Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"

Tesis ini menghadirkan penelitian mengenai kontribusi penerapan Inversi Seismik post-stack model-based 3D broadband PSDM dan atribut seismik 3D broadband PSDM dengan hanya berdasarkan data seismik, dikarenakan belum adanya informasi sumur pada kedalaman target ekplorasi. Sebuah studi kasus telah dilakukan pada umur kapur akhir – kapur awal yaitu pada interval batupasir serpih laut dangkal pada lapangan penelitian di perairan Arafura, Indonesia Timur. Hasil tesis menunjukkan bahwa atribut seismik yang dapat digunakan untuk membantu interpretasi struktur adalah: impedansi akustik relatif, cos phase, dan dip (untuk interpretasi fault). Kemudian penggunaan atribut seismik yang dapat mengurangi resiko ketidakberhasilan dalam pengeboran dengan menunjukkan keberadaan indikasi langsung hidrokarbon adalah: sweetness, amplitudo rata-rata (rms), frekuensi sesaat dan dekomposisi spektral. Lalu berdasarkan sayatan horizon seismik dari hasil komponen absolute post-stack model based inversi seismik dapat membantu memberikan informasi distribusi secara lateral paket sedimentasi dan secara vertikal menunjukkan reservoar berpori dan kualitas bagus berdasarkan properti impedansi akustik bawah permukaan.

---

The thesis investigates the contribution of applying 3D broadband PSDM post-stack model-based seismic inversion and 3D broadband PSDM seismic attributes independently based on seismic data-driven, due to no well information at reservoir exploration target. A case study from the late cretaceous – early cretaceous shallow marine sand-shale interval in Arafura Sea, Eastern Indonesia has been perform in this thesis. The thesis work have showed that the most promising seismic attributes capable to support structural interpretation are: relative acoustic impedance, cos phase, and dip (for fault interpretation). After that application of seismic attributes to low the drilling risk as a direct hydrocarbon indication are atttributes; sweetness, root mean square (rms) amplitude, instantaneous frequency and spectral decomposition. And then based on the horizon slice of absolute post-stack model based inversion results able to provide the lateral distribution sedimentary packages information and vertically denoting their high porous and good quality reservoir based on the subsurface acoustic impedance properties.

"

"Lapangan FM merupakan salah satu lapangan penghasil hidrokarbon yang terletak di Cekungan Jawa Barat Utara. Salah satu Formasi yang berpotensi sebagai penghasil hidrokarbon adalah Formasi Cibulakan berupa batupasir dan batugamping yang menjadi reservoar objektif. Untuk memprediksi penyebaran reservoar batupasir digunakan metode multi-atribut seismik. Metode multi-atribut merupakan metode untuk memprediksi reservoar. Prediksi tersebut didapat dari hubungan fisis diaplikasikan dengan properti atribut dari data seismik. Berdasarkan analisa crosplot diketahui bahwa log gamma-ray dan density merupakan parameter yang sensitif terhadap keberadaan reservoar batupasir. Metode multi-atribut digunakan dalam membuat volume pseudo gamma-ray dan density. Kombinasi antara gamma-ray dengan density dapat memisahkan dengan baik antara batupasir, batu gamping dan batu lempung. Hasil pemetaan menunjukkan reservoar batupasir terdistribusi pada daerah Tinggian. Hasil penelitian ini dapat digunakan untuk eksplorasi lebih lanjut dalam penyebaran reservoar pada Formasi Cibulakan di Lapangan FM.

---

Field FM is one of the hydrocarbon-producing field located in the North West Java Basin. One of the potential formation of hydrocarbon-producing formations are sandstones and limestones Cibulakan form the reservoir objective. To predict the spread of reservoir sandstones research using multi-attribute seismic methods. Multi-attribute method is a method for predicting reservoir parameters. The predictions obtained from the physical relationship was applied to the property attribute of the seismic data.

Based on the analysis crosplot known that gamma-ray logs and density are parameters which are sensitive to the presence of reservoir sandstones. Multi-attribute method is used to predict the pseudo volume of gamma-ray and density. The combination of gamma-ray logs with density can separate well between sandstone, limestone and claystone.

Mapping results indicate reservoir sandstones in the area of distributed Tinggian. The results can be used for further exploration in the spread of the Formation reservoir in the Field Cibulakan FM."

"ABSTRAKHidrokarbon telah ditemukan dan diproduksi di Lapangan ?M?, yang terletak di Sub-cekungan Cipunegara, Cekungan Busur Belakang Jawa Baratlaut, dari level yang lebih dalam, yaitu di Formasi Baturaja dan Formasi Talang Akar, sejak awal tahun 2000-an.Minyak dan gas bumi juga telah diproduksi dari level yang lebih dangkal di Formasi Cibulakan Atas di Cekungan Jawa Baratlaut, tetapi di sub-cekungan yang lain, bukan dari Lapangan ?M? yang berada di Sub-cekungan Cipunegara.Di dalam rangka mencoba menemukan hidrokarbon di Formasi Cibulakan Atas dari Lapangan ?M? ini, keberadaan reservoirnya haruslah diteliti terlebih dahulu. Dengan menggunakan data yang terbatas, yaitu 3 sumur pemboran dan seismik 3D, pemetaan atribut seismik telah dilakukan untuk mengetahui keberadaan reservoir batupasir.RMS amplitude, average amplitude, maximum amplitude, energy half-time, dan arc length, telah diaplikasikan untuk mengetahui keberadaan reservoir batupasir. Keberadaan reservoir batupasir ini akan dapat dipertimbangkan sebagai salah satu faktor dari sistem petroleum di daerah ini.

---

ABSTRACT

Hydrocarbon has been discovered and produced in the ?M? Field, located in the Cipunegara Sub-basin, Northwest Java Back Arc Basin, from deeper levels of the Baturaja and Talang Akar Formations since early of 2000s. Oil and gas has also been produced in the shallower level of the Upper Cibulakan Formation in this Northwest Java Basin, but in the other sub-basin, not in the ?M? Field in the Cipunegara Sub-basin.

Prior to find hydrocarbon in the Upper Cibulakan Formation of this field, the existing of its reservoir should be evaluated. Based on a limited data of 3 wells and a 3D seismic, several seismic attributes mapping has been used to define the reservoir of sandstone.

RMS amplitude, average amplitude, maximum amplitude, energy half-time, and arc length, have been applied in defining the sandstone reservoir. This sandstone reservoir could be considered further in studying the petroleum system in the area."

"Formasi Kais adalah reservoir hidrokarbon yang berproduksi di Cekungan Salawati. Namun, keberhasilan dalam pengeboran Cekungan Salawati telah berkurang, sehingga diperlukan konsep eksplorasi baru. Secara keseluruhan, batuan karbonat memiliki karakteristik fisik yang lebih kompleks dan heterogen, dibandingkan dengan batuan sedimen silisiklastik. Salah satu parameter, yang membedakan batuan karbonat dan silisiklastik adalah geometri pori/tipe pori. Heterogenitas dan kompleksitas tipe pori reservoir karbonat dipengaruhi oleh proses sedimentasi, tektonik, dan proses diagenesis. Klasifikasi tipe pori dibagi menjadi tiga: interparticle, stiff, dan crack. Oleh karena itu, penentuan tipe pori karbonat menjadi penting untuk meningkatkan keberhasilan penemuan cadangan hidrokarbon. Tesis ini menjelaskan prediksi tipe pori, porositas, dan impedansi akustik pada reservoir karbonat. Metode Differential Effective Medium (DEM) digunakan untuk menganalisis tipe pori reservoir karbonat. Metode DEM menghasilkan parameter modulus bulk dan geser untuk membuat model karbonat Vp dan Vs berdasarkan tipe pori. Distribusi impedansi akustik, porositas, dan tipe pori juga dilakukan dengan membuat inversi seismik 3D. Setelah itu, 3D model porositas dan rasio tipe pori dibuat dengan menggunakan metode geostatistik untuk memberikan hasil yang lebih baik. Selain itu, penelitian ini menunjukkan bahwa nilai impedansi rendah (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) berkorelasi dengan nilai porositas tinggi (22.5-30%) dan peningkatan nilai porositas berkorelasi dengan (70-80%) tipe pori crack+interparticle pada lapangan P, Cekungan Salawati

---

The Kais Formation is a hydrocarbon reservoir that produces in the Salawati Basin. However, the success in drilling has diminished, so a new exploration concept is needed. Overall, carbonate rock has complex and more heterogeneous physical characteristic, compared to siliciclastic sedimentary rock. One parameter, which distinguishes carbonate rock and silisiclastic is pore geometry/pore type. Heterogeneity and complexity of carbonate reservoir pore type are affected by sedimentation process, tectonic setting, and diagenesis process. Pore type classification is divided into three: interparticle, stiff, and crack. Therefore, carbonate pore type determination becomes important to enhance successful discovery of hydrocarbon reserves. This thesis explains pore types prediction, porosity, and acoustic impedance on carbonate reservoir. The Differential Effective Medium (DEM) method to analyse carbonate reservoir pore type has been applied. DEM method generates bulk and shear modulus parameters to create carbonate Vp and Vs model based on pore type. Acoustic impedance, porosity, and pore type distribution are carried out by making 3D seismic inversion. Afterwards, 3D porosity models and pore type ratios were made using the geostatistical method to provide best results. Moreover, this study shows low impedance value (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) correlates with high porosity value (22.5-30%) and enhancement of porosity value correlates with (70-80%) crack+interparticle pore type on P field, Salawati Basin"

"Secara geografis, area Kuku Bima terletak di bagian ujung barat laut wilayah kerja PHE ONWJ, kira-kira 100 km ke arah barat laut Jakarta. Sedangkan secara geologi, area Kuku Bima terletak di suatu struktur tinggian yang memanjang dengan arah utara-selatan, dibatasi oleh cekungan Sunda di sebelah barat dan palung Seribu Utara di sebelah timur. Di sebelah utara dan selatan area ini terdapat 2 lapangan minyak, yaitu lapangan AA yang memproduksikan minyak dan gas dari formasi Talang Akar, serta lapangan ZU yang memproduksikan minyak dari formasi Baturaja. Pada area Kuku Bima sendiri terdapat 2 sumur eksplorasi, dengan penemuan kandungan minyak di batupasir formasi Talang Akar. Tes pada reservoar batupasir tersebut menunjukkan hasil yang cukup baik, berkisar antara 450-1300 BOPD. Hingga saat ini area Kuku Bima belum dikembangkan, karena temuan-temuan yang ada dianggap terlalu marjinal secara struktur. Pemahaman mengenai geometri dan penyebaran batupasir formasi Talang Akar di ONWJ masih sangat rendah. Beberapa penelitian terdahulu memperlihatkan bahwa pemetaan penyebaran batupasir ini tidak bisa dilakukan hanya berdasarkan pada amplitudo seismik. Hasil cross-plot antara Gamma Ray dan Impedansi Akustik (IA) menunjukkan bahwa IA tidak bisa digunakan untuk membedakan antara batupasir dan batulempung. Oleh karena itu, studi ini mencoba melakukan pendekatan yang lain melalui seismik multi atribut. Analisis seismik multi atribut dilakukan untuk mendapatkan volume pseudo-Gamma Ray dan volume pseudo-Density. Dengan membatasi nilai Gamma Ray dan Density pada kedua volume sesuai nilai cut-off batupasir di sumur dan mengintegrasikan kedua volume tersebut, penyebaran batupasir dapat dipetakan dengan amat baik. Berdasarkan hasil penelitian, penyebaran batupasir formasi Talang Akar dengan endapan yang lebih tebal ditemukan pada sayap sebelah timur tinggian. Sementara pada puncak-puncak tinggian, batupasir tersebut tidak banyak terendapkan. Dengan adanya penemuan ini, maka sayap sebelah timur tinggian dapat menjadi prospek baru untuk menemukan minyak dan gas di area Kuku Bima.

---

Kuku Bima area is located in the northwest corner of PHE ONWJ operating block, nearly 100 km to the north west of Jakarta. Geologically, it is located on a north-south trending structural high, bounded by Sunda Basin to the west and North Seribu Trough to the east. The area is surrounded by two producing fields. AA field on the north is producing oil and gas from Talang Akar sands, and ZU field on the south is producing oil from Baturaja limestone. There were 2 exploration wells drilled in Kuku Bima area, resulting in oil discovery within Talang Akar sands.

Drill Stem Test (DST) on those reservoir shows good result, ranging from 450-1300 BOPD. Nowadays, Kuku Bima area is still left undevelop, considering that the discoveries are too marginal in term of structure. The understanding of Talang Akar sand geometry and its distribution is still considered poor.

Previous studies reveal the difficulty to image the sand distribution based on seismic amplitude. Cross-plot between Gamma Ray and Acoustic Impedance (AI) shows that AI alone cannot be used to distiguish sand and shale. In order to overcome this problem, this study offers a different approach by using multi attribute seismic. An analysis of multi attribute seismic is performed to generate pseudo-Gamma Ray and pseudo-Density volumes. Filtering Gamma Ray and Density values within those two volumes using cut-off values of sandstone in wells and integrating those two volumes afterward, will give a good result in mapping sand distribution.

Based on the study result, thicker Talang Akar sand deposition is distributed on the east flank of the structure high, while thinner Talang Akar sand are distributed on the crest. As the final result, the eastern flank of structural high will become a prospective area to discover oil and gas at Kuku Bima area."

"Pemetaan distribusi reservoir pada lapangan Sabratah Basin, Libya, dilakukan dengan menggunakan seismik inversi impedansi akustik dan analisis atribut RMS. Pada studi ini data seismik diinversi menjadi nilai impedansi akustik yang diturunkan dari data sumur untuk mengubah data volume seismik menjadi data volume impedansi akustik. Inversi seismik model based digunakan untuk melakukan proses tersebut. Analisa terfokus pada hasil inversi dan atribut RMS pada reservoar batu pasir Eocene. Identifikasi pada reservoar dari data sumur terlihat pada kedalaman 2750 m ? 2850 m dengan ketebalan yang relatif tipis yaitu berkisar 8 m. Berdasarkan data log dan hasil inversi, reservoar batu pasir memiliki nilai impedansi akustik yang cukup tinggi yaitu sekitar 8500 - 13000 (m/s)*(gr/cc). Hasil inversi dan atribut dapat mendeteksi distribusi batu pasir pada horizon Reservoar di formasi El Garia terkonsentrasi pada bagian timur hingga selatan daerah penelitian.

---

Mapping the distribution of reservoirs in the field of Sabratah Basin, Libya, is carried out by using seismic acoustic impedance inversion and attribute analysis of RMS. In this study the seismic inversion is constrained by well to change the volume of seismic data to the data volume of acoustic impedance. Seismic inversion model based is used to invert the siesmic data. Analysis is focused on the inversion results and RMS attributes of the reservoir of sandstone Eocene. Identification of the reservoir from well data visible at a depth of 2750m - 2850 m with a relatively thin thickness of about 8 m. Based on well data and the results of inversion, reservoir sandstone has a value of acoustic impedance is high at around 8500 -13 000 (m/s) * (g/cc). The results of inversion and attributes can detect the distribution of sandstones at Reservoar horizon in the formation of El Garia concentrated in the west to the southern area of ​​research."

"Skripsi ini membahas tentang metode vertical seismic profiling (VSP) dan aplikasinya dalam karakterisasi reservoar. VSP merupakan pengukuran seismik yang dilakukan dengan menempatkan receiver di lubang bor. Karakter reservoar yang akan diteliti yaitu batu pasir pada lapangan Sejati, yang merupakan salah satu lapangan minyak dan gas VICO Indonesia yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Data yang tersedia dalam penelitian ini yaitu data VSP (near & far offset) dan well log dari satu sumur eksplorasi. Karakterisasi reservoar berdasarkan metode inversi data VSP. Langkah-langkah pengerjaan yaitu crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), dan final inversion. Dari hasil inversi memperlihatkan adanya sebaran impedansi rendah pada zona target. Karena besarnya tuning thickness maka perlu dilakukan studi lebih lanjut untuk memastikan apakah impedansi rendah tersebut mengindikasikan lapisan sand atau bukan.

---

This study are about vertical seismic profiling (VSP) and it?s application for reservoir characterization. VSP is an seismic measurement which is put some receivers in borehole. The character of reservoir will be studied is sandstone in Sejati field, which is one of VICO?s oil and gas fields at Kutai Basin, East Kalimantan. The data avalaible of this study are VSP (near & far offset) and well log from one exploration well. Reservoir characterization based on VSP inversion method. The sequence step of this study are crossplot, correlation, picking horizon, initial model, inversion analysis (QC), and final inversion. The inversion result show low impedance at target zone. Because tuning thickness is very high, so it is needed detailed study for identifying sand distribution at target zone."

"Lapangan ‘B’ merupakan lapangan prospek hidrokarbon yang berlokasi di offshorecekungan Kutai, Kalimantan Timur. Untuk mengetahui karakterisasi reservoir lapangan‘B’, dilakukan pemodelan porositas dan saturasi air menggunakan inversi AI, multiatributseismik dan probabilistic neural network. Penelitian ini menggunakan data seismik 3DPSTM dan data sumur (AND-1, AND-2, AND-3 dan AND-4). Pada data seismik dan datasumur dilakukan inversi AI untuk mengetahui sifat litologi area penelitian. Kemudian,hasil AI ditransformasikan untuk mendapatkan model porositas. Metode multiatributseismik menggunakan beberapa atribut untuk memprediksi model porositas dan saturasiair. Setelah itu, diaplikasikan sifat non-linear dari probabilistic neural network sehinggamenghasilkan model porositas dan saturasi air hasil probabilistic neural network (PNN).Model porositas dan saturasi air transformasi AI, multiatribut seismik dan PNN divalidasidengan nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk mengetahui apakah modelporositas dan saturasi air tersebut merepresentatifkan nilai data sumur. Validasi dilakukanpada sumur AND-1 dan AND-2. Nilai porositas dan saturasi air data sumur untuk AND-1 adalah 25.3 – 35.9% dan 45 – 60%, dan nilai porositas dan saturasi air AND-2 adalah11 – 35% dan 15 – 82%. Nilai porositas AND-1 hasil transformasi AI sekitar 16 – 67%,multiatribut seismik sekitar 11.5 – 27% dan PNN sekitar 11.5 – 27%. Nilai saturasi airAND-1 hasil multiatribut seismik sekitar 4 – 63% dan PNN sekitar 18 – 63%. Nilaiporositas AND-2 hasil transformasi AI sekitar 52 – 72%, multiatribut seismik sekitar 11– 21.5% dan PNN sekitar 11 – 21.5%. Nilai saturasi air AND-2 hasil multiatribut seismiksekitar 63 – 85% dan PNN sekitar 63 – 85%. Kemudian, metode multiatribut seismik danPNN didapatkan nilai korelasi antara parameter target dengan parameter prediksi. Modelporositas multiatribut seismik memiliki korelasi 0.840836 dan PNN memiliki korelasi0.936868. Model saturasi air multiatribut seismik memiliki korelasi 0.915254 dan PNNmemiliki korelasi 0.994566. Model porositas transformasi AI memiliki rentang yanglebih tinggi dibandingkan dengan data sumur. Model porositas dan saturasi air metodePNN memiliki rentang nilai yang cukup dekat dengan data sumur dan memiliki korelasiyang lebih tinggi dibandingkan dengan metode multiatribut seismik. Oleh sebab itu,model porositas dan saturasi air metode PNN merupakan model prediksi terbaik.Berdasarkan model PNN, reservoir zona target lapangan ‘B’ memiliki nilai impedansiakustik 25384 – 26133 ((ft/s)*(g/cc)), porositas sekitar 15 – 27% dan nilai saturasi airsekitar 11 – 63%.

---

The 'B' field is a hydrocarbon prospect field located in the offshore Kutai Basin, East

Kalimantan. To determine the characterization of the ‘B’ field reservoir, porosity and

water saturation modeling was carried out using AI inversion, seismic multiattribute and

probabilistic neural network. This study uses 3D PSTM seismic data and wells data

(AND-1, AND-2, AND-3 and AND-4). In seismic data and wells data, AI inversion was

carried out to determine the lithological characteristics of the research area. Then, the AI

results were transformed to obtain a porosity model. The seismic multiattribute method

uses several attributes to predict the porosity and water saturation model. After that, the

non-linear properties of the probabilistic neural network were applied to produce the

porosity and water saturation model of the probabilistic neural network (PNN). The

porosity and water saturation model of AI transformation, seismic multiattribute and PNN

were validated with the porosity and water saturation values of the wells data to determine

whether the porosity and water saturation models represent the wells data values.

Validation was carried out on AND-1 and AND-2 wells. The porosity and water

saturation value of the well data for AND-1 around 25.3 - 35.9% and 45 - 60%, and the

porosity and water saturation value of AND-2 around 11 - 35% and 15 - 82%. The

porosity value of AND-1 as a result of AI transformation is around 16 - 67%, the seismic

multiattribute about 11.5 - 27% and the PNN about 11.5 - 27%. The water saturation value

of AND-1 resulted from seismic multiattribute around 4 - 63% and PNN around 18 - 63%.

The porosity value of AND-2 transformed by AI around 52 - 72%, the seismic

multiattribute around 11 - 21.5% and the PNN around 11 - 21.5%. The water saturation

value of AND-2 result from the seismic multiattribute around 63 - 85% and PNN around

63 - 85%. Then, the multiattribute seismic and PNN methods obtained the correlation

value between the target parameter and the predicted parameter. The seismic

multiattribute porosity model has a correlation of 0.840836 and PNN has a correlation of

0.936868. The multiattribute seismic water saturation model has a correlation of 0.915254

and PNN has a correlation of 0.994566. The AI transformation porosity model has a

higher range than the wells data. The PNN method of porosity and water saturation model

has a fairly close range of values to wells data and has a higher correlation than the

multiattribute seismic method. Therefore, the porosity and water saturation model of the

PNN method is the best prediction model. Based on the PNN model, the field target zone

reservoir 'B' has an acoustic impedance value about 25384 – 26133 ((ft/s) * (g/cc)), a

porosity of 15 - 27% and a water saturation of 11 - 63%."

"Perubahan impedansi seismik memberikan petunjuk adanya perubahan sifat-sifat batuan, seperti porositas, densitas, saturasi dan lain-lain. Dengan inversi seismik kita dapat membuat korelasi pada domain impedansi berdasarkan perubahan sifat-sifat batuannya. Namun demikian, analisa seismik inversi dengan full stack gelombang-P memberikan kesimpulan yang terlalu umum, masih mengandung multi interpretasi pada kondisi eksplorasi tertentu. Melalui inversi simultan, kita mendapatkan kesimpulan yang lebih pasti dimana kita dapat mengestimasi densitas, impedansi P dan impedansi S, dimana masing-masing memberikan respon yang cukup berbeda dalam memisahkan pengaruh lithology dan fluida. Proses inversi simultan menggunakan data partial angle stack, yang kemudian wavelet yang diekstrak dari setiap offset diinversikan secara bersamaan. Dari hasil inversi simultan diatas, selanjutnya dengan teknik analisa rock physics kita dapat memprediksi distribusi lithology, porosity dan kandungan hidrokarbon (gas). Proses selanjutnya dengan mentransformasikan hasil inversi menjadi Lambda-Rho (λρ) dapat digunakan untuk memperkuat argumentasi adanya indikator kandungan fluida di pori batuan. Akhirnya dengan melakukan analisa peta distribusi sifat batuan yang di overlay dengan peta struktur dan sumur produksi, kita dapat mengidentifikasi area potensial untuk strategi pengembangan lebih lanjut untuk mengoptimalkan pengurasan hidrokarbon pada area studi.

---

The change of seismic's impedance giving clues that there is change of lateral rock properties such as porosity, density, fluid saturation etc. Seismic inversion allows us to make correlation in the impedance domain based on the change of rock properties. However the analysis of the early P-wave fullstack seismic inversion data alone can lead to ambiguous conclusions in many exploration conditions.

By performing simultaneous inversion will bring us to a less ambiguous interpretation of our inversion results in which we are able to estimate Density, Pimpedance and S-impedance which they are giving different response to discriminate fluid and lithology effects. Simultaneous inversion process uses partial angle stack data which can be inverted simultaneously using wavelet extracted from each offset.

Based on result above, using further rock physics technique analysis we can predict sand, porosity and hydrocarbon content distribution. Further process, the result can be transformed to Lambda-Rho (λρ) that can be used for pore fluid content indicator.

Finally by analyzing the rock properties distribution map overlaid by structure map and producer well, we can identify the potential area for further development strategy to optimize the hydrocarbon recovery of the study area."