Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
West Area berada di Coastal Plain Pekanbaru (CPP) terdiri dari beberapa lapangan, yaitu Kasikan, Terantam, Giti, Osam, Berlian. Reservoar utama lapangan ini adalah Bekasap sand yang merupakan bagian dari Formasi Sihapas Group. Dari Bekasap Sand telah terproduksikan minyak sejak tahun 1974. Selain area menjadi pengembangan , di West Area ini juga memiliki potensi eksplorasi. Secara geologi, penyebaran dari Bekasap Sand merata di seluruh West Area. Daerah penelitian tidak memiliki data log Shear Wave (Vs), sehingga diperlukan untuk membuat Vs synthetic. Dengan menggunakan perpaduan persamaan Castagna dan Biot Gassmann yang menggunakan Fluid Replacement Modeling (FRM) akan di buat Vs synthetic yang nantinya akan menjadi input pada proses AVO. Dengan menggunakan metoda Amplitude Versus Offset (AVO) yang didukung oleh data petrofisika diharapkan akan diperoleh model lapangan yang sudah terbukti memiliki reservoar minyak dan akan dijadikan sebagai acuan untuk mencari kandidat sumur eksplorasi.

---

ABSTRACT
West Area that located in the Coastal Plain Pekanbaru (CPP) block, consists of several oil fields, Kasikan, Terantam, Giti, Osam and Berlian field. The main reservoir of this field is Bekasap sand that is part of Sihapas Group. Bekasap sand reservoir had produced oil since 1974. Beside West area as of development oil field and also has exploration potential. Geologically, Bekasap sand reservoir has a good distribution throughout the West Area. Due to area of interest has no log data shear wave ( Vs), so it is necessary to make some synthetics. By combining from Castagna equation and Biot Gassmann Equation using Fluid Replacement, the modeling will construct synthetic Vs as input for AVO. By using the method of Amplitude Versus Offset (AVO) that supported from petrophysisct data, it is expected to build a field models that shown oil reservoir and it will be used as reference to for searching exploration wells candidate.

Abstrak :
Fase produksi sekunder Lapangan X telah dilaksanakan dalam 10 tahun terakhir untuk mempertahankan tekanan reservoir dan meningkatkan pemulihan minyak, namun pemulihan minyak hanya sebesar 20,9%. Untuk meningkatkan perolehan minyak, dimanfaatkan CO2 gas buang sebesar 507 ton/day dari hasil stripping CO2 removal gas plant sebagai sumber injeksi ke reservoir Lapangan X. Simulator Extended Black Oil digunakan untuk mengevaluasi kinerja injeksi CO2 sehingga didapat laju alir injeksi CO2 optimum sebesar 1000 MCFD dengan produksi minyak kumulatif sebesar 4,2 MMSTB dan penambahan recovery factor sebesar 9,65%. Diperlukan fasilitas tambahan diameter 6 inch x panjang 25.000 kaki pipa gas bawah laut, dan satu kompresor reciprocating 3-tahap untuk menekan gas CO2 dari 2 psig menjadi 600 psig dengan nilai keekonomian dari proyek ini yaitu IRR sebesar 24,99% dan NPV 207,8 juta US$ dengan Pay Back Periode selama 4 tahun. ......The secondary production phase of Field X has been carried out in the last 10 years to maintain reservoir pressure and improve oil recovery, but oil recovery only 20,9%. To increase oil recovery, a 507 tons/day of CO2 gas venting from stripping CO2 removal gas plant is utilized as a source of injection into reservoir Field X. The performance analysis of CO2 injection was carried out using the Extended Black Oil simulator so that the optimum CO2 injection flow rate of 1000 MCFD was obtained with cumulative oil production of 4.2 MMSTB and an additional recovery factor of 9.65%. Required an additional facility of 6 inch diameter x 25,000 feet subsea gas pipe, and a 3-stage reciprocating gas compressor to suppress CO2 gas from 2 psig to 600 psig with the economic value of this project, namely an IRR of 24.99% and NPV 207.8 million US $ with a Pay Back Period for 4 years.

Abstrak :
Penelitian ini membahas karakterisasi zona reservoar hidrokarbon berdasarkan analisis petrofisika. Penelitian dilakukan dengan melakukan evaluasi formasi dan analisis petrofisika. Dalam evaluasi formasi dibutuhkan parameter-parameter fisika untuk mengevaluasi dan memprediksi kandungan minyak dan gas bumi dalam batuan reservoar. Parameter-parameter fisika tersebut adalah kandungan lempung, porositas, kejenuhan air dan permeabilitas yang didapatkan dari analisis petrofisika. Dalam penelitian ini dilakukan analisis petrofisika dari 7 data sumur. Berdasarkan hasil akhir analisis petrofisika, reservoar zona target pada lapangan penelitian adalah reservoar pada sumur Lisburne 1 dengan kandungan lempung sebesar 9%, porositas efektif 24% dan saturasi air 10%. Litologi pada reservoar ini merupakan batupasir dengan ketebalan reservoar sebesar 53,64 meter. Reservoar ini terletak pada kedalaman 1978 - 2154 ft. ......This study discusses the caracterization of hydrocarbon reservoir zones based on petrophysical analysis. The study was conducted by formation evaluation and petrophysical analysis. In formation evaluation physics parameters needed to evaluate and predict the content of oil and gas in the reservoir rocks. The physical parameters are the clay content, porosity, water saturation and permeability obtained from petrophysical analysis. In this study carried petrophysical analysis of 7 well data. Based on the final results of petrophysical analysis, reservoir target zone on the research field is reservoir at Lisburne 1 well with the clay content is 9%, effective porosity is 24% and water saturation is 10%. Lithology in this reservoir is sanstone with a reservoir thickness is 53,64 meters. The reservoir lies at a depth 1978 - 2154 ft.

Abstrak :
Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur Penobscot B-41 dan Penobscot L-30, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 8128.50 hingga 9969 feet yang merupakan formasi missisauga tengah yang batuannya didominasi oleh batuan pasir. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai kandungan lempung berkisar antara 13%-36%, porositas berkisar antara 16%-23% dan saturasi air berkisar antara 39%-53%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.

---

Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation, which is useful for the characterization of reservoir rocks. Based on data well Penobscot B-41 and well Penobscot L-30, reservoir which will be studied is at a depth of 8128.50 feet to 9969 which is middle missisauga rock formations dominated by sandstone. Based on Petrophysical analysis, clay content ranged from 13% -36%, porosity ranged from 16% -23% and a water saturation ranged from 39% -53%. Petrophysical analysis can only able to provide information about the character of the reservoir vertically. Multi-attribute seismic analysis can overcome the lack of petrophysical analysis by providing information reservoir character horizontally . Within Multi- attribute seismic analysis, petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation on seismic volume can be obtained. Attributes that is used are sampled-based attributes and seismic inversion as external attributes. Neural network can improve correlation between predictive logs value with the actual logs value until it reaches 0.98. Results from the prediction log clay content, porosity and saturation will be distributed to the entire seismic volume to obtain the distribution parameters in the 3D volume.

Abstrak :
Perhitungan cadangan hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon. Untuk mendapatkan perkiraan jumlah cadangan dilakukan beberapa langkah, yang terutama adalah pemodelan reservoar. Pemodelan didasarkan pada data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, struktur waktu dan kedalaman yang kemudian digunakan untuk pemodelan fasies dan persebaran model properti dari porositas, saturasi air, dan juga net to gross. Setelah reservoar termodelkan, proses perhitungan cadangan dapat dilakukan, untuk minyak, Stock Tank Oil Initially in Place (STOIIP) dan untuk gas, Gas Initially In Place (GIIP). Dan untuk lapangan Boonsville didapatkan perkiraan cadangan jumlah hidrokarbon berdasarkan metode yang diaplikasikan pada karya tulis ini. ......The calculation of hydrocarbon reserves is a study to predict the amount of oil and gas production from a producing hydrocarbon field. There are several steps to estimate the amount of the reserves, which mainly is the reservoir modeling. Modeling is based on seismic data and well data, where the results are geological marker, time and depth structure which is then used for facies modeling and properties model distribution of porosity, water saturation, and also the net to gross. After the reservoir has been modeled, reserve calculation process could be assigned, for oil, Stock Tank Oil Initially in Place (STOIIP) and for gas, Gas Initially In Place (GIIP). The approximately reserves of hydrocarbon in Boonsville field, has been obtained by the method that applied in this paper.

Abstrak :
Integrasi data seismik dan data sumur sangat berguna untuk rnelakukan proses karakterisasi reservoar. Kedua data tersebut digunakan pada proses seisrnik inversi untuk mentransforrnasikan data seisrnik menjadi data impedansi akustik. Data impedansi akustik menunjukan sifat tisis dari batuan yang langsung merepresentasikan litologi dari batuan. Pada penelitian ini digunakan metode inversi Constrained Sparse Spike (CSSI) pada lapangan "X" Cekungan Natuna Barat. Hasil yang didapatkan berhasil rnenunjukan daerah impedansi rendah (2500-550 gr/co"?m/S) pada daerah reservoar dengan nilai porositas berkisar antara 0.22-0.32. Analisis terintegrasi dengan menggunakan hasil invemi dan estimasi porositas menunjukan bahwa zona persebaran reservoar terkonsentrasi pada sekitar sumur yang ada dan mengarah ke bagian selatan.