Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sumur Meranji-1 menemukan cadangan hidrokarbon pada Formasi Batupasir Namur di Struktur Meranji yang terletak pada Lapangan Merrimelia, Cekungan Eromanga, Australia. Cekungan ini terbentuk mulai kurun waktu Awal Jurassic hingga Akhir Cretaceous dan didominasi oleh lingkungan pengendapan braided, meandering fluvial, shoreface serta lacustrine turbidite sandstone sehingga memiliki reservoar yang cukup tebal dan sangat potensial untuk menjadi lapangan produksi.Walaupun memiliki potensi untuk menjadi lapangan produksi, lapangan ini belum memiliki peta distribusi reservoar yang dapat digunakan untuk pengembangan lapangan lebih lanjut. Oleh karena itu, studi karakterisasi reservoar dilakukan dengan metode inversi seismik dan dekomposisi spektral untuk menghasilkan peta distribusi reservoar ini. Metode inversi seismik menghasilkan penampang impedansi akustik yang dapat diasosiasikan dengan litologi reservoar sedangkan metode dekomposisi spektral menghasilkan penampang frekuensi yang dapat diolah dan dianalisis lebih lanjut untuk mengidentifikasi keberadaan fluida reservoar.Studi dekomposisi spektral dimulai dengan mengekstrak frekuensi data seismik setiap kelipatan 1 Hz dari frekuensi 1 Hz sampai dengan frekuensi 60 Hz. Penampang frekuensi ini kemudian diolah untuk menghasilkan frequency gather pada perpotongan inline dan xline di lokasi terdekat dengan Sumur Meranji-1. Dari frequency gather ini kemudian ditarik horizon pada zona reservoar minyak, gas dan air lalu diplot pada grafik amplitudo vs frekuensi. Dari grafik ini selanjutnya ditentukan zona low (frekuensi 9-13 Hz), mid (frekuensi 16-20 Hz) dan high (frekuensi 35-39 Hz) lalu dilakukan operasi aritmatika sebagai berikut: zona mid dikurangi zona low (disebut zona mL), zona high dikurangi zona mid (disebut zona Hm) dan zona mL dikali dengan zona Hm yang disebut zona Hm*mL. Zona mL akan menampilkan zona-zona keberadaan gas sedangkan zona Hm*mL akan menampilkan zona-zona keberadaan minyak.

---

Meranji-1 well discovered hydrocarbon reserves in the Namur Sandstone Formation which is located on Meranji Structure in Merrimelia Field, Eromanga Basin, Australia. This basin was formed from the period of Early Jurassic to Late Cretaceous and the depositional environment is dominated by braided, meandering fluvial, shoreface and lacustrine turbidite sandstone that have a fairly thick reservoir and very potential to be a producing field.

Although it has the potential to become a producing field, the field does not have any reservoir distribution maps that can be used for further field development. Therefore, reservoir characterization studies conducted using seismic inversion and spectral decomposition methods to produce these reservoir distribution maps. Seismic inversion method produces an acoustic impedance section that can be associated with reservoir lithology while spectral decomposition method produces a frequency section which can be further processed and analyzed to identify the presence of the reservoir fluid.

Spectral decomposition study begins with seismic data extraction for every single frequency from 1 to 60 Hz. These frequency sections then processed to produce a frequency gather at the intersection of inline and xline near Meranji-1 well. From this frequency gather then drawn a horizon at oil, gas and water reservoir zone and then plotted on a frequency vs amplitude graph. Based on this graph; low (frequency 9-13 Hz), mid (frequency 16-20 Hz) and high (frequency 35-39 Hz) zone is defined and then performed an arithmetic operation as follows: mid zone minus the low zone (called mL zone), high zone minus the mid zone (called Hm zone) and the mL zone multiplied by the Hm zone (called Hm*mL zone). mL Zone will display the zones where the gas is presence while Hm * mL zones will show the presence of oil."

"Pada studi ini dilakukan evaluasi daerah prospek penyebaran hidrokarbon menggunakan metode dekomposisi spektral CWT dan inversi Seismik yang diintegrasikan untuk mendelineasi daerah prospek hidrokarbon. Studi kasus dilakukan pada daerah prospek ”XYZ” cekungan Sumatra Selatan dengan target reservoir formasi Baturaja dengan kedalaman 400m - 1650 m. Studi ini menggunakan data Seismik 2D dan dua data sumuran (sumur B dan sumur C). Dari data Log sumuran yang tersedia, sumur B menunjukkan kosong (dry) namun pada formasi Baturaja terlihat Oil Show pada kedalaman 1500 m - 1600 m. Sedangkan sumur C menunjukkan kosong dan memperlihatkan bahwa formasi Baturaja tidak berkembang dengan baik. Hasil studi menunjukkan bahwa metode spektral dekomposisi CWT mampu memperlihatkan konsistensi anomali hidrokarbon pada frekuensi rendah hanya pada sumur B. Hal ini sejalan dengan dugaan adanya keberadaan hidrokarbon pada sumur B. Lebih lanjut hasil metode inversi memperlihatkan kemenerusan reservoir formasi Baturaja ke arah barat laut pada daerah studi. Nilai acoustic impedance formasi Baturaja berada pada kisaran 9000 - 11000 m/s * gr/cc. Hasil integrasi inversi Seismik dan analisa dekomposisi spektral memberikan gambaran zona prospek penyebaran hidrokarbon.

---

This study evaluates the hydrocarbon prospect area deployment using CWT spectral decomposition method and the integrated Seismic inversion to delineate areas of hydrocarbon prospects. Case studies conducted in the South Sumatra basin “XYZ” prospect area with the target Baturaja Formation with a depth of 400 m - 1650 m. This study uses 2D Seismic and two data wells (well B and well C). From available well log data, well B shows empty (dry) but indicate oil show on the Baturaja formation at a depth of 1500 m - 1600 m, whereas well C shows empty wells and show Baturaja formations not developed well.

The study results showed that the method of spectral decomposition CWT is able to demonstrate the consistency of anomalous hydrocarbons at low frequencies only in well B. This is consistent with the allegations of the presence of hydrocarbons in the well B. Further results Inversion method shows Baturaja reservoir formations continuity to the northwest in the study area. Baturaja formations acoustic impedance values in the range of 9000 - 11000 m/s*gr/cc. The result of the integration of Seismic Inversion and spectral decomposition analysis give an overview of deployment of hydrocarbon zone prospects."

"Membangun sebuah model reservoar membutuhkan informasi tentang parameter petrofisika. Parameter ini digunakan sebagai dasar dan masukan untuk analisis karakteristik reservoar yang akan digunakan sebagai penentu arah dan tujuan pengembangan reservoar. Adanya ketidak pastian distribusi spasial sifat petrofisika reservoar menimbulkan beberapa pertanyaan, bagaimana sebaran sifat petrofisika reservoar di setiap tempat dan ke mana arah penyebaran reservoar. Data seismik yang telah termigrasi terkadang masih memperlihatkan karakter refleksi yang kurang jelas sehingga menimbulkan ambiguitas dalam proses interpretasi. Dengan metode inversi seismik, jejak seismik dapat diubah menjadi impedansi akustik yang mewakili sifat fisik lapisan reservoar. Teknik ini mampu mempertajam bidang batas antar lapisan dan memperkirakan ketebalan lapisan. Telah dilakukan analisis AVO dan inversi seismik simultan untuk mengekstrak sifat petrofisika reservoar gas di lapangan Blackfoot. Dalam inversi simultan, Zp, Zs dan densitas dihitung secara langsung dari data pre-stack gather. Koefisien k, kc, m dan mc dihitung menggunakan data log sumur. ΔLS dan ΔLD merupakan deviasi antara data dengan hasil plot hidrokarbon. Setelah melakukan proses inversi dan mendapakan parameter impedansi P (Zp) dan impedansi S (ZS), proses selanjutnya adalah melakukan ekstrasi konstanta-konstanta elastik (inkompresibititas (λ) & rigiditas (µ)) dan melakukan cross-plot antara λρ vs µρ. Interpretasi kuantitatif dilakukan dengan memprediksi parameter-parameter petrofisika batuan dan arah penyebarannya. Interpretasi kualitatif untuk mengetahui tipe atau jenis batuan dan sebagai indikator ada tidaknya akumulasi hidrokarbon. Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa ketebalan zona target chanel Glauconitic yang diperoleh dari data sumur ± 7 m. Analisis AVO mampu mendeteksi keberadaan gas di lapangan Blackfoot tetapi hasilnya masih menimbulkan ambiguitas dalam interpretasi. Keberadaan zona gas terdeteksi di sekitar sumur 01-17 terbukti dengan nilai positif dari secondary attribute product (A*B) dan anomali negatif dari secondary attribute scaled Poisson's ratio. Pemisahan gas jelas terlihat dari hasil inversi simultan parameter petrofisiska Lambda - Rho. Sifat petrofisika ini dikaitkan dengan sifat inkompresibilitas fluida. Nilai Lambda - Rho yang kecil mengindikasikan adanya gas di area ini. Dari hasil penelitian ini secara keseluruhan disimpulkan bahwa lapangan Blackfoot merupakan reservoar sand, di mana pada lokasi sekitar sumur 01-17 berisi gas. Gas tersebar secara terbatas di sekitar sumur 01-17.

---

Reservoir model building needs petrophysical parameter information. This parameter is used as a base and input to analyze the characteristic of the reservoir which will be used as a guidance for reservoir development. The uncertainty of spatial distribution of the reservoir's petrophysic leads to questions, how is the spreads of the petrophysical parameter and where is the direction of the reservoir extension. Migrated seismic data sometime shows unclear reflection character which causing ambiguity in the interpretation. With seismic inversion method, seismic trace can be changed into acoustic impedance which represent the physical property of the reservoir layer. This technique enhance the layer boundary and give an estimation of layer thickness.

An AVO analysis and simultaneous seismic inversion have been applied to extract the petrophysic property of gas reservoir in Blackfoot field. In simultaneous inversion, Zp, Zs and density calculated directly from pre-stack gather data. k, kc, m and mc calculated using well log data. ΔLS and ΔLD are the deviation between data with hydrocarbon plot result. After the inversion process and generationg Pimpedance parameter (Zp) and S-impedance (Zs), the next process is to extract elastic constants (incompressibility (λ) & rigidity (µ)) and generate a cross-plot between λρ vs µρ. Qualitative interpretation has been done by prediction of rock petrophysic properties and direction of its extends. This interpretation is used to determine the rock type and as an indicator of hydrocarbon existence.

The result shows that the thickness of the target zone Glauconitic channel which is given by the well data is ± 7 m. AVO analysis is able to detect the gas existence in Blackfoot field, but the result is still giving ambiguity in interpretation. The gas zone detected in the surrounding of well 01-17, proved by the positive value of secondary attribute product (A*B) and the negative anomaly of secondary attribute scaled Poisson's ratio. Gas separation is clearly visible as a result of simultaneous inversion from petrophysical parameter Lambda - Rho. This petrophysical properties is then correlated with the fluid incompressibility. Small value of Lambda - Rho indicates the gas existence in the area. From the result of this research it is concluded that in general the Blackfoot field is a sand reservoir, where in the location near well 01-17 is filled with gas. The gas has a limited spreads arround well 01-17."

"ABSTRAKReservoir Mid Main Carbonate (MMC) merupakan bagian dari Formasi CibulakanAtas yang berumur Miosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan MMCberpotensi sebagai reservoir batugamping dengan indikasi hidrokarbon berupa gas.Penelitian ini bertujuan untuk memetakan karakter reservoir dari MMC danpersebarannya di lapangan penelitian dengan menggunakan data yang terbatasdalam memetakan karakter reservoir daan persebaran dari lapisan MMC sehinggabisa ditentukan target pengembangan lapangan ke depan. Penelitian ini dilakukandengan data acuan berupa tiga sumur eksplorasi yang kurang tersebar dan jugaseismik post-stack 2D multivintage yang memerlukan proses optimalisasi terlebihdahulu. Proses balancing amplitude dan miss-tie seismik dilakukan untukmengurangi efek multivintage sebelum dilakukan inversi seismik dan upayakarakterisasi lebih detil dilakuakn dengan atribut Spectral Decomposition berbasisContinuous Wavelet Transformation. Karakter batugamping MMC ini terdiri daribatugamping-1 dan batugamping-2 yang keduanya merupakan fasies batugampingklastik backreef dengan nilai porositas efektif berkisar antara 5-15% dengan nilaiporositas tertinggi diketahui relatif berada pada daerah tenggara dan barat lautlapangan. Berangkat dari model porositas reservoir MMC, interpretasi struktur danintegrasi dengan hasil analisis Spectral Decomposition selanjutnya ditentukan letakjebakan migas yang diajukan sebagai target eksplorasi selanjutnya.

---

ABSTRACTThe Mid Main Carbonate (MMC) reservoir is part of the early Miocene UpperCibulakan Formation. Based on MMC drilling data, it has potential to be limestonereservoir with indication of gas hydrocarbon. This study aim is to map thecharacteristic of MMC reservoir and its distribution on the targeted field of researchbased on limited data, so that it can be determined the future field developmenttarget. This study was conducted with reference data in form of three exploratorywells and post-stack 2D multivintage seismic which requires optimization processprior to start characterization method. The process of balancing amplitude and misstieseismic is done first to reduce multivintage effect for the further seismicinversion which then detailed characterization were done using attribute of SpectralDecomposition based on Continuous Wavelet Transformation. The MMClimestone characteristic consists of limestone-1 and limestone-2, both of which arefacies of backreef clastic limestone with effective porosity values ranging from 5-15% with the highest known porosity value is relatively on the southeast andnorthwest regions of the area. Based on the MMC reservoir porosity model,structural interpretation and integration with Spectral Decomposition analysisresults this study then determined the location of proposed oil and gas traps as thenext exploration target."