Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKProses pemisahan litologi dan fluida reservoir merupakan bagian penting dalam mengkarakterisasi reservoir. Hal ini akan menjelaskan sifat fisis litologi batuan reservoir serta kandungan fluidanya dengan mengintegrasikan data geofisika dan data petrofisika. Proses ini sulit dilakukan di lapangan ldquo;B rdquo; apabila menggunakan parameter impedansi akustik dan LMR, karena masih memiliki tingkat ambiguitas yang cukup tinggi. Impedansi Poisson PI telah di implementasikan sebagai solusi untuk menjawab masalah tersebut. Pada crossplot antara Impedansi Akustik AI dan Impedansi Shear SI dilakukan rotasi kedua sumbunya dengan mengikuti tren litologi-fluida hingga memenuhi persamaan PI c = AI ndash; cSI. Untuk meningkatkan akurasi perhitungan PI, nilai c faktor optimalisasi rotasi dihitung melalui metode TCCA Target Correlation Coefficient Analysis . Mirip seperti EEI fungsi sudut, kemudian dilakukan korelasi dengan data sumur yang akan diprediksi. Analisis parameter sensitivitas dilakukan pada 2 sumur yang ada di lapangan ldquo;B rdquo;. Dari simultaneous inversion didapat parameter-parameter Zp, Zs dan densitas yang kemudian ditranformasi menjadi PI. Model PI kami menunjukan dengan jelas pemisahan litologi batuan reservoir hidrokarbon. Lithology Impedance LI hasil dari korelasi PI dengan GR mampu memisahkan sand dan shale dengan baik. Begitu pula dengan Fluid Impedance FI sebagai hasil korelasi PI dengan SW juga mampu memisahkan kandungan air di dalam reservoir dengan nilai Sw tinggi relatif terhadap gas dengan nilai Sw yang rendah. Zona Hidrokarbon diperkirakan berada pada kedalaman antara 2360-2400m. Hasil slicing pada volume Poisson Impedance inversion telah memberikan gambaran distribusi dan interpretasi litologi dan kandungan fluida yang jelas pada reservoir di lapangan ldquo;B rdquo;, Sumatera Selatan.

---

ABSTRACTThe separation process of lithology and fluid reservoir is an important part in the characterization of reservoir. This would explain the physical properties of reservoir rock lithology and fluid content by integrating the geophysics and petrophysical data. This process is difficult to do in the field B when using parameters of acoustic impedance and LMR, because it still has a fairly high degree of ambiguity. Poisson impedance PI has been implemented as a solution to address the problem. In crossplot between Acoustic Impedance AI and Shear Impedance SI conducted a rotation of both axis according to the trend of lithology fluid to satisfy the equation of PI c AI ndash c SI. To improve the accuracy of PI calculation, the value of c optimization factor of rotation is calculated through the method of TCCA Target Correlation Coefficient Analysis . Much like EEI, then do the correlation with to be predicted wells data. Analysis of sensitivity parameter performed on two wells in the field B . Parameters Zp, Zs and density which obtained from the simultaneous inversion then transformed into PI. Our PI models clearly show the separation of rock lithology of hydrocarbon reservoir. Lithology impedance LI as a result of the PI GR correlation is able to separate sand and shale very well. Similarly, the impedance Fluid FI as a result of PI SW correlation is also able to separate the water content in the reservoir with high Sw value relative to gas with a low value of Sw. Hydrocarbon zone proven at 2360 2400 m. The slicing result of the volumes of Poisson impedance inversion has provided a clearly distribution and interpretation of lithology and fluid content reservoir at the field B of South Sumatera."

"ABSTRAKLapangan "GG" berada di Cekungan Sumatra Selatan tepatnya di formasi TalangAkar. di Sub-DAS Palembang Tengah. Daerah Cekungan Sumatra Selatan memiliki prospek hidrokarbon yang cukup besar, terutama dalam pembentukan TalangAkar. Oleh karena itu, sebelum mengetahui apa reservoir hidrokarbon dalam pemodelan facies bidang "GG" perlu dilakukan dengan menggunakan atribut seismik. Formasi ini terdiri dari batupasir, batulanau dan tanah liat yang tersimpan di delta. Batupasir dalam Formasi TalangAkar yang disimpan dalam perangkap membantu mengatasi pelanggaran pesisir. Salah satu informasi dari data seismik yang berguna untuk mengetahui informasi reservoir di lapangan adalah amplitudo. Atribut amplitudo yang digunakan dalam penelitian ini adalah amplitudo RMS. Sedangkan untuk memilih horizon dan kesalahan, atribut varians digunakan untuk menentukan perbedaan lateral dalam impedansi akustik dengan melacak jejak antara variabel-variabel tertentu. Untuk memodelkan facies, metode Sequential Indicator Simulation (SIS) adalah metode berbasis variogram yang dapat mewakili korelasi antara sumur dengan memodelkan kontinuitas spasial antara dua lokasi pada suatu waktu yang akan diketahui menyebar pasir & serpih. Hasil pemodelan ini menghasilkan distribusi pasir & serpihan dan lingkungan pengendapannya yang fluvial dan delta yang dominan yang disesuaikan dengan aplikasi geologi regional dan atribut RMS.

---

ABSTRACKThe "GG" field is in the South Sumatra Basin, precisely in the TalangAkar formation. in the Central Palembang Sub-watershed. The South Sumatra Basin Area has considerable hydrocarbon prospects, especially in the formation of TalangAkar. Therefore, before knowing what the hydrocarbon reservoir in modeling the "GG" field facies needs to be done using seismic attributes. This formation consists of sandstone, siltstone and clay stored in the delta. Sandstones in the TalangAkar Formation kept in traps help to overcome coastal violations. One of the information from seismic data that is useful to find out reservoir information in the field is amplitude. The amplitude attribute used in this study is the RMS amplitude. Whereas to select the horizon and error, the variance attribute is used to determine lateral differences in acoustic impedance by tracking the trace between certain variables. To model facies, the Sequential Indicator Simulation (SIS) method is a variogram-based method that can represent the correlation between wells by modeling spatial continuity between two locations at a time that will be known to spread sand & shale. The results of this modeling produce a distribution of fluvial and delta dominant sand & debris and depositional environments that are adapted to regional geological applications and RMS attributes."

"Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo.

---

The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction."