Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Analisa rock physics dilakukan untuk memberikan gambaran tentang hubungan antara properti fisis batuan dengan respon gelombang seismik yang menjalar melaluinya. Tesis ini merupakan sebuah studi kasus pada lapangan Rote, yang membahas tentang pengaplikasian rock physics sebelum melakukan karakterisasi reservoar dengan metode inversi simultan untuk mendapatkan informasi sebaran litologi dan fluida. Hasil pemodelan AVO menunjukan bahwa nilai gradien amplitudo dari reservoar dengan saturasi hidrokarbon gas lebih tinggi daripada reservoar dengan saturasi minyak. Analisa sensitivitas pada data sumur menunjukan bahwa atribut impedansi akustik dan terutama VP/VS dapat digunakan untuk identifikasi litologi, sedangkan identifikasi fluida sulit dilakukan karena separasi yang minim. Hasil inversi atribut VP/VS kemudian digunakan untuk mendeliniasikan persebaran reservoar (nilai VP/VS rendah).

---

Rock physics analysis is performed in aim to describe the relationship between rock physical property and seismic wave response which travels through it. This thesis is a case study done in Rote field, which discuss the application of rock physics prior to characterizing the reservoir with simultaneous inversion to obtain lithology distribution as well as fluid prediction. AVO modeling results shows that the amplitude gradient of the gas saturated reservoir yields higher values compared to the brine saturated reservoir. Sensitivity analysis at wells shows that the acoustic impedance and mainly VP/VS are useful attributes to be used in identifying lithologies, meanwhile fluid discrimination is difficult to be performed as the separation is minimal. The VPVS ratio attribute was then used to delineate reservoir distribution."

"Lapangan Athar mulai berproduksi sejak tahun 1975 dengan produksi kumulatif mencapai 900 MMbbls dan RF 50%. Pada tahun 2011 dilakukan akuisisi seismik 3D untuk melihat remaining potential yang ada di lapangan ini. Analisa seismik 3D dengan atribut seismik dan inversi simultan memberikan hasil yang cukup baik untuk menentukan penyebaran batupasir dan hidrokarbon yang ada di dalam nya. Volume densitas hasil inversi, atribut minimum amplitude, dan atribut arc length membantu dalam mengidentifikasi penyebaran reservoar. Lambda-Rho dan AI membantu dalam mengidentifikasi area-area yang mengandung hidrokarbon. Interpretasi struktur di seismik menunjukkan adanya sesar minor, yang sebelumnya tidak teridentifikasi pada seismik 2D. Hasil analisa seismik digunakan dalam pembuatan 3D geomodel. Penentuan batas channel, dan area hidrokarbon di dipandu hasil dari analisa seismik dan data sumur. Empat tubuh channel teridentifikasi dari analisis tersebut, sementara overbank deposit disebarkan secara statistik. Data interpreasi struktur digunakan untuk menentukan jumlah segmen atau kompartemen, dan hasilnya adalah lima segmen selatan dan satu segmen utara terdapat di zona dangkal Lapangan Athar. Hasil pemodelan geologi menunjukkan bahwa segmen 5 menjadi area yang masih memiliki prosepek untuk produksi minyak, sementara segmen 2 memiliki prospek untuk produksi gas.

---

Athar Field start producing since 1975 up to now with cummulative production reached 900 MMbbls and RF 50%. 3D seismic was acquired in 2011 to identify the remaining potential in this field. Analysis of 3D seismic with attribute and simultaneous inversion provide a good result to determine reservoar distribution and hydrocarbon contained. Density cube from inversion, minimum amplutide attribute, anda arc length attribute are used to map the sand distribution. Lambda Rho and AI (Ip) are usefull to identify the remaining hyrocarbon area. Structural interpretation from seismic shows there are minor faults which is not identified before with 2D seismic.

The result of the analysis was used to create 3D Geomodel. The channel limit determination, and remaining hydrocarbon area guided by analysis from seismic and well data. As a result, four channel bodies were identified, whilst overbank deposit distributed statistically. Structural interpretation data used to determine the number of segment or compartment, and the result are five segments in the south and one segment in the north identified in the shallow zone Athar Field. The result of geological modeling shows that segment 5 still has prospect in oil production, whilst segment 2 has prospect in gas production."

"Telah dilakukan kajian optimalisasi inversi seismik dengan memvariasikan jumlah picking horizon dan metode inversi yang digunakan untuk memetakan gambaran bawah permukaan yang berpotensi menjadi reservoar hidrokarbon di lapangan F3, Laut Utara, Belanda. Inversi seismik ini dikontrol oleh data sumur. Inversi seismik sangat ditentukan oleh penentuan picking horizon dan metode inversi yang digunakan. Untuk struktur litologi yang tidak kompleks (flat) cukup menggunakan dua horizon. Sedangkan untuk litologi yang kompleks seperti downlap dan onlap, picking horizon tidak cukup dua. Pada daerah lapangan F3 ini memiliki downlap dan bright spot, yang menyebabkan lapangan ini berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dan telah dilakukan pengujian penggunaan jumlah picking horizon untuk memetakan bawah permukaan di lapangan ini. Diperoleh hasil yang optimal dengan 3 horizon, adapun metode seismik inversi yang optimal untuk menyelesaikan downlap ini adalah model based daripada metode bandlimited dan sparse spike. Hasil horizon slice pada metode model based menunjukkan bahwa terdapat dua zona reservoar. Ketebalan reservoar pertama sekitar 40.08 m dengan luas sekitar 13,353,840 m2 dan reservoar kedua ketebalannya sekitar 26.4 m dengan luas sekitar 5,104,160 m2.

---

Study about optimization in seismic inversion by varying the number of horizon picking and inversion method has been conducted to delineate subsurface of prospective hidrocarbon reservoir zone at field F3, North Sea, Netherland. Seismic inversion was controlled by wells data. Seismic inversion is strongly determined by horizon picking and the method of the inversion itself. For less lithological structure (flat), 2 horizons are enough, meanwhile for complex lithological structure such as downlap and onlap, more horizons picking are needed. Downlap and bright spot structure were found in field F3 which made this area became prospectous and thus horizon picking determination was conducted to delineate the subsurface. The result shows that the optimum horizon is 3, and the optimum seismic inversion method is model based than bandlimited and sparse spike. The results of horizon slice models based method shows that there are two reservoir zones exist. The first zone is approximately 40.08 m thick which enclose 13,353,840 m2 areas, while the second zone is about 26.4 m thick with 5,104,160 m2 areas."

"Studi menggunakan metoda seismik telah diterapkan dalam penelitian ini untuk menginterpretasi dan mendelineasi penyebaran reservoar Gita sand di Lapangan S. Dengan menggunakan inversi seismik, kita bisa mendapatkan model geologi penyebaran reservoar melalui penampang dan slicing P-impedance. Lapangan S terletak di sebelah utara Cekungan Asri dan merupakan lapangan eksplorasi yang belum pernah ditemukan potensi hidrokarbon. Hipotesis awal dari analisa sensifitas menunjukkan bahwa data sumur memiliki sensifitas terhadap P-impedance untuk memisahkan litologi. Analisa hasil inversi membantu interpretasi model geologi menjadi lebih akurat dan juga menunjukkan bahwa reservoar tersebar di sekitar prospek eksplorasi Undip B-1. Hasil penelitian membuktikan bahwa prospek Undip B-1 dapat menjadi prospek hidrokarbon baru di lapangan S.

---

Seismic inversion method has been applied to interpret and delineate reservoir distribution of Gita sand in S field. Using seismic inversion, it can get reservoir distribution model through P-impedance section and slicing. S field is exploration field located in the northern part of Asri Basin and there was no found hydrocarbon potential previously in this field. Initial review from sensitivity analysis shows that well data has sensitivity to p=impedance to classify lithology. The inversion result helps geological model interpretation to be more accurate and also shows resevoir distribution around exploration prospect Updip B-1. The result of this study prove that exploration prospect Updip B-1 can be new hydrocarbon prospect in S field."

"Studi inversi AVO melalui pendekatan simultaneous inversion di lapangan Alpha didesain untuk mendapatkan model geologi dan geofisika di lapangan tersebut, termasuk didalamnya distribusi dan geometri reservoar serta identifikasi fluida hidrokarbon. Simultaneous inversion dilakukan pada data seismik angle stack dan ditujukan untuk menghitung parameter elastis seperti densitas, Vp, Vs, impedansi akustik (Zp) dan impedansi shear (Zs). Parameter tersebut selanjutnya digunakan untuk karakterisasi reservoar deltaik dan mendelineasi hidrokarbon melalui pendekatan lambda mu rho. Sebagai komparasi, dilakukan pula analisis atribut berbasis amplitude pada data post stack dan angle-stack Lapangan Alpha merupakan bagian dari Sanga-Sanga PSC dan terletak dibagian selatan cekungan Kutai. Tebal reservoar batupasir umumnya kurang dari 10 meter dan interbedded dengan coal. Seismically, batupasir dibawah resolusi tuning thickness serta refleksi coal yang kuat berinterferensi dengan data seismik post-stack konvensional. Penampang impedansi akustik (Zp) turunan dari metoda ini telah memberikan pemahaman yang lebih baik mengenai konektivitas, kontinyuitas, dan kompleksitas reservoar deltaik secara vertikal, terutama pada area-area disekitar kontrol sumur. Namun demikian, hasil simultaneous inversion secara umum menunjukkan bahwa metoda LMR tidak memberikan separasi litologi dan identifikasi kandungan fluida sesuai yang diharapkan. Sebaliknya, analisis atribut berbasis amplitude pada data post-stack dan far-angle stack memberikan hasil interpretasi yang lebih memuaskan.

---

The Alpha field simultaneous AVO inversion study was designed to provide geological and geophysical model in the field including reservoir distribution and geometry, and fluid potential identification. Simultaneous inversion was performed in seismic angle stack volumes to obtain elastic parameters such as density, Vp, Vs, acoustic impedance (Zp) and shear impedance (Zs). Those parameters are used to characterize reservoir and delineate hydrocarbon throughout lambda mu rho approaches. Moreover, amplitude-based attribute analysis also done to compare and complete the analysis. The study area is located in the sanga-sanga PSC to the south of Kutai basin. The reservoir sands, statistically are less than 10 meters and inter-bedded with coals. Seismically, the reservoir sands are below seismic tuning thickness resolution and strong coal reflections interfere with the conventional post-stack seimic data. The acoustic impedance section derived from this study has been giving better understanding relates to reservoir connectivity, continuity, and complexity of the deltaic reservoir, mainly in the area which closes to the well control. However, results of inversion in general cannot meet the expectation of giving good lithology separation and fluid content identification. On the other hand, amplitude-based attribute analysis on post-stack and far-angle stack volume gives more specific result in terms of reservoir geometry and fluid identification."

"Lapangan Delta di Mahakam cekungan lower Kutai yang sekarang dioperasikan oleh Chevron Indonesia Company telah berproduksi sejak tahun 1975. Produksi dari lapangan ini mencapai puncak produksi sebesar 31 MBO pada tahun 1991, kontribusi terbesar dari produksi tersebut berasal dari zona low resistivity. Berdasarkan data log, zona yang menghasilkan hidrokarbon biasanya terdapat pada zona yang menunjukkan nilai resistivitas yang tinggi, tetapi pada lapangan Delta yang menjadi area penelitian ini sebagian besar produksi didominasi dari zona yang mempunyai nilai resistivitas yang rendah. Berdasarkan hasil analisa menunjukkan bahwa nilai tersebut dipengaruhi oleh beberapa faktor, diantaranya keberadaan mineral pyrite (Fes2), dominasi persentase volume clay dan ketebalan pay zone, dan nilai salinitas yang lebih tinggi dibandingkan dengan zona hidrokarbon yang mempunyai nilai resistivitas yang lebih tinggi pada lapangan ini. Persentase nilai pyrite yang terdapat pada zona low resisivity ini hanya sebesar 1.2% - 3% dari volume batuan, tetapi nilai tersebut sudah bisa menurunkan nilai resistivitas sebesar 65% lebih rendah dibandingkan dengan zona hidrokarbon yang mempunyai nilai resistivitas yang tinggi pada formasi Deltaic dan Formasi Yakin. Persentase volume clay dan ketebalan juga mempengaruhi, dominasi mineral illite pada shale dan ketebalan kurang dari 5ft akan mempengaruhi penurunan nilai resistivity sebesar 10% dibandingkan high resistivity pay zone pada formasi Deltaic dan formasi Yakin. Dari analisa laboratorium pada air formasi menunjukkan bahwa pada zona low resistivity mempunyai nilai salinitas lebih tinggi 2000ppm diandingkan formasi Deltaic dan Formasi Yakin.

---

Sepinggan Field in Lower Kutai Basin which is in Mahakam Block and operated by Chevron Pacific Indonesia has been produced since 1975. Hydrocarbon pay zone generally has high resistivity. Nevertheless, Sepinggan Field production is primarily from low resistivity zone which is the most contributors even for its peak production at 31 MBO in 1991. Analysis result shows that the low resistivity value of the zone is influenced by some factors. These factors are pyrite content (FeS2), clay volume percentage domination and pay zone thickness, and more saline than high resistivity pay zone salinity. Pyrite volume percentage in this low resistivity zone ranges from 1.2 to 3 %.

This value can reduce 65 % from the normal resistivity value of hydrocarbon zones from Deltaic and Yakin Formation in this field. Illite domination in clay mineral content and less than 5 ft thickness also can reduce 10 % from the normal resistivity value of Deltaic and Yakin. Formation pay zones Laboratory analysis of formation water shows that salinity of low resistivity zone has 2000 ppm higher than Deltaic and Yakin water formation salinities."