Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Metode litologi seismik bertumpu pada amplitudo gelombang-gelombang seismik yang dipantulkan oleh bidang batas antar lapisan. Litologi seismik menghasilkan penampang pseudosonic log, pseudo velocity atau impedansi akustik yang merepresentasikan litologi lebih baik dari pada seismik struktur.Amplitudo dari sinyal seismik terpantul tergantung pada variasi impedansi akustik yang merupakan hasil kali kecepatan dan densitas. Sehingga perubahan pada salah satu parameter tersebut, kecepatan atau densitas batuan akan berkontribusi pada variasi respon seismik dari reservoar.Litologi dan ketebalan reservoar serta sejumlah sifat petrofisika batuan seperti porositas dan saturasi fluida dipengaruhi kedua parameter tersebut. Oleh karena itu untuk mengestimasi sifat-sifat petrofisika batuan dengan menggunakan data seismik harus mengkuantisasi kontribusi masing-masing parameter petrofisika pada pengukuran akustik.Metoda ini digunakan untuk mengestimasi parameter petrofisika reservoar migas dari data seismik sehingga disebut sebagai 'Seismically guided reservoir characterization di luar sumur pengeboran.Geostatistik merupakan framework yang mengkombinasikan sample yang terdistribusi secara spatial, berdasarkan atas data log sumur dan data seismik. Yang berguna untuk estimasi yang akurat dari reservoar properties dari ketidakpastian dari model reservoar.Dalam geostatistik mapping teknik ini berdasarkan atas Kriging, Regresi Linear dan Cokriging untuk memberikan kontribusi berdasarkan informasi petrofisika batuan yang diperoleh dari log sumur dan arah spatial dari seismik attribute. Secara garis besar teknik geostatistik untuk mengkombinasikan informasi petrofisika dan data seismik.Dengan geostatistik pada situasi dengan minimal kontrol data, dapat memprediksi karakteristik reservoar dengan lebih baik dibandingkan dengan mapping standard.

---

Seismic Lithology method was introduced in the 1970's was based on amplitude of the seismic waves reflected by the subsurface interfaces. Seismic lithology generates pseudo sonic log, pseudo velocity log or acoustic impedance time section which represents the lithology better than the seismic structure. By using this method it is possible to estimate the petrophysical properties of the reservoir rocks from seismic data. Furthermore it is possible to estimate the reservoir parameters from seismic data. This approach enables to implement a new method which referred to as seismically guided reservoir characterization in the zones outside the borehole.

The amplitudes of reflected seismics signals depend primarily on variations in acoustic impedance. Changes in either rock velocity or density will contribute to variations in the seismic response of the reservoir. A number of petrophysical properties, such as porosity, fluid saturation affect both rock velocity and density. To estimate reservoir properties using seismic data it is necessary to quantify the respective contribution of each petrophysical parameter to the acoustic measurements.

A series of laboratory P wave and S wave measurement has been conducted on limestone core samples from Baturaja limestone reservoir. By using the laboratory acoustic measurement data to support seismic derived porosity and fluid saturation determination in the reservoir. Several parameters have been derived from transit time data such as P and S wave velocities, Poisson ratio. To provide relationship between fluid saturation, porosity, P wave velocity and Poisson ratio, and modify acoustic impedance, crossplots between the parameters have been generated using a combination of laboratory acoustic measurement on core samples and mathematic modelling.

A geostatistical technique integrating well and seismic data has been studied for mapping porosity in hydrocarbon reservoirs. The most important feature of the cokriging method is that it uses spatial correlation functions to model the lateral variability of seismic and porosity measurements in the reservoir interval.

Cokriging was tested on a numerically simulated reservoir model and compared first with kriging, then with a conventional least squares procedure relying only on local correlation between porosity and acoustic impedance. As compared to kriging, the seismically assisted geostatistical method detects subtle porosity lateral variations that cannot be mapped from sparse well data alone.

As compared to the standard least squares approach, cokriging provides not only more accurate porosity estimates that are consistent with the well data. Using seismically derived acoustic impedances, cokrigging also was applied to estimate the distribution of porosity in limestone reservoir."

"ABSTRAKSeismic sequence stratigraphy analysis was performed to identify achronostratigraphic evolution of submarine fan reservoir in Pari field,Makassar Strait, offshore East Kalimantan. A complete sequencestratigraphy in Pari field was divided into three systems tract: lowstandsystems tract (LST), transgressive systems tract (TST) and highstandsystems tract (HST). The ?X? reservoir unit was deposited during thelowstand systems tract (LST). Based on core data and well log, thereservoir is dominated by few massive thick sandstone, thin interbeddedsandstone and shale. Well data and 3D seismic multiattribute analysisindicated a submarine fan depositional system feature. However, theavailable 3D seismic data could not image the submarine fan elementsfeature like channels and splay lobes due to low seismic resolution. Ashallow Pleistocene submarine fan located in the northern part of thestudy area is clearly imaged using 3D seismic data. That Pleistocenesubmarine fan provides analog dimensions for sub-seismic reservoirelements in the ?X? reservoir unit, Pari field. The dimensions of channelsand splay lobes within Pleistocene submarine fan were used to definestochastically reservoir elements in Pari field. The Pleistocene submarinefan are approximately the same size as the seismically mapped the ?X?reservoir unit. Three facies model were generated to provide multiplerealizations of facies model. Those are 70% channel and 30% splay lobe(more channels dominated), 50% channel and 50% splay lobe(proportional between channel and splay lobe), and 30% channel and 70%splay lobe (more splay lobe dominated)."

"ABSTRACTTo define reservoir potential or to have a better understanding of reservoircharacterization become the most important part to get many subsurface information.It will be very useful to analyze and prospect new candidates. Reservoircharacterization combined with the formation evaluation data between vertical andhorizontal dimensions will produce a geologic model, which is used as an input forreservoir simulation.The objectives of this research is to develop a reservoir model within the producinginterval of interest defined as horizons ?E? where it plays as a main oil target. It is apart of the Salemba Field, Kutai Basin, East Kalimantan.A geostatistical method used for the study was stochastic since the data setavailability is good. But to have better self confidence, a glance of deterministicmethod was applied to see how the differences. There are three kind of stochasticmethod will try for facies modeling, there are: Object-base Modeling, FaciesTransition and Sequential Indicator Simulation. Each method was varied usingexponential types of variogram, which is considered as the best match use in MutiaraField.By using the existing software, it resulted more than 10 good scenarios andrealizations of geological model generated for this study. Also the criterion of themain ranking will use the OOIP and OGIP. The result also was calibrated withcurrent condition, cumulative production and recovery factor to see the remainingreserves."

"ABSTRACTBatumerah area is located in the Aru Basin, offshore South Papua. One well hasalready been drilled in this area and gave inconclusive gas discovery. The wellindicates that there may have good potential reservoir zone, but no definiteinformation was gathered from the well to confirm the statement. Acomprehensive evaluation like reservoir characterization study by integrating welldata, seismic data and geological interpretation is required to resolve thisuncertainty and predict the hydrocarbon potential of the Batumerah area. Due tolimited well data, the most applicable reservoir characterization study inBatumerah Area is Seismic Simultaneous Inversion. Simultaneous inversion is arelatively new and extremely powerful form of inversion. The detailed techniqueessentially takes several seismic angle stacks and inverts them simultaneously.The result is two primary volumes of absolute rock properties tightly calibrated tothe well log data: P-Impedance and S-Impedance. Additional outputs include:Vp/Vs, porosity and Lambda Rho volumes. Having these extra datasets take theexplorationist into a new world of possibilities. The application of a simultaneousinversion algorithm to the seismic angle stacks in Batumerah area hasdemonstrated the ability to minimize uncertainty and addressing some issuesregarding the lithology and reservoir properties due to data limitation.Even though most of well log data are derived from model and only one wellexists on the inversion area, nevertheless, the simultaneous inversion results thatare interpretative results provide best estimation and prediction for reservoircharacterization on the Batumerah area."

"Dalam pengembangan suatu lapangan minyak dipengaruhi banyak faktor. Salah satu faktor yang penting untuk dipertimbangkan adalah patahan dan rekahan pada batuan reservoar. Patahan dan rekahan dapat dikenali dengan menggunakan data sumur maupun data seismic terutama seismic 3D. Umumnya patahan dikenali langsung dengan melihat data seismik 3D sebagai ketidak menerusan seismic event. Dalam penelitian ini digunakan sebuah metode yang disebut Ant-Track. Metode ini digunakan untuk mengidentifikasi patahan berdasar data seismic 3D dan rekahan pada sumur yang berasosiasi dengan patahan tersebut. Metode ini dikembangkan dari sebuah algoritma yang disebut Ant Colony Based Routing Algorithm. Metode ini mampu memperjelas gambaran patahan dengan menggunakan data seismic 3D. Dengan menggunakan metode ini dapat diketahui letak patahan secara lebih jelas dibandingkan dengan metode yang ada sebelumnya seperti metode pengamatan langsung pada sayatan seismic maupun penghitungan varian. Metode pengamatan langsung pada sayatan seismic hanya mampu menunjukkan gambaran fault besarnya saja. Metode penghitungan varian akan bisa menunjukkan ketidak menerusan trace seismic saja. Ketidak menerusan trace seismic ini bisa berupa gambaran patahan ataupun perubahan fasies sehingga tidak spesifik menggambarkan patahan. Dalam metode ant-track tidak hanya mampu menggambarkan patahan tetapi juga mampu menunjukkan patahan yang berasosiasi dengan data rekahan dan patahan yang diproleh dari data FMI di sumur minyak. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengaplikasi metode ant-track pada sebuah daerah contoh untuk mendapatkan gambaran patahan yang berasosiasi dengan rekahan di sumur minyak secara lebih jelas dan menemukan adanya hidokarbon yang terperangkap dalam rekahan-rekahan yang berasosiasi dengan patahan tersebut.

---

Oil field development is depend on many factor. One of important factor to consider is fault and fractures at reservoir rock.. Fault and fracture could defined using wells data and seismic data especially 3D seismic. Usually the fault was identified by direct observation on seismic section as discontinuity of seismic event. In this study the method was used called ant track to identify the fault base on seismic data and fractures which associated with those fractures base on wells data. This method developed base on an algorithm called Ant Colony Based Routing Algorithm. This method can enhance the fault image quality using seismic 3D data. Ant-Track method can define clearer the fault location than the previous method like direct observation in seismic section and variance calculated section. The direct observation in seismic section can give the main fault image only and the variance calculated section can show the trace seismic discontinuity. These trace continuity could be fault, or facies change. The ant-track method is not only showing very clear fault but also can show fault which are associated with fractures. The fractures image from FMI used to guide fault distribution in seismic 3D. The purpose of this study is applying the ant-track method at a sample area to get the fault image which is associated with fractures in wells more clearly and find the potential hydrocarbon trap in fractured reservoir."

"Data Rock Physics adalah alat untuk identifikasi fluida, perhitungan dalam reservoar, dan bagian penting dalam studi substitusi fluida untuk memodelkan berbagai macam fluida. Thesis ini merupakan hasil dari penelitian dua sumur untuk melihat pengaruh dari batuan dan properti fluida terhadap respon seismik. Kedua sumur tersebut adalah (YM-232 dan YM-247) merupakan oil well yang menunjukkan pengaruh dari substitusi hidrokarbon dengan air. Akibat dari substitusi fluida terhadap batuan dan properti fluida menunjukkan respon tertentu pada refleksi amplitude, variasi amplitude tersebut dapat digunakan sebagai guide untuk memperkirakan penyebaran jenis fluida pada lapangan YM. Pertama dengan melakukan sintetik pada keadaan insitu. Diikuti dengan sintetik pada kondisi tersaturasi (FRM), dengan manganggap bahwa fluida adalah air/minyak dan mineral adalah batu pasir bersih. Amplitude ini akan diekstrak untuk dikorelasikan dengan data seismic yang sebenarnya. Koefisian korelasi yang memiliki nilai tinggi (~1) dijadikan sebagai model untuk memprediksi tipe fluida pada area prospek yang didasarkan pada informasi amplitude dari data seismik. Dengan kata lain, kita dapat memahami efek dari saturasi hidrokarbon terhadap synthetic offset gathers. Analisis ini digunakan sebagai salahsatu parameter untuk mengembangkan interpretasi data seismic 3D & untuk menekan/mengurangi resiko pengeboran.

---

Rock physics data is a tool for fluid identification and quantification in reservoir, and also plays an important part in any fluid substitution study that may provide a valuable tool for modeling various fluid scenarios. This thesis presents the results of the two well cases where the effect of rock and fluid properties on seismic response are illustrated. Both of wells (YM-232 and YM-247) show the effect of replacing hydrocarbons with brine. This effectt illustrates how rock and fluid properties along with reflection amplitudes can be used to estimate fluid type in YM field. First synthetic using the original case. And the other synthetic by using FRM case, with an assumption that the fluid was brine/oil and the mineralogy was clean sand. These amplitude was extracted to be correlated with the real seismic data. Finally, a good correlation was obtain from a model to estimate the fluid type in prospect based on amplitude information in seismic data. In other word, we can understand the effect of hydrocarbon saturation on synthetic offset gathers. This analysis can be use as one of parameter to improve seismic 3D interpretation and to reduce drilling risk."

"ABSTRAKIdentifikasi karakter reservoir dengan data seismik merupakan hal yang menarikuntuk dilakukan dalam eksplorasi dan produksi hydrocarbon, untuk menginterpretasikankondisi bawah permukaan seperti porositas, struktur geology,karakter reservoir dan kandungan HC diperlukan suatu metoda geofisika, sepertiinverse seismik. Terutama jika berhubungan dengan batuan karbonat, dimanadistribusinya selalu menjadi focus utama dalam eksplorasi minyak bumi karenabaik penyebaran vertikal maupun horizontal pada umumnya tidak homogen.Subcekungan Jambi dimana salah satu reservoir yang penting dan banyakmenghasilkan hidrokarbon adalah batupasir dan batuan karbonat, dimana batuankarbonat secara lateral maupun vertikal mempunyai tingkat uncertainty yangtinggi. Dengan dasar tersebut kami mencoba untuk mempelajari kondisi bawahpermukaan daerah penelitian dengan menggunakan metod inverse seismik denganmelihat response Acoustic Impedance (AI). Salah satu sifat akustik batuan adalahimpedansi akustik (AI) yang sangat dikontrol oleh kecepatan. Sementarakecepatan terutama tergantung terhadap porosity atau material yang mengisi poriporibaik gas maupun cairan yang dapat berupa air atau minyak.Data log sumur yang diintegrasikan dengan seismik stack akan diperoleh akustikimpedance hasil inversi, selanjutnya dilakukan cross plot dengan well untukmendapatkan hubungan yang akan dipakai sebagai dasar mengevaluasi nilai AIhasil inversi, kemudian didapat hasil akhir porositas.Berdasarkan analisis dan evaluasi yang menyeluruh diketahui bahwa didaerahTasya terdapat prospek hidrokarbon dilapisan batupasir, karbonat dankemungkinan fracture Basement."

"Pemodelan reservoar batupasir cekungan laut dalam sering sulit dilakukan karena kurangnya data sumur eksplorasi yang tersedia, dan kualitas data seismik yang kurang baik. Data seismik yang ada seringkali banyak mengandung noise dari multiple gelombang yang berasal dari kolom air laut yang tebal, dan adanya pengaruh struktur bawah permukaan yang sangat komplek akibat aktifnya proses tektonik didaerah penelitian.Oleh karena diperlukan suatu metoda yang dapat digunakan untuk mendeteksi penyebaran batupasir turbidit dan kualitas reservoarnya. Salah satu metoda yang dapat digunakan dengan memanfaatkan terbatasnya data-data yang ada adalah metoda analisis multivariate.Metoda ini memanfaatkan berbagai jenis data seismik dan turunannya untuk memprediksi parameter petrofisika batuan dengan memanfaatkan hubungan korelasi statistik antara data atributatribut seismik dan data log sumur. Melalui kombinasi berbagai atribut dengan parameter petrofisik log sumur dapat diperoleh operator hubungan linier dan non-linier dari data-data tersebut. Operator korelasi yang paling optimal akan diaplikasikan kedalam data seismik untuk memprediksi parameter petrofisika batuan diseluruh wilayah penelitian.Analisis korelasi geostatistik tersebut terdiri atas tiga buah metoda analisis yaitu: analisis atribut tunggal (bivariate geostatistics), analisis regresi linier multivariate, dan analisis Probabilistic Neural Network (PNN). Analisis atribut tunggal dan regresi linier multivariate memanfaatkan hubungan linier antar atribut dan parameter petrofisika log sumur, sedangkan PNN memanfaatkan hubungan non-linier antar atribut dan parameter petrofisika log sumur.Pada penelitian ini parameter yang petrofisika batuan yang dicari adalah parameter Gamma Ray (GR) dan parameter porositas neutron. Melalui parameter GR dapat digunakan untuk identifikasi litologi sehingga dapat digunakan untuk mendeteksi distribusi channell batupasir dan kipas turbiditnya. Sedangkan parameter porositas neutron dapat digunakan untuk mendeteksi kualitas dari reservoar tersebut dan penyebarannya.Deep water sandstone reservoir modeling is typically difficult, due to limited well data and poor seismic data quality. Deep water seismic data is often poor quality due to water bottom multiples, and the effects of complex subsurface structure.

Therefore, an analytical technique is required to determine turbidite sandstone distribution and reservoir quality. One method that can be used with limited data is multivariate analysis.

This method uses different attributes of seismic data to predict petrophysical rock parameters by determining a statistical correlation between seismic attributes and well log data. This correlation can be both linear and non linear. The method determines the optimum correlation, which is applied to the seismic data to predict petrophysical rock parameters for the study area.

Geostatistical correlation analysis consists of three analysis methods : single attribute analysis (bivariate geostatistics), multivariate linear regression analysis, and probabilistic neural network (PNN) analysis. Single attribute analysis and multivariate linear regression analysis determine a linear correlation between seismic attributes and well log petrophysical parameters. PNN determines a non-linear correlation between seismic attributes and well log petrophysical parameters.

For this project, the petrophysical rock parameters that we wish to calculate are Gamma Ray ,and neutron porosity. The GR parameter is used for lithology identification, and is used to detect sandstone channel and turbidite fan distribution. The Neutron porosity parameter is used to detect reservoir quality and distribution."