. In implementation prestack seismic data is processed to obtain various kinds of good cross-section was Rp, Rs, Near stack, Far Stack to be used as input in the inversion processes. So the result of inversion is expected to spread laterally LMR sensitivity of each of the wells to provide significant information both in terms of distinguishing lithology, as well as information on the presence of fluid."

"Cekungan Sumatera Tengah merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia dengan salah satu reservoir yang potensial berada di formasi tualang dan lakat. Penelitian ini menggunakan metode multiatribut seismik dan analisis petrofisika untuk melakukan karakterisasi reservoir pada daerah penelitian. Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter petrofisika yaitu volume shale, porositas, dan saturasi air. Batuan reservoir potensial pada penelitian ini memiliki nilai volume shale dengan rentang 0.1 hingga 0.3, nilai porositas efektif dengan rentang 0.144 hingga 0.253, dan nilai saturasi air dengan rentang 0.45 hingga 0.79. Analisis multiatribut bertujuan untuk melakukan penyebaran parameter petrofisika pada area penelitian. Berdasarkan analisis multiatribut seismik didapatkan persebaran zona reservoir sandstone potensial formasi tualang dan lakat terkonsentrasi di daerah tinggian antiklin di tengah dan tenggara area penelitian dengan rentang nilai volume shale dari 0.05 hingga 0.65 dan nilai porositas efektif dengan rentang 0.1 hingga 0.25. Zona tersebut berada pada daerah tinggian yang dikontrol oleh antiklin sesar yang berarah NW-SE sehingga zona tersebut memiliki potensi menjadi jebakan struktural hidrokarbon. Struktur antiklin ini juga mengendalikan proses migrasi sekunder dari formasi kelesa yang dikembangkan di graben yang terletak sekitar 15 km south east (tenggara) dari area penelitian.

---

The Central Sumatra Basin is one of the largest oil and gas-producing regions in Indonesia, with one of its potential reservoirs located in the Tualang and Lakat formations. This study uses seismic multi-attribute method and petrophysical analysis to characterize the reservoir in the study area. The petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters, namely shale volume, porosity, and water saturation. The potential reservoir rock in this study has a shale volume ranging from 0.1 to 0.3, effective porosity ranging from 0.144 to 0.253, and water saturation ranging from 0.45 to 0.79. The multi-attribute analysis aims to map the distribution of petrophysical parameters across the study area. Based on the seismic multi-attribute analysis, the distribution of potential sandstone reservoir zones in the Tualang and Lakat formations is concentrated in the anticline highs in the central and southeastern parts of the study area, with shale volume values ranging from 0.05 to 0.65 and effective porosity values ranging from 0.1 to 0.25. These zones are located in high areas controlled by NW-SE trending fault anticlines, suggesting that these zones have the potential to become hydrocarbon structural traps. This anticline structure also controls the secondary migration process from the Kelesa formation, which is developed in the Binio Trough, located approximately 15 kilometers southeast of the study area."

"Identifikasi zona permeabel merupakan aspek penting dalam pengembangan dan pemantauan bidang panas bumi. Zona permeabel umumnya dikaitkan dengan kondisi tegangan bawah permukaan dan adanya struktur seperti fraktur di reservoir. Distribusi dan orientasi fraktur menjadi jalur untuk perbanyakan cairan di reservoir panas bumi. Salah satu metode geofisika untuk mendeteksi keberadaan zona permeabel adalah metode gempa mikro. Metode ini merekam respons alami tegangan-regangan batuan. Studi ini membahas distribusi gempa mikro, distribusi intensitas, dan orientasi fraktur. Data yang digunakan adalah data gempa mikro yang direkam oleh seismogram pada periode Januari - April 2018. Penentuan gempa hiposenter awal menggunakan perangkat lunak Hypo71. Hasil distribusi Hypocenter dari perhitungan Hypo71 masih memiliki spatial error dan residual RMS yang tinggi karena model kecepatan belum sesuai dengan kondisi bawah permukaan lapangan. Oleh karena itu, pembaruan model kecepatan dan relokasi hiposenter diperlukan dengan perangkat lunak Joint Hypocenter Determination (JHD) Velest. Distribusi hiposenter yang telah dipindahkan menunjukkan pergeseran posisi hiposenter ke area zona produksi dan beberapa mengikuti tren struktur permukaan. Sedangkan untuk memetakan distribusi intensitas dan orientasi fraktur, analisis Shear Wave Splitting (SWS) digunakan. Fenomena SWS terjadi ketika gelombang S merambat melalui media anisotropi. Gelombang S akan dibagi menjadi dua polarisasi (ɸ) dengan kecepatan yang berbeda, yaitu Sfast yang paralel dan Sslow yang tegak lurus dengan orientasi fraktur. Teknik korelasi rotasi digunakan untuk menentukan parameter SWS, yaitu arah polarisasi (ɸ) dan waktu tunda (dt) gelombang S. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa area tengah WKP memiliki intensitas patah yang tinggi didukung oleh keberadaan sumur dengan produksi uap terbesar di lapangan dan munculnya struktur yang lebih kompleks di permukaan. Sedangkan arah dominan orientasi fraktur dalam penelitian ini relatif paralel mengikuti tren struktur lokal NW-SE dan NE-SW.

---

Identification of permeable zones is an important aspect in the development and monitoring of the geothermal field. Permeable zones are generally associated with subsurface stress conditions and the presence of fracture-like structures in the reservoir. The distribution and orientation of the fracture is the pathway for the multiplication of fluids in geothermal reservoirs. One geophysical method for detecting permeable zones is the micro earthquake method. This method records the natural response of stress-strain rocks. This study discusses the micro earthquake distribution, intensity distribution, and fracture orientation. The data used are micro earthquake data recorded by seismograms in the period January - April 2018. Determination of the initial hypocenter earthquake using Hypo71 software. Hypocenter distribution results from the calculation of Hypo71 still have high spatial error and RMS residuals because the velocity model is not in accordance with the subsurface conditions. Therefore, updating the speed model and relocating the hypocenter is needed with Velest Joint Hypocenter Determination (JHD) software. The distribution of the hypocenter that has been moved shows a shift in the position of the hypocenter to the area of ​​the production zone and some follows the surface structure trends. Whereas to map the fracture intensity and orientation distribution, Shear Wave Splitting (SWS) analysis is used. SWS phenomenon occurs when S waves propagate through anisotropic media. S waves will be divided into two polarizations (ɸ) with different speeds, namely Sfast which is parallel and Sslow which is perpendicular to the fracture orientation. Rotational correlation technique is used to determine the SWS parameters, namely the direction of polarization (ɸ) and the time delay (s) of S waves. The results of this study indicate that the central area of ​​the WKP has a high fracture intensity supported by the presence of wells with the largest steam production in the field and the appearance of structures which is more complex on the surface. While the dominant direction of fracture orientation in this study is relatively parallel following the trends of the NW-SE and NE-SW local structures."

"Multi-atribut anallisa telah digunakan untuk memetakan distribusi reservoar (batu pasir) pada Lapangan Blackfoot. Area studi adalah sedimen dari incised-valley fill yang berada dalam formasi Glauconitic. Studi ini menggunakan data seismik 3D dan 4 buah data sumur. Data input dari multi atribut adalah berupa data seismik dan hasil inversi serta log yang akan kita prediksi penyebarannya. Digunakan Step Wise Regression dan Validasi Error sehingga didapatkan dengan meggunakan 5 buah attrbut terbaik. Adapun metode yang menggunakan Artificial Neural Networks (AANs) seperti Probabilistic Neural Network (PNN) dan Multi Layer Feed Forward (MLFN) atau teknik optimisasi non-linear untuk mengkombinasikan atribut-atribut menjadi perkiraan dari parameter yang diinginkan. Pada umumnya daerah batu pasir memiliki porositas tinggi dan impedansi rendah. Dari hubungan tersebut dan metode analisis multi attribut kita dapat mengestimasi karakteristik reservoar dengan baik.

---

Multi-attribute anallisa have been performed to map the distribution of reservoir (sandstone) at Blackfoot Field. Study Area is the sediment of the incised-valley fills within Glauconitic formations. This study uses four 3D seismic data and well data of fruit. Multi-attribute data is input from the form of seismic data and inversion results and the prediction of the log that we will spread. Used Step Wise Regression and validation error so obtained is by using the best five attrbut fruit. The method using Artificial Neural Networks (AANs) such as probabilistic neural network (PNN) and Feed Forward Multi-Layer (MLFN) or non-linear optimization techniques to combine these attributes into estimates of the desired parameters. In general, the sandstone areas have high porosity and low impedance. From these relations and multi-attribute analysis method, we can estimate with good reservoir characteristics."

"Perkembangan akhir dari teknologi impedansi seismik menyajikan sebuah pendekatan kuantitatif dalam karakterisasi reservoir. Impedansi yang dinyatakan sebagai Extended Elastic Impedance (EEI) ini yang juga merupakan bentuk ekstensi dari impedansi elastik mampu memberikan akses untuk mengeksplor informasi yang terdapat di sumur melalui data seismik sehingga memungkinkan kita untuk memprediksi distribusinya . Korelasi optimum antara EEI dengan suatu parameter reservoir memberikan pemungkinan untuk menggunakan EEI sebagai pendekatan dari parameter reservoir tersebut. Proyeksi sudut konstan dari penampang seismik dapat digunakan untuk membuat penampang reflektifitas parameter reservoir, yang secara konsep, dibangkitkan oleh EEI. Sehingga akan terdapat pasangan reflektifitas dan impedansi yang menggambarkan distribusi dari nilai parameter reservoir. Dalam penelitian ini, EEI digunakan sebagai pendekatan terhadap gamma-ray dan lamda-rho untuk memprediksikan perkembangan reservoir dan akumulasi gas dari posisi sumur ke sepanjang tutupan daerah survey seismik. Hasilnya menunjukan bahwa adanya kesimpulan yang sinergi antara pendekatan EEI yang satu dengan yang lain dalam memprediksikan deliniasi reservoir."

"Metoda inversi simultan merupakan salah satu metoda yang digunakan dalam proses AVO inversion, yang didalam prosesnya mengolah input seismik 'partial stacking' dalam satu proses untuk menghasilkan volume seismik untuk parameter elastik dan impedansi, kemudian metoda Lambda Mu Rho merupakan metoda yang menggunakan parameter elastik dalam analisisnya, dimana Lambda merupakan parameter incompressibilitas, yaitu kemampuan batuan dalam terbentuknya perubahan volume apabila terkena stress dan Mu merupakan parameter rigiditas dari batuan, yaitu kemampuan batuan dalam perubahan bentuk apabila terkena stress. Lapangan F yang mempunyai 2 reservoir dominan, yang pertama pada reservoir dalam Formasi Talang Akar dan yang kedua dalam Formasi Lemat, sehingga dalam rencana pengembangan lapangan diperlukan seimik modeling dari reservoir tersebut untuk pengurangan resiko dalam pemboran sumur pengembangan dalam hal ini menggunakan metoda Inversi Simultan dan Lambda Mu Rho. Metoda yang digunakan ini diharapkan dapat menggambarkan keberadaan dari reservoir batu pasir serta dapat membedakan antara reservoir yang mengandung fluida hidrokarbon dan yang tidak.

---

Simultaneous Inversion is a method that used in the AVO inversion, that process the partial stacking as input and the elastic parameter and impedances as output in one batch, then Lambda Mu Rho is a method that used elastic parameter for the analysis, which is Lambda as the incompressibility parameter, the ability of rocks to transform in their volume when have a stress and Mu as the rigidity parameter, the ability of rocks to transform in their shape when have a stress. The F field has 2 dominant reservoirs, first the reservoir in the Talang Akar Formation and the second reservoir in the Lemat Formation, so in the development plan need a seismic modeling for the reservoir to minimize the risk of the next development wellbore, in this case using simultaneous inversion and lambda mu rho. This method hopefully could distinguished the reservoir of sandstones which filled by hydrocarbon fluids from the wet sand."

"Dalam tulisan ini dipaparkan penggunaan teknologi AVO ( Amplitudes Variations With Offsets ) untuk karakterisasi reservoir hydrocarbon. Daerah penelitian pada penulisan ini adalah lapangan gas Sumberarum yang terletak di daerah Jawa Timur. Daerah reservoir dapat dikatakan sebagai adanya fenomena yang dikatakan dengan bright spot. Bright spot ini dapat dilihat dari penampang stack Tulisan ini secara rinci menjelaskan penggunaan atribut-atribut AVO seperti Reflektivitas Sudut Datang Normal, Derajat Kenaikan, Reflektivitas Kecepatan Gelombang P, Reflektivitas Kecepatan Gelombang S dan Faktor Fluida dalam menentukan daerah yang berpotensi sebagai reservoir atau batuan yang mengandung fluida. Data sumur seperti Gamma Ray, Vp, NPHI dan RHOB digunakan untuk menentukan batas reservoir.

---

This work explains the usage of AVO ( Amplitudes Variations With Offsets ) technique for characterizing hydrocarbon reservoirs. The area of interest on this work is Sumberarum gas field, which is located on the East Java. Area of reservoirs can be represented as Bright Spot phenomenon. This bright spot can be seen from stack preview .This work explains briefly the usability of AVO attributes, such as Intercept ( Normal Incidence Reflectivity ), Gradient, P Wave Velocity Reflectivity, S Wave Velocity Reflectivity and Fluid Factor in determining prospect areas which might be reservoirs. Log Data such as Gamma Ray, Vp, NPHI and RHOB are also used to determined reservoir boundary."

"Lapangan X berada pada Cekungan Jawa Barat Utara dengan stratigrafi yang apabila diurutkan dari usia tua ke muda adalah Basement Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan dan Formasi Parigi. Terdapat empat buah sumur yang menjadi pusat penelitian pada lapangan ini. Perhitungan mengenai efektivitas sumur sendiri dilakukan dengan mengidentifikasi konektivitas reservoir yang terpisahkan oleh adanya patahan. Patahan sendiri dapat berlaku sealing maupun leaking, dilihat dari berbagai properti patahan yang dapat dijadikan parameter dalam indikasi sealing ataupun lsquo;leaking. Adapun hasil dari Fault-Seal Analysis yang telah dilakukan adalah keempat sumur tersebut memiliki persebaran vshale yang cukup tinggi dimana sumur PDM-01 memiliki vshale pada kisaran nilai 0.5 pada bagian atas dan menurun persentasenya menjadi 0.1 pada bagian bawah. Sumur PDM-02 memiliki vshale yang beragam, rendah di bagian atas yaitu sebesar 0.1 namun tinggi di bagian bawah yaitu sebesar 0.9-1. Sumur PDM-03 memiliki vshale yang beragam namun cenderung rendah, mulai dari vshale dengan persentase 0.1 hingga 0.5. Sumur PDM-04 memiliki vshale yang beragam dan cenderung rendah, yaitu berkisar antara 0.1-0.5.

---

Field X is located at the North West Java Basin with Basement, Talang Akar Formation. Baturaja Formation, Cibulakan Formation, Parigi Formation sorted based on the geological age. There are four wells those are being considered here. The calculation about the effectivity of the wells are done by identifying the reservoir connectivity those are separated by faults. Faults might be sealing or leaking, considered by the fault properties as the parameters. The results of the Fault Seal Analysis done to the four wells are they have a high vshale distribution where PDM 01 has 0.5 at the top of the well and decreasing to 0.1 at the bottom. PDM 02 has vshale distribution variation 0.1 at the top and 0.9 1 at the bottom. PDM 03 has vshale distribution variation and tend to have a low value 0.1 0.5. PDM 04 has shale variations and with a low value tendency 0.1 0.5."