Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistim pori pada batuan klastik. terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat, yaitu Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P sebesar 40%, serta membuat pengkarakterisasian reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang S dilakukan hanya dengan tipe pori dominan saja (interparticle). Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang penting. Differential Effective Medium (DEM) merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat dengan melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk (host material) hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain modulus elastis yang telah memperhitungkan heterogenitas tipe pori, pada penelitian ini juga dihasilkan jenis pori sekunder, persentase dari tipe pori primer dan sekunder, serta estimasi kecepatan gelombang shear.

---

Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks . There are three types of classification of pore types in carbonate rocks , the interparticle , Stiff and Crack . The complexity of the pore types can cause changes in P-wave velocity by 40 % , as well as create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the S wave estimation is done only with the type of dominant pore ( interparticle ) . Therefore , modeling the elastic moduli of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become essential. Differential Effective Medium ( DEM ) is a method of modeling the elastic moduli of rock that takes into account the heterogeneity of types of pores in carbonate rocks by adding a pore -type inclusions little by little into the parent material ( host material ) until the proportion of the material is reached. In addition to the elastic moduli which has taken into account the heterogenity of pore type. This research also produced the type of secondary pores , percentage of primary and secondary pore types , and the estimation of shear wave velocity."

"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untukmemahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilaipengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan)dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic FlowUnit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitianmengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yangterkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran ronggayang saling terkoneksi (R35).

---

The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional

facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is

controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report.

Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties

values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get

the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic

flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences.

There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35)."

"ABSTRAKDi daerah penelitian dan sekitarnya, reservoir karbonat pada Formasi Kujung adalah salah satu target eksplorasi. Salah satu syarat batuan karbonat sebagai reservoir yaitu harus mempunyai porositas dan permeabilitas yang baik agar mampu menyimpan dan mengalirkan hidrokarbon. Semakin besar angka porositas berarti pori-pori di dalam batuan tersebut semakin banyak, selain itu pori-pori yang saling terkoneksi akan meningkatkan permeabilitas batuan. Pengetahuan dan pemahaman mengenai porositas pada batuan karbonat dan penyebarannya sangat penting dalam eksplorasi. Pada penelitian ini dilakukan indentifikasi sebaran porositas Formasi Kujung I dengan metode penerapan aplikasi atribut pada data seismik 3D yang meliputi inversi, anttrack serta spectral decomposition. Berdasarkan penerapan atribut seismik tersebut, disimpulkan bahwa pada zona target porositas berkembang baik, selain itu ditemukan adanya fenomena low frequency shadow zone yang dapat digunakan sebagai indicator hidrokarbon pada zona target tersebut. Dengan adanya dua parameter yaitu porositas serta indikator hidrokarbon, pada penelitian ini dapat disimpulkan bahwa zona target sangat potensial sebagai reservoar yang mengandung hidrokarbon dan dapat dikembangkan sebagai target eksplorasi.

---

ABSTRACTStudy area and its surroundings, carbonate reservoir of Kujung Formation is one of the exploration target. The requirements of carbonate rock as a reservoir is must have a good porosity and permeability. Higher number of porosity it is mean there are lot of the pores in the rock, and also interconnected lot of pores will be increased permeability. So the carbonate rock with good porosity and permeability will be able to store and flow hydrocarbons. Knowledge and understanding of porosity in carbonaterocks and the distribution is very important in exploration. In this research, theidentification of the distribution of porosity Kujung I Formation is using seismicattribute method. The seismic attribute application on the 3D seismic data covering the inversion, ant - track as well as the spectral decomposition. The final result of applied seismic attributes, concluded that the porosity of the target zone is well developed. The study also found the phenomenon of low frequency shadow in the target zone that could be as an indicator of hydrocarbons. With two parameters, porosity and hydrocarbon indicators, the study summarized that the target zone is a potential reservoir withhydrocarbons possibility and could be developed as an exploration target"

"Anggota Mentawa dan Formasi Minahaki di Lapangan “MUTHIA”, yang terletak di Cekungan Banggai, Sulawesi Tengah, memiliki potensi hidrokarbon. Namun, karakterisasi reservoir karbonat di lapangan ini menghadapi tantangan akibat diagenesis batuan karbonat. Untuk mengatasi tantangan tersebut, penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi reservoir karbonat pada zona target dengan menerapkan metode inversi seismik simultan dan transformasi Lambda-Mu-Rho (LMR). Berdasarkan analisis sensitivitas data log, Lambda-Rho terbukti sebagai parameter elastis yang paling sensitif dalam membedakan zona reservoir dan non-reservoir. Hasil penelitian menunjukkan bahwa zona reservoir teridentifikasi pada formasi target dengan nilai Lambda-Rho rendah (≤30 GPa·g/cc) dan densitas rendah (≤2,3 g/cc), mengindikasikan batuan berpori dengan potensi kandungan hidrokarbon. Penelitian ini diharapkan memberikan kontribusi penting dalam memahami karakteristik reservoir karbonat di Lapangan “MUTHIA” dan dapat digunakan sebagai acuan untuk eksplorasi lebih lanjut.

---

The Mentawa and Minahaki Members in the "MUTHIA" Field, located in the Banggai Basin, Central Sulawesi, have hydrocarbon potential. However, the characterization of carbonate reservoirs in this field faces challenges due to the diagenesis of carbonate rocks. To address these challenges, this study aims to identify carbonate reservoirs in the target zone by applying simultaneous seismic inversion and Lambda-Mu-Rho (LMR) transformation methods. Based on log data sensitivity analysis, Lambda-Rho has proven to be the most sensitive elastic parameter in distinguishing between reservoir and non- reservoir zones. The research findings show that the reservoir zone is identified in the target formation with low Lambda-Rho values (≤30 GPa·g/cc) and low density (≤2.3 g/cc), indicating porous rocks with hydrocarbon potential. This study is expected to make a significant contribution to understanding the characteristics of carbonate reservoirs in the "MUTHIA" Field and can serve as a reference for further exploration."

"Formasi Ngimbang memiliki reservoir berupa batuan karbonat. Batuan karbonat memiliki kesulitan yang lebih khususnya pada reservoir hidrokarbon. Untuk mendukung kegiatan hal tersebut dibutuhkan pemahaman kondisi geologi di wilayah Cekungan Jawa Timur, salah satunya adalah studi mengenai fasies dan lingkungan pengendapan. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah deskripsi batuan inti, deskripsi petrografi, dan interpretasi log sumur. Data yang digunakan berupa 3 sumur dengan 30 sampel sayatan tipis. Dari analisis tersebut, didapatkan 6 fasies, yaitu mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, dan shale dengan 3 asosiasi fasies, yaitu platform interior – open marine, platform-margin sand shoals, dan platform interior – restricted

---

The Ngimbang Formation has a reservoir of carbonate rocks. Carbonate rocks have more difficulties, especially in hydrocarbon reservoirs. To support these activities, it is necessary to understand the geological conditions in the East Java Basin area, one of which is the study of facies and depositional environments. The methods used in this study are core rock description, petrographic description, and well log interpretation. The data used were 3 wells with 30 thin section samples. From the analysis, 6 facies were obtained, namely mudstone, large foram wackestone, skeletal wackestone, large foram packstone, skeletal packstone-grainstone, and shale with 3 facies associations, namely platform interior - open marine, platform-margin sand shoals, and platform interior - restricted."

"Upaya peningkatan produksi migas dari sumur-sumur yang telah ada merupakan salah satu alternatif untuk mengatasi masalah keterbatasan sumber daya migas akibat adanya penggunaan minyak bumi yang terus meningkat.Batuan karbonat Lapangan Alula secara keseluruhan tersusun terbagi menjadi empat siklus pengendapan (Zona-W, Zona-x, Zona-y Zona-Z). Identifikasi rock type merupakan komponen untuk membuat karakteristik reservoir. Dari hasil analisa rocktype menunjukkan tidak adanya hubungan yang jelas antara lithofasies, ukuran butir dengan porositas-permeabilitas.Berdasarkan data empiris yang dihasilkan dari percontoh batuan sumur-sumur di lapangan Alula tersebut, hasilnya pengamatan memperlihatkan konsistensinya terhadap ketiga buah Rock Type/RT yang telah didefinisikan dari model Winland R-35. Kualitas reservoir karbonat Lapangan Alula dari aspek rock fabric/tekstur tidak mencerminkan korelasi yang baik jika dibandingkan dengan klasifikasi batuan karbonat dari Lucia, hal ini disebabkan oleh perkembangan kualitas reservoir banyak dikontrol oleh aspek diagenesa bukan dikontrol oleh ukuranbutir/tekstur/rockfabric.Perhitungan Rok Type secara petrofisika dilakukan menggunakan persamaan Winland R-35. Penggunaan rock typing pada lapangan Alula ini bertujuan untuk mengetahui jenis/karakterisasi batuan reservoir yang hubungan antara porositas dan permeabilitas dapat digunakan untuk kelompok batuan reservoir yang memiliki sifat sama. Metode rock type dengan model Winland memberikan korelasi yang lebih baik dibandingkan dengan Lucia.

---

Efforts to increase oil and gas production from wells that have been there is an alternative to overcome the problem of limited oil and gas resources as a result of the continued use of oil & gas. Overall lithology of carbonate Alula Field divided into four depositional cycles there are (Zone-W, Zone-X, Zone-y and Zone-Z).

Identification of rock type is a component to make the characteristics of the reservoir. The results of rocktype analysis showed no clear relationship between lithofacies, grain size with porosity-permeability. Based on empirical data generated from rock sample wells in the field Alula, a result observation shows the consistency of the three pieces of rock type/RT which has been defined from the model Winland R-35. Alula Field carbonate reservoir quality of aspects of rock fabric/texture does not reflect a good correlation when compared to classification of carbonate rocks of Lucia, this is caused by the development of reservoir quality is controlled by many aspects diagenesa not controlled by grain size/textures/rockfabric.

Calculations Rock Type of petrophysical are performed using R-35 Winland equation. The use of rock typing in Alula field aims to determine the type/characterization of reservoir rocks that the relationship between porosity and permeability can be used for reservoir rock group that has the same properties. Methode of model Winland Rock Typing provides more better correlation than Lucia model."

"Upaya peningkatan produksi migas dari sumur-sumur yang telah ada merupakan salah satu alternatif untuk mengatasi masalah keterbatasan sumber daya migas akibat adanya penggunaan minyak bumi yang terus meningkat.Batuan karbonat Lapangan Alula secara keseluruhan tersusun terbagi menjadi empat siklus pengendapan (Zona-W, Zona-x, Zona-y Zona-Z). Identifikasi rock type merupakan komponen untuk membuat karakteristik reservoir. Dari hasil analisa rocktype menunjukkan tidak adanya hubungan yang jelas antara lithofasies, ukuran butir dengan porositas-permeabilitas.Berdasarkan data empiris yang dihasilkan dari percontoh batuan sumur-sumur di lapangan Alula tersebut, hasilnya pengamatan memperlihatkan konsistensinya terhadap ketiga buah Rock Type/RT yang telah didefinisikan dari model Winland R-35. Kualitas reservoir karbonat Lapangan Alula dari aspek rock fabric/tekstur tidak mencerminkan korelasi yang baik jika dibandingkan dengan klasifikasi batuankarbonat dari Lucia, hal ini disebabkan oleh perkembangan kualitas reservoir banyak dikontrol oleh aspek diagenesa bukan dikontrol oleh ukuranbutir/tekstur/rockfabricPerhitungan Rok Type secara petrofisika dilakukan menggunakan persamaan Winland R-35. Penggunaan rock typing pada lapangan Alula ini bertujuan untuk mengetahui jenis/karakterisasi batuan reservoir yang hubungan antara porositas dan permeabilitas dapat digunakan untuk kelompok batuan reservoir yang memiliki sifat sama. Metode rock type dengan model Winland memberikan korelasi yang lebih baikdibandingkan dengan Lucia.

---

Efforts to increase oil and gas production from wells that have been there is an alternative to overcome the problem of limited oil and gas resources as a result of the

continued use of oil & gas. Overall lithology of carbonate Alula Field divided into four depositional cycles there are (Zone-W, Zone-X, Zone-y and Zone-Z). Identification of rock type is a component to make the characteristics of the reservoir. The results of rocktype analysis showed no clear relationship between lithofacies, grain size with porosity-permeability. Based on empirical data generated from rock

sample wells in the field Alula, a result observation shows the consistency of the three pieces of rock type/RT which has been defined from the model Winland R-35. Alula Field carbonate reservoir quality of aspects of rock fabric/texture does not reflect a good correlation when compared to classification of carbonate rocks of Lucia, this is caused by the development of reservoir quality is controlled by many aspects diagenesa not controlled by grain size/textures/rockfabric.

Calculations Rock Type of petrophysical are performed using R-35 Winland equation. The use of rock typing in Alula field aims to determine the type/characterization of reservoir rocks that the relationship between porosity and permeability can be used for reservoir rock group that has the same properties. Methode of model Winland Rock Typing provides more better correlation than Lucia model."

"Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis karakteristik reservoir karbonat pada Formasi Lower Baturaja di Cekungan Sunda menggunakan parameter petrofisika, distribusi fasies karbonat, serta analisis lingkungan pengendapan. Formasi Lower Baturaja dipilih karena memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon yang signifikan, namun menghadapi tantangan heterogenitas batuan karbonat yang kompleks. Metodologi penelitian mencakup analisis petrofisika, elektrofasies, fasies, dan penentuan unit aliran hidrolik (Hydraulic Flow Unit, HFU) untuk mengevaluasi kualitas reservoir yang menggunakan data log dari 5 sumur di P1-P5 serta data core dan RCAL dari 3 sumur berupa P1,P2, dan P5. Berdasarkan hasil analisis elektrofasies, daerah penelitian memiliki pola cylindrical (smooth dan serrated), bell, dan funnel yang terdiri dari 7 kelompok rock type/HFU yang terdiri dari HFU-1 hingga HFU-7. Daerah penelitian terdiri dari tiga asosiasi fasies, yaitu AF3 (wave dominated-slope), AF1 (Platform Interior – Open Marine/Lagoon), dan AF2 (Platform-Margin Reefs). Berdasarkan hasil petrofisika, nilai rata-rata parameter petrofisika di seluruh sumur area penelitian, yaitu volume shale 0.29-0.32 v/v, porositas efektif 0.067-0.128 v/v, dan saturasi air 0.57-0.89 v/v. Zona hidrokarbon ditentukan berdasarkan nilai cut-off, yaitu volume shale ≤0.48 v/v, porositas ≥0.09 v/v, dan saturasi air (Sw) ≤0.71 v/v. Zona net pay di tiap sumur dari lapangan ini berupa P1 24.62 ft, P2 5.5 ft, P3 114.57 ft, P4 45 ft, P5 32 ft dengan total ketebalan zona hidrokarbon 221.69 ft. Reservoir terbaik dan paling produktif di lapangan "K" adalah reservoir di zona net pay yang termasuk dalam kelompok rock type HFU 5-7 yang terdiri dari elektrofasies tersusun atas batuan karbonat yang terbentuk di asosiasi fasies AF3 (wave dominated-slope).

---

This research aims to analyze the characteristics of carbonate reservoirs in the Lower Baturaja Formation in the Sunda Basin using petrophysical parameters, carbonate facies distribution, and depositional environment analysis. The Lower Baturaja Formation was selected due to its significant potential as a hydrocarbon reservoir, despite facing challenges from complex carbonate rock heterogeneity. The research methodology includes petrophysical analysis, electrofacies, facies, and hydraulic flow unit (HFU) determination to evaluate reservoir quality using log data from 5 wells (P1-P5) and core and RCAL data from 3 wells (P1, P2, and P5). Based on electrofacies analysis results, the study area exhibits cylindrical (smooth and serrated), bell, and funnel patterns consisting of 7 rock type/HFU groups from HFU-1 to HFU-7. The study area comprises three facies associations: AF3 (wave dominated-slope), AF1 (Platform Interior – Open Marine/Lagoon), and AF2 (Platform-Margin Reefs). Based on petrophysical results, the average petrophysical parameter values across all wells in the study area are: volume shale 0.29-0.32 v/v, effective porosity 0.067-0.128 v/v, and water saturation 0.57-0.89 v/v. Hydrocarbon zones were determined based on cut-off values: volume shale ≤0.48 v/v, porosity ≥0.09 v/v, and water saturation (Sw) ≤0.71 v/v. The net pay zones in each well are: P1 24.62 ft, P2 5.5 ft, P3 114.57 ft, P4 45 ft, P5 32 ft, with a total hydrocarbon zone thickness of 221.69 ft. The best and most productive reservoir in the "K" field is the reservoir in the net pay zone belonging to rock type group HFU 5-7, which consists of electrofacies composed of carbonate rocks formed in facies association AF3 (wave dominated-slope)."