Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKAnalisis sikuenstratigrafi telah dilakukan pada penampang sedimen Formasi Ngimbang di Blok Suci, Cekungan Jawa Timur Utara. Analisis ini dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui suksesi vertikal dan perubahan fasies secara lateral dari unit sikuen reservoir karbonat pada Formasi tersebut sehingga kompartementalisasi fasies dari reservoir karbonat dapat dipahami secara rinci. Data yang digunakan dalam penelitian ini meliputi tiga well logs, biostratigrafi, lingkungan pengendapan dan petrografi dari sumur SUCI-1, SUCI-2 dan KMI-1 yang didukung penampang seismik. Penelitian ini dilakukan dengan mengintegrasikan semua data G & G dalam kerangka kronostratigrafi dan model pengendapan karbonat sehingga kompartementalisasi yang mengontrol konektifitas dan sifat fisik unit-unit reservoir karbonat dapat dipahami dengan baik. Hasil analisis menunjukkan bahwa reservoir karbonat Formasi Ngimbang di Blok Suci diendapkan selama Eosen Akhir sampai Oligosen Awal pada lingkungan neritik pinggir sampai batial atas. Secara kronostratigrafi, penampang karbonat Formasi Ngimbang dapat dibagi ke dalam tiga unit sikuen yang dipisahkan oleh bidang keidakselarasan, yaitu unit facies karbonat platform berumur Eosen Akhir di sekitar lokasi sumur SUCI-2, unit fasies karbonat platform berumur Oligosen Awal bagian bawah di sekitar lokasi sumur KMI-1 dan SUCI-2 dan unit fasies core reef berumur Oligosen Awal bagian atas di lokasi sekitar sumur SUCI-1. Hasil analisis tersebut dapat digunakan untuk menjelaskan fenomena akumulasi gas yang hanya dijumpai pada lokasi sumur SUCI-1, dan hanya gas show dan oil trace yang terobservasi di sumur SUCI-2, serta indikasi hidrokarbon yang sama sekali tidak ditemukan pada sumur KMI-1. Hal tersebut terjadi karena reservoir karbonat fasies core reef berumur Oligosen Awal hanya dijumpai pada lokasi sumur SUCI-1 dan tidak menerus ke lokasi Sumur SUCI-2 dan KMI-1. Analisis kompartementalisasi ini akan dapat meningkatkan rasio keberhasilan perusahaan-perusahaan migas yang melakukan pemboran dengan target batuan reservoir berupa batuan karbonat."

"Telah dilakukan analisis metode atribut seismik struktur untuk menentukan sesar geser yang didukung menggunakan data seismik. Daerah penelitian ini berada didaerah Cekungan Jawa Timur dengan Formasi Tuban berumur Miosen. Objek penelitian dikategorikan batuan karbonat jenis reef dan yang menarik untuk dianalisis pada reservoar karbonat yaitu berupa zona sesar geser dikarenakan sulitnya untuk menginterpretasi struktur sesar geser pada reservoir karbonat. Metode yang digunakan adalah atribut seismik, yaitu atribut spektral dekomposisi Continuous Wavelet Transform (CWT), Atribut Similarity, Atribut Curvature, dan Atribut Variance. Hasil analisa keempat atribut menunjukkan atribut variance tidak terlihat jelas pada peta atribut sedangkan pada atribut spektral dekomposisi CWT, Curvature, dan Similarity terlihat jelas pada peta atribut. Sesar geser memiliki arah barat daya menuju timur laut.

---

Has conducted seismic attribute analysis method to determine the shear fault structure are supported using seismic data. This research area is the area of East Java Basin with Tuban Formation Miocene.

The object of research is categorized carbonate reef types and interesting to be analyzed in the form of the carbonate reservoir shear fault zone due to the difficulty in interpreting the shear fault structure in carbonate reservoirs.

The method used is seismic attribute, that attribute spectral decomposition of Continuous Wavelet Transform ( CWT ), Attribute Similarity, Curvature attributes and attribute Variance.

Results of analysis of variance four attributes indicate attributes are not visible on the map attribute whereas the spectral decomposition attributes CWT, Curvature and Similarity clearly visible on the map attributes. Shear fault has the southwest toward the northeast."

"[ABSTRAKLapangan “Bravo Tango” merupakan salah satu lapangan eksplorasi yang telah terbukti keberadaan hidrokarbonnya melalui pengeboran sumur eksplorasi yaitu Siera-1 dan sumur delineasinya yaitu Siera-2. Adapun target reservoarnya adalah reservoar CD Carbonates yang tersusun atas batugamping dengan sisipan shale dari formasi Ngimbang yang berumur Eo-Oligosen. Pada daerah penelitian, CD Carbonates dapat dibagi atas 6 zona yaitu zona-A sampai dengan zona-F dengan ketebalan reservoar berkisar hanya 5-20 meter.Dalam pemodelan geometri reservoar, fasies diklasifikasikan berdasarkan rock typing (RT) dan secara lateral dilakukan pemodelan fasies pengendapan (depo-fasies). Dari pengamatan core dan log diketahui bahwa pengendapan dari arah Utara yaitu lingkungan swampy inner platform interior dicirikan oleh kehadiran batubara dan semakin ke arah Tenggara menunjukkan lingkungan laut yang lebih dalam dan semakin jauh lagi ke depannya diinterpretasikan sebagai lingkungan basinal.Properti reservoar yaitu porositas (PHIT) dipopulasikan di dalam geomodel dengan menggunakan hasil analisis seismik multiatribut. Dari penyebaran porositas diketahui bahwa di Utara penelitian memiliki porositas yang lebih baik dibandingkan dengan sebelah Tenggara.Kontribusi volum hidrokarbon berasal dari zona-A, zona-C dan zona-F dan diperlukan analisis lebih lanjut yaitu analisis uncertainty untuk mengurangi resiko dalam proses pengembangan lapangan nantinya.

---

ABSTRACT“Bravo Tango” field is one of proven exploration field by drilling one exploration well, Siera-1 and its delineation Siera-2. Reservoir target is CD Carbonates that consist of limestone intercalated with shale from Ngimbang formation aged Eo-Oligocene. On this field, CD Carbonates can be divided into 6 zones: zone-A down to zone-F within 5-20m range of thickness.In geometry reservoir modeling, facies can be classified based on rock typing (RT) and laterally depositional facies modeling (depo facies) has been created. From core and log analysis can be interpretated that sedimentation from North which is swampy inner platform interior environment characterized by coal present and further to the NE part indicate deeper marine environment and far away in front of this area interpretated as basin.One of reservoir property which is porosity (PHIT) populated within geomodel use seismic multiattribute analysis. From spread of porosity population identified that Nothern part of this field has better porosity compare to SE part.Hidrocarbon volume contribution is come from zone-A, zone-C and zone-F and it is needed futher analysis such as uncertainty analysis to reduce risk during development process in the near future, “Bravo Tango” field is one of proven exploration field by drilling one exploration well, Siera-1 and its delineation Siera-2. Reservoir target is CD Carbonates that consist of limestone intercalated with shale from Ngimbang formation aged Eo-Oligocene. On this field, CD Carbonates can be divided into 6 zones: zone-A down to zone-F within 5-20m range of thickness.In geometry reservoir modeling, facies can be classified based on rock typing (RT) and laterally depositional facies modeling (depo facies) has been created. From core and log analysis can be interpretated that sedimentation from North which is swampy inner platform interior environment characterized by coal present and further to the NE part indicate deeper marine environment and far away in front of this area interpretated as basin.One of reservoir property which is porosity (PHIT) populated within geomodel use seismic multiattribute analysis. From spread of porosity population identified that Nothern part of this field has better porosity compare to SE part.Hidrocarbon volume contribution is come from zone-A, zone-C and zone-F and it is needed futher analysis such as uncertainty analysis to reduce risk during development process in the near future]"

"Kondisi reservoir pada lapangan karbonat sangat jauh berbeda dengan kondisi reservoir pada lapangan batu pasir, dan ketika masuk kedalam ranah interpretasi geofisika, analisa sifat intrinsik dari batuan karbonat itu sendiri tidak dapat diabaikan atau bahkan diasumsikan sama dengan reservoir jenis batuan lain. Dalam beberapa kasus nyata terjadi misinterpretasi dalam mendeskripsikan reservoir migas yang ada dibawah permukaan karena kekurangan informasi sifat intrinsik reservoir, untuk menghindari kasus yang merugikan tersebut, studi mengenai kondisi dan sifat intrinsik reservoir batuan karbonat itu sendiri perlu diperhatikan lagi baik dari komposisi tipe pori, jenis mineralnya hingga fluida yang terkandung didalam reservoir tersebut. Pada reservoir batuan karbonat itu sendiri terdapat 3 jenis tipe pori yaitu Crack, Stiff dan Interparticle yang mana sangat berpengaruh merubah kecepatan gelombang-P hingga 30 ketika merambat dan direkam oleh receiver. Begitu pula dengan mineral penyusunnya, terdapat Calcite, Dolomite, Quartz dan Clay yang mana sangat mempengaruhi rigiditas dan sifat elastik batuan karbonat itu sendiri. Fluida yang terkandung didalam reservoir karbonat ini turut menyumbangkan pengaruh yang signifikan terhadap respon perambatan gelombang-P pada reservoir. Dengan menggunakan metode Simultaneous DEM-Rockphysics Reservoir Accurate Modelling dapat diketahui dengan akurat sifat elastik dan kondisi reservoir karbonat dengan mengkalkulasi secara simultan inklusi tipe pori, fluida dan mineral penyusun yang terdapat dalam reservoir serta dengan memprediksi kondisinya se-akurat mungkin seperti kondisi yang sesungguhnya agar dapat membantu meningkatkan interpretasi respon seismik yang ada se-optimal mungkin.

---

The condition of reservoir in carbonate base fields is significantly different compared to the sandstone base reservoir, and when enhance forward into the geophysical interpretation domain, the intrinsic nature of carbonate stone analysis itself cannot be ignored or evenmore being assumed as slightly coherent with any other reservoir rock type. In some real cases the misinterpretation happened while describing the oil and gas reservoir beneath due to insufficient information of the intrinsic nature of reservoir, to avoid the misleading and disadvatageous case happens, advance studies for the intrinsic nature and condition of the carbonate base reservoir rock need to be concern more specifically in terms of porosity type composition, minerals type, and also the fluids contained in the reservoir. There are 3 types of porosity classification for carbonate reservoir itself, viz. Crack, Stiff and Interparticle which affecting the P velocities significantly for almost 30 change while propagating and recorded by receivers. Likewise as the minerals composition, occur to be Calcite, Dolomite, Quartz or Clay also affecting the rigidness and the carbonate rock elastic properties. The fluids content in the carbonate reservoir also contribute an effect that significantly changing the P velocities response upon the reservoir. By using the Simultaneous DEM Rockphysics Reservoir Accurate Modelling method, the elastic properties and the condition of reservoir will be able to determined more accurately by simultanly calculating the inclusion of pore type, fluids, and minerals composition contained in the reservoir also to predict the condition as accurate as possible to the real condition beneath the surface, so the information could be used to improve the seismic interpretation understanding optimally."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu tahap penting dalam eksplorasi hidrokarbon agar dapat menentukan reservoir yang baik berdasarkan karakteristik litologi dan kandungan fluida di reservoir. Penelitian ini dilakukan di Lapangan “R”, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan metode inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan diketahui bahwa zona reservoir di area penelitian tersusun atas litologi karbonat dengan nilai impedansi-P 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, impedansi-S 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, dan densitas 2. g/cc – 2.39 g/cc. Hasil tersebut ditransformasikan menjadi parameter elastis batuan, yaitu Parameter Lame yang terdiri atas Lambda-Rho dan Mu-Rho. Transformasi Lambda-Mu-Rho berhasil mengidentifikasi reservoir karbonat yang berpotensi mengandung hidrokarbon dengan nilai rigiditas tinggi sebesar 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc dan inkompresibilitas rendah sebesar 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc yang diinterpretasikan sebagai gas. Integrasi analisis dari parameter impedansi-P, impedansi-S, densitas, Lambda-Rho, dan Mu-Rho menunjukkan bahwa persebaran batuan karbonat yang tersaturasi gas memiliki orientasi timur laut – barat daya.

---

Reservoir characterization is one of the most crucial stages in hydrocarbon exploration to determine good reservoirs based on their lithology and fluid content. This research was conducted at the “R” Field, North East Java Basin using the simultaneous seismic inversion method. The results show that the reservoir zone in the research area consists of carbonate rocks with P-impedance values of 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, S-impedance of 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, and density of 2.25 g/cc – 2.55 g/cc. These results were transformed into rock elastic parameters, namely Lame Parameters consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Lambda Mu Rho Transformation has successfully identified carbonate reservoirs that potentially contain hydrocarbons with high rigidity values of 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc and low incompressibility of 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc interpreted as gas. Integration analysis of P-impedance, S-impedance, density, Lambda-Rho, and Mu-Rho parameters shows that the distribution of gas-saturated carbonate rocks has a northeast – southwest orientation."

"Daerah penelitian berada di Lapangan “K”, Cekungan Jawa Timur Utara, dengan Formasi Tuban dan Kujung sebagai fokus pada penelitian ini. Terdapat 6 (enam) sumur pada Lapangan “K”, dengan tujuan penelitian untuk mengidentifikasi zona hidrokarbon berdasarkan parameter petrofisika, kondisi reservoirnya dan jenis hidrokarbon yang terkandung, litologi daerah penelitian, dan menjelaskan fasies yang berkembang pada daerah penelitian berdasarkan studi elektrofasies. Litologi yang ditemukan pada daerah penelitian yaitu batugamping dan serpih. Metode penelitian yang digunakan yaitu analisis data log, yang ditunjang oleh data gas mudlogging, data cuttings, dan kalibrasi data core. Terdapat lima zona indikasi reservoir pada keenam sumur, yaitu Tuban A, Tuban B, Tuban C, Kujung A dan Kujung B. Zona ini ditetapkan melalui analisis data log, yang kemudian divalidasi oleh parameter petrofisika yaitu volum serpih, saturasi air, permeabilitas, porositas, dan pay summary. Kujung B memiliki kualitas reservoir yang terbaik, karena memiliki kandungan volum serpih paling kecil dengan rentang 0.11-0.28 v/v. Saturasi air kecil, berada dalam rentang 0.37-0.79 V/V. Porositasnya sebesar 15%-21%, yang diklasifikasikan sebagai bagus hingga sangat bagus oleh Rider (1986). Nilai permeabilitas yang dimiliki sebesar 2.1  hingga 111.75 mD, yang diklasifikasikan oleh Cannon (2016), sebagai cukup hingga baik. Rasio net-to-gross sebesar 0.300-0.779, dengan rata-rata sebesar 0.539, sehingga dapat dikatakan bahwa sebagian besar interval batuan yang dipertimbangkan merupakan net pay, dan dapat menjadi batuan reservoir yang baik. Berdasarkan hasil identifikasi jenis hidrokarbon oleh data gas mudlog, diindikasikan bahwa Kujung B memiliki kandungan yang didominasi oleh low saturation oil. Selain itu, ditemukan 5 (lima) fasies pada daerah penelitian, yaitu Coral Wackestone-Packstone, Foraminifera Wackestone-Packstone, Skeletal Wackestone-Grainstone, Shale, dan Skeletal Packstone. Fasiesnya diklasifikasikan menjadi tiga asosiasi fasies, yaitu Platform Interior Normal Marine (Open Marine), Platform-Margin Sand Shoals, dan Platform Interior Restricted. Lingkungan pengendapannya merupakan Carbonate Rimmed Shelves.

---

The study area is located in “K” Field, Northeast Java Basin. Tuban and Kujung Formations are the focus on the research. There is 6 (six) wells on “K” Field, and this study aims to identify the prospect hydrocarbon zone based on petrophysical parameters, identify the type of hydrocarbon contained, the reservoir conditions, the lithology of study area, and the facies of the study area, based on electrofacies analysis. The lithologies found in the study area are limestone and shale. The research method of this study is well log analysis, supported by mudlogging gas data, cuttings data, and core data calibration. Five reservoir indication zones is assigned, namely Tuban A, Tuban B, Tuban C, Kujung A and Kujung B. These zones are determined log data analysis. Petrophysical parameters are calculated to validate the well log reading, including volume shale, water saturation, permeability, porosity and pay summaries. It is concluded that Kujung B has the best reservoir quality, because it has the smallest volume of shale with a range of 0.11-0.28 v/v. Low water saturation, in the range of 0.37-0.79 V/V. The porosity is averaged around 15%-21%, which is classified as good to very good by Rider (1986). The permeability value is 2.1 to 111.75 mD, which is classified by Cannon (2016), as moderate to good. The net-to-gross ratio is 0.300-0.779, with an average of 0.539, thus, most of the considered rock intervals of Kujung B are net pay, and can be potentially considered as good reservoir rocks. Based on mudlog gas reading, Kujung B contained low saturation oil, productive very wet gas or high gravity oil, productive oil, and very low gravity oil throughout all wells. It is interpreted that the study area is divided to 5 (five) facies, which are Coral Wackeston-Packstone, Foraminifera Wackestone-Packstone, Skeletal Wackestone-Grainstone, Shale, and Skeletal Packstone. These facies are associated with Platform Interior Normal Marine (Open Marine), Platform-Margin Sand Shoals, and Platform Interior Restricted. It can be concluded that the study area is deposited on carbonate rimmed shelves."

"ABSTRAKPemodelan fasies karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geologi dan data geofisika. Penelitian ini difokuskan pada analisis seismik fasies dan lingkungan pengendapan. Formasi target pada studi ini adalah Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Formasi Kujung merupakan Formasi yang terdiri atas batuan karbonat. Formasi Ngimbang mampu menjadi reservoar minyak yang baik seperti yang telah ditembus oleh sumur-sumur di lepas pantai Jawa Timur. Namun kajian mengenai Formasi Ngimbang masih terbatas dan belum komprehensif sehingga harus diangkat potensi-potensi pada formasi tersebut dengan pendekatan seismik stratigrafi, ditambah dengan data sumur yang telah menembus Formasi Ngimbang. Dengan menggunakan seismic fasies sebagai acuan diharapkan dapat mengetahui potensi-potensi baru Batuan Karbonat pada Formasi Kujung dan Formasi Ngimbang. Untuk itu pada penelitian ini, dilakukan pemodelan facies karbonat. Hasil analisis memperlihatkan tiga fasies pada interval target yaitu: Fasies wackstone-grainstone coraline reffal dengan arah relatif berarah barat-timur, Fasies mudstone-packstone lagoonal dengan arah relative barat-timur,fasies grainstone dolomite tidal, yang berarah relative barat-timur. Pada fasies wackstone-grainstone coraline reffal, merupakan transgresive reef system, dimana pertumbuhan reef mengikuti kenaikan muka air laut relative. Analisis lebih lanjut pada seismik fasies dapat disimpulkan bahwa Formasi Ngimbang didominasi oleh fasies reefal.

---

ABSTRACTCarbonate rock is an important reservoir rock in Indonesia. North East Java Basin has several carbonate reservoir which still productive. This research focused on seismic facies analysis and depositional environtment. This study is conducted integrating geological and geophysical method for evaluating carbonate reservoir in Kujung and Ngimbang Formation. Kujung Formation consist of carbonate rocks. Ngimbang Formation capable of being good reservoir but the study of Ngimbang Formation is still limited and not comprehensible. Structure experience aggradation in the northern part and prograding unit to the south. Facies mapping of the Ngimbang and Kujung formation as presented in the study area suggested that the facies distribution is not as important as fault intensity to control the reservoir quality. Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies but the presence of intensive micrite and stylolite suggested that late diagenetic process occurred and really influence reservoir quality. As also from facies analyses in the Well JPL indicated that Kujung Formation is having reefal to fore reef depositional environment. From this point of view, the area of interest is the area where fault intensity are high. The top structure of Ngimbang Formation at the present time is higher towards eastern part, Whereas facies modeling from well correlation suggested that towards western part, that is, from Well JPD in the eastern part to JPL in the western part, the facies become more basinal.From facies analyses in the Well JPD of Ngimbang Formation from top to bottom is mostly dominated by reefal facies. "