Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Tekanan formasi atau sering disebut dengan formation pressure atau pore pressure merupakan salah satu obyek yang menarik untuk dipelajari, karena dari sini kita bisa menganalisis suatu reservoar, baik untuk menentukan kontak antara beberapa fluida yang berbeda (minyak-gas, minyak-air, atau air-gas), maupun untuk menganalisa lapisan penyekat dan juga kemungkinan ada tidaknya hubungan antara reservoarreservoar yang saling berdekatan. Pada kegiatan pengeboran (drilling), tekanan formasi digunakan sebagai analisa awal yang sangat penting untuk menyiapkan lumpur pemboran dan juga menentukan letak casing. Kegagalan dalam menganalisa tekanan formasi lapisan, akan berakibat fatal dan bisa menyebabkan semburan liar atau biasa disebut blow out, yang pada akhirnya berpengaruh terhadap biaya operasional di lapangan. Sampai hari ini, tekanan formasi hanya bisa dideteksi dengan akurat jika dilakukan pengukuran secara langsung pada sumur dengan menggunakan peralatan logging. Tentu saja hasilnya sangat terbatas hanya pada titik sumur tersebut, dan tidak bisa dipakai untuk prediksi tekanan secara mendatar. Kekurangan ini bisa diatasi dengan menggunakan data seismik permukaan, yang meskipun mempunyai kelemahan resolusi ke arah vertikal, tetapi mempunyai kelebihan ke arah horisontal. Adapun atribut seismik yang akan dimanfaatkan untuk melakukan prediksi tekanan formasi adalah kecepatan gelombang seismik (seismic velocity), yang merupakan hasil dari analisa kecepatan untuk koreksi NMO (normal moveout correction). Metode Bower (Kelly, 2005) digunakan dalam perhitungan prediksi tekanan bawah permukaan, dimana sumur tersebut mempunyai data-data densitas, kecepatan gelombang P (P-wave sonic) maupun tekanan formasi yang diperoleh selama pengeboran. Selanjutnya, dari data sumur tersebut dilakukan perhitungan parameterparameter hubungan antara: 1) Kecepatan dan densitas batuan, 2) Tekanan dan kecepatan gelombang seismik. Untuk mendapatkan prediksi tekanan secara mendatar, digunakan data Vrms (kecepatan rms) sebagai hasil dari koreksi NMO, yang selanjutnya dikonversikan ke kecepatan interval. Mengingat keterbatasan resolusi vertikal pada data seismik pantul, maka agar diperoleh hasil yang lebih akurat, dilakukan kalibrasi menggunakan data kecepatan gelombang P dari checkshot atau VSP pada sumur-sumur yang dilewati oleh lintasan seismik. Penelitian ini telah membuktikan bahwa kecepatan gelombang seismik bisa digunakan untuk prediksi tekanan formasi dengan pendekatan metode Bower. Dimana hasilnya bisa dimanfaatkan untuk memprediksi tekanan bawah permukaan secara regional, sehingga dapat digunakan sebagai bahan pertimbangan sebelum melakukan pengeboran. ......Formation pressure, also commonly known as pore pressure, has become one of the most interesting fields in hydrocarbon exploration and production in order to characterize a reservoir, whether to determine the contact level between different fluid phases (such as oil-gas, oil-water, or gas-water contact), or to analyze the sealing and connectivity within compartmentalized reservoirs. In a drilling process, formation pressure is employed as an important initial analysis tool to choose the type of drilling mud that is going to be used, and also to determine the casing points in order to avoid formation overpressure. Failure in analyzing the formation pressure, could cause fatalities such as blowout and impact the total operational cost of a field. To date, accurate detection of formation pressure can only be achieved from well measurements. This results in limited areas of measurement and lack of information in the lateral direction. This limitation can be overcome by employing seismic data that have laterally good coverage, although significantly lower vertical resolution compared to well data. Seismic attribute used to laterally estimate the formation pressure is the stacking velocity field obtained from velocity analysis that was used to perform normal moveout (nmo) correction the seismic data. Bower's method (Kelly, 2005) is used in formation pressure estimation based on wells that have density and P-wave sonic logs; and formation pressure information that were recorded during the drilling process. Based on these data, a set of calculation is performed to derive the relation between: 1) Velocity and density of the formation, and 2) Pressure and the seismic velocity. Laterally distributed rms velocity (Vrms) from the stacking velocity field is then converted into interval velocity (Vint) in order to relate it with laterally distributed pressure. Due to the low-resolution nature of the seismic velocity, calibration to the wells using checkshot and VSP was performed to obtain a more accurate estimation. The work outlined in this thesis shows that seismic velocity can be used to estimate formation pressure by incorporating Bower?s method. Formation pressure obtained from seismic velocity can be utilized to estimate regional formation pressure in drilling decisions.

Abstrak :
Memprediksi keberadaan overpressure bawah permukaan bisa dilakukan dengan menggunakan data sumur atau data seismik. Adanya deviasi dari nilainilai resistivitas, densitas, porositas, dan kecepatan interval terhadap tren normal pada data sumur merupakan ciri-ciri dari keberadaan overpressure. Deviasi kecepatan interval digunakan untuk mendeteksi overpressure pada data seismik. Dalam tesis ini, penggunaan kecepatan interval dari data seismik yang diturunkan dengan menggunakan metode AVO dilakukan untuk mendeteksi keberadaan zona overpressure. Untuk menghasilkan perhitungan kecepatan yang lebih baik, sebelumnya dilakukan pengolahan terhadap data seismik. Dengan menggunakan persamaan empiris Eaton untuk mentransformasi kecepatan menjadi tekanan pori, distribusi tekanan pori diperoleh dan deteksi overpressure bisa dilakukan. Aplikasi deteksi overpressure dilakukan pada data seismik seluas 126 km2 di Cekungan Sumatra Utara. Hasil deteksi memperlihatkan bahwa di Cekungan Sumatra Utara overpressure terdeteksi pada Formasi Baong dengan besar nilai tekanan ekivalen antara 14 - 16 ppg. ......Predicting the presence of overpressure in the subsurface can be performed using well or seismic data. A deviation of resistivity, density, porosity, and interval velocity value from the normal trend in the well data are the characteristics of the existence of overpressure. Interval velocity deviation, which is extracted from seismic data, is used to detect overpressure. In this thesis, the use of interval velocity derived from seismic data using AVO methods, is performed to detect the presence of overpressure zone. In order to produce a better velocity computation, the basic seismic data processing is applied. Pore pressure estimation is performed by using an empirical Eaton's equation to transform the velocity to pore pressure. Based on the calculated pore pressure then overpressure zone can be identified. This work is applied to 3D seismic data covering 126 km2 in the North Sumatra Basin. The results show that overpressure is identified in the Baong Formation with equivalent pressure value between 14 - 16 ppg

Abstrak :
Salah satu parameter utama perencanaan pengeboran dalam industri migas adalah Pore pressure. Penentuan Pore Pressure penting untuk mencegah resiko yang tinggi seperti zona loss pressure ataupun zona blowout. Oleh karena itu diperlukan estimasi Pore Pressure yang akurat dan mencakup karakter reservoar yang heterogen. Pendekatan yang digunakan dalam estimasi Pore Pressure penelitian ini adalah metode pore compressibility PC dengan menggunakan data core. Akan tetapi pendekatan ini terbatas untuk ketersediaan data core. Penelitian ini akan mengintegrasikan metode pemodelan Differential Effective Medium DEM dan Fluid Replacement Model FRM ke dalam estimasi Pore Pressure metode PC sebagai solusi dari karakterisasi heterogenitas di reservoar karbonat dan keterbatasan data core. Dengan pemodelan DEM diperoleh deskripsi reservoar melalui analisa mineral dan tipe pori. Estimasi Pore Pressure metode PC bergantung pada fungsi dari kompresibilitas bulk Cb dan kompresibilitas pori Cp , dimana tiap tipe pori pada reservoar karbonat memiliki nilai Cb dan Cp yang berbeda ndash; beda. Fenomena disequlibirium compaction menyebabkan naiknya tekanan fluida didalam pori. Tekanan pori sangat dipengaruhi oleh fluida di dalam pori batuan. Oleh karena itu, fluida yang digunakan sama dengan fluida yang ada pada reservoar agar estimasi tekanan pori lebih akurat. Pada penelitian ini nilai kedua kompresibilitas dihasilkan dengan proses DEM menggunakan persamaan Gassman untuk mengatasi keterbatasan data core. Hasil estimasi Pore Pressure pada reservoar karbonat lapangan ldquo;X rdquo; sebesar 2000 psi hingga 4000 psi, dikalibrasikan dengan tekanan FMT dan data mud log pada sumur penelitian. Rekomendasi berat lumpur pada reservoar karbonat untuk sumur penelitian sebesar 12.6 ppg hingga 13.6 ppg.

---

One of the main parameter for drilling plan is Pore pressure on oil and gas company. Pore pressure estimation is important to avoid has high risk as if loss pressure zone or blowout zone. Therefore, accurate Pore Pressure prediction that cover heterogen reservoar character is required. The most accurate approach on Pore Pressure prediction is pore compressibility PC method which is using core data, but this approach is limited for core data limitation. This research is integrating Differential Effective Medium DEM method and Fluid Replacement Model FRM into Pore Pressure prediction PC method as a solution for heterogen characterization on carbonate reservoar and core data limitation. Using DEM, reservoar description is obtainable through mineral analysis and pore type. Pore pressure prediction PC method depend on function of bulk compressibility Cb and pore compressibility Cp , where each of carbonate reservoar pore types have different value of Cb and Cp. Disequlibirium compaction phenomenon causing pressure on fluid inside the pore. Pore pressure is sensitive for fluids inside the pore, Therefore, fluid that is used for this research is identical with the fluids on the reservoar so that the calculation can be more accurate. On this research the value of both compressibility is a result of DEM process with Gassman equation to overcome limited core data. Pore pressure prediction PC method result on carbonate reservoar Field ldquo M rdquo is about 3000 psi to 4000 psi, which is calibrated with the FTM pressure data and mud log data from th well. Recommended mudweight for carbonate reservoar about 12.6 ppg to 13.6 ppg.

Abstrak :
Simulasi reservoir adalah proses memodelkan reservoir dengan cara  mengkombinasikan model fisika, matematika, teknik reservoir dan pemrograman komputer untuk mengembangkan suatu alat dalam hal memprediksi kinerja reservoir hidrokarbon dalam berbagai strategi operasional. Beberapa metode dikembangkan untuk simulasi reservoir salah satunya adalah metode IMPES(implicit pressure explicit saturation). Metode ini bertujuan untuk memprediksi tekanan untuk setiap gridblok dari kombinasi seluruh persamaan aliran dengan mengeliminasi saturasi. Perhitungan metode IMPES lebih sederhana dan proses iterasinya lebih cepat. Metode ini dapat dengan mudah di terapkan untuk model Black-Oil. Metode penyelesaian sistem persamaan linier diterapkan dalam bentuk aljabar matrix dilakukan dengan metode Conjugat Gradient. Prilaku reservoir diantaranya perubahan tekanan, perubahan saturasi maupun laju aliran fluida dalam sumur produksi pada interval waktu tertentu dapat diamati dengan baik melalui simulasi reservoir. Dari hasil simulasi tampak bahwa pengaruh sumur injeksi sangat bermanfaat guna mempertahankan tekanan reservoir, sehingga laju aliran fluida minyak ke dalam sumur produksi dapat dipertahankan sampai waktu tertentu.

---

Reservoir simulation is a process to model of the reservoir by combining the laws of physics, mathematics, reservoir engineering and computer programming to develop a tool in predicting the performance of hydrocarbon reservoirs in various of operational strategies. Several methods were developed for reservoir simulation one of them is IMPES method. The method aims to search for any gridblok pressure from a combination of the whole equation of flow by eliminating the saturation. IMPES calculation method is simpler and faster process. This method can easily be applied to the Black-Oil model. Method of settlement systems of linear equations implemented in the form of matrix algebra done Conjugat Gradient method. Reservoir behavior such as pressure change, saturation change and and rate of fluid flow in production wells at specified time intervals can be observed very well through reservoir simulation. From the simulation results it appears that the effect of the injection wells are very useful in order to maintain reservoir pressure, so that the rate of fluid flow in oil production wells can be maintained until a certain time.