Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
[Lapangan Brian terletak pada bagian selatan Delta Mahakam dengan struktur geologi antiklin dengan sesar. Setelah 40 tahun diproduksi, lapangan ini memerlukan strategi pengembangan lapangan yang baru untuk meningkatkan produksi. Zona dangkal merupakan kandidat kuat untuk target produksi selanjutnya. Untuk merencanakan strategi pengembangan lapangan selanjutnya, diperlukan pemahaman karakterisasi reservoir & cadangan estimasi yang baik, penelitian ini mengusulkan metode yang mengintegrasikan geofisika, petrofisika dan pemodelan reservoar. Langkah-langkah penelitian yang telah dilakukan antara lain; 1) rekonstruksi struktur geologi bawah permukaan sebagai referensi pemodelan struktur 3 dimensi, 2) rekonstruksi distribusi facies dan zona prospek hidrokarbon menggunakan atribut RMS dan Analisis AVO, (3) perhitungan volume hidrokarbon. Hasil dari analisis AVO dapat menunjukkan respon gas yang cukup jelas pada reservoar E10-3, selanjutnya peta penyebaran facies batupasir channel di interpretasi dengan menggunakan atribut RMS seismik. Dengan pemodelan numerik reservoar pada reservoar E10-3 didapatkan cadangan gas yang ekonomis. Berdasarkan analisis AVO & pemodelan numerik reservoar, optimalisasi target sumur baru dapat dilakukan pada reservoar E10-3 di kedalaman -1000 mdpl agar dapat meningkatkan produksi hidrokarbon Lapangan Brian khususnya zona dangkal.;Brian Field is located in the southern part of the Mahakam Delta with geological structure of anticline with fault. After 40 years of production, this field requires field development of new strategies to improve production. Shallow Zone is a strong candidate for the next production targets. To plan a strategy of further field development, reservoir characterization and understanding required reserve estimates are good, this study proposes a method that integrates geophysical, petrophysical and reservoir modeling. The steps of research that has been conducted, among others; 1) reconstruction of the subsurface geological structure as the reference for the 3-dimensional modelling, 2) reconstruction of the facies distribution and hydrocarbon prospects Zone using RMS attributes and RMS AVO analysis, (3) calculation of hydrocarbon volumes. The results of the AVO analysis can show quite clearly that the gas response on the E10-3 reservoir, and then channel sandstone facies map distribution interpreted by using RMS seismic attributes. With reservoir numerical modeling in reservoir E10-3, resulting an economical gas reserves. Based on AVO analysis and numerical reservoir modeling, optimization targets new well can be done on Reservoir E10-3 in depth -1000mTVDSS in order to increase the production of hydrocarbons, especially Shallow Zone Brian Fields, Brian Field is located in the southern part of the Mahakam Delta with geological structure of anticline with fault. After 40 years of production, this field requires field development of new strategies to improve production. Shallow Zone is a strong candidate for the next production targets. To plan a strategy of further field development, reservoir characterization and understanding required reserve estimates are good, this study proposes a method that integrates geophysical, petrophysical and reservoir modeling. The steps of research that has been conducted, among others; 1) reconstruction of the subsurface geological structure as the reference for the 3-dimensional modelling, 2) reconstruction of the facies distribution and hydrocarbon prospects Zone using RMS attributes and RMS AVO analysis, (3) calculation of hydrocarbon volumes. The results of the AVO analysis can show quite clearly that the gas response on the E10-3 reservoir, and then channel sandstone facies map distribution interpreted by using RMS seismic attributes. With reservoir numerical modeling in reservoir E10-3, resulting an economical gas reserves. Based on AVO analysis and numerical reservoir modeling, optimization targets new well can be done on Reservoir E10-3 in depth -1000mTVDSS in order to increase the production of hydrocarbons, especially Shallow Zone Brian Fields]

Abstrak :
ABSTRAK
Indonesia merupakan salah satu negara yang memiliki penduduk terpadat di dunia dengan permintaan terhadap sumber energinya yang sangat tinggi. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut maka diperlukan eksplorasi secara mendalam untuk ditemukannya prospek baru. Pada penelitian ini dilakukan interpretasi dengan analisis AVO dan inversi impedansi akustik untuk melakukan identifikasi zona hidrokarbon beserta kemenerusan batuan reservoar. Secara teori respon amplitudo terhadap sudut datang akan mengalami penguatan apabila lapisan tersebut tersaturasi hidrokarbon. Penguatan amplitudo ini disebabkan oleh penurunan impedansi akustik perlapisan reservoar gas dengan lapisan batuan di atas maupun di bawahnya akibat kontras densitas dan kecepatan gelombang antara reservoar dengan lapisan atas atau bawahnya. Inversi seismik adalah sebuah proses perhitungan model impedansi di bawah permukaan yang konsisten terhadap data seismik. Dengan kata lain, proses ini menggunakan data seismik untuk menentukan kondisi geologi yang sebenarnya dan kondisi geologi inilah yang menentukan hasil dari data seismik tersebut. Dengan kombinasi kedua metode ini kita bisa memvalidasi keberadaan hidrokarbon dan melihat kemenerusan batuan reservoar sehingga kita dapat mengestimasi daerah prospek baru jika memang hal ini perlu dilakukan. Berdasarkan hasil pengeboran yang telah dilakukan pada daerah penelitian, dalam penelitian ini digunakan empat sumur, yaitu sumur Krewell dengan status dry hole, Hardwell, Sowell, dan Axwell dengan status oil well. Dari hasil penelitian ditemukan zona hidrokarbon yang mengalami penguatan amplitudo terhadap sudut datang pada zona target dengan metode AVO yang diperkuat dengan analisis sumur dan didapatkan anomali ini berada pada kelas anomali II. Lalu dari hasil inversi impedansi akustik yang dilakukan, dapat dilihat kemenerusan reservoar yang ditandai dengan lingkaran berwarna kuning sebagai indikator potensi daerah pengembangan daerah penelitian.

---

ABSTRACT
Indonesia is one of the most populous country with the very high demand of energy. In order to satisfy this certain condition, deeper explorations are needed to find new prospects. In this research, AVO analysis and acoustic impedance inversion are done to indentify the zone of hydrocarbon along with the continuity of reservoir. Theoritically, the amplitude of seismic reflection increases as the angle of incidence increases when the wave travels through the gaseous layers. It is caused by the impedance contrast between the gaseous layer and the underlying or overlying layer. Seismic inversion is the process of calculation of impedance model in the subsurface consistent with the seismic data. In other words, this process uses the seismic data to determine the real geologic condition. With the combination of these two methods, we can validate the zone of hydrocarbon and determine the continuity of reservoir so that we can estimate the zone of new prospect if needed. According to the well data available, this research uses four well data; Krewell with dry hole status, Hardwell, Sowell, and Axwell with oil well status. The results show that there is the indication of hydrocarbon by looking at the increase of amplitude at target zone as the angle of incidence increases and it is also supported by well data. The results also show that the anomaly is in the Class II anomaly. Subsequently, from the inversion results, we can clearly see the continuity of the reservoir that is shown by the yellow circle as the indicator of new prospects

Abstrak :
Lateral lithology and saturation heterogeneities are key aspects of reservoir characterization. Amplitude versus offset (AVO), which is based on the change in reflection response caused by the change in incident angle, provides the relationship between reservoir parameters, petrophysical parameters, and elastic constants. Conventional AVO analysis and modeling by iteratively picking on the reflection event can sometimes be challenging due to practicalities of picking, resolution problems, and thin layer effects. Lithofacies identification based on seismic impedance inversion can alleviate these difficulties. Impedance inversion is also relatively free from the horizon interpretation problem, which can be subjective in heterogeneous reservoirs. In this study, we modify the Extended Elastic Impedance (EEI) method to predict lateral lithologic and saturation heterogeneities from seismic data. To validate the developed method, we apply Simultaneous AVO inversion. The modified extended elastic impedance method uses a least squares weight combination of intercept and gradient to produce lateral and vertical elastic parameters or log analysis of interest. This method provides more reliable and stable results compared to the original extended elastic impedance. In addition, the method produces any type of elastic parameter without an explicit relation function.

Abstrak :
Metode seismik petrofisik diaplikasikan pada zona target sebagai pendekatan praktis untuk memahami lebih lanjut karakter reservoar pada lapangan ldquo;G rdquo; Cekungan Sumatra Selatan melalui analisis seismik petrofisik data log sumur dan data seismik 2D. Evaluasi formasi rutin dilakukan untuk menghitung volume lempung, porositas, dan saturasi air pada lokasi sumur. Plot silang data log sumur dan hasil evaluasi formasi dibuat untuk menguji sensitifitas data log sumur terhadap perubahan litologi, porositas, dan kandungan fluida dalam reservoar. Data log gelombang S merupakan hasil derivasi dari persamaan Castagna. Sedangkan impedansi P, impedansi S, rasio VpVs, LambdaRho, dan MuRho dihitung menggunakan persamaan transformasi Lambda-Mu-Rho LMR. Properti elastis reservoar diekstrak dari data gather seismik 2D melalui proses inversi simultan. Hasil analisis petrofisika dan sebarannya melalui panduan data seismik menghasilkan bahwa zona prospek pada lapangan ldquo;G rdquo; berada pada interval 1600 ndash; 1650 ms dengan batupasir yang bertindak sebagai reservoar memiliki kandungan volume batulempung dibawah 35 , porositas diatas 10 , dan saturasi air dibawah 65 sebagai zona potensial hidrokarbon.

---

Seismic petrophysics technique were applied to ldquo G rdquo filed of South Sumatra Basin as a practical approach to understand more about the reservoir through integrated interpretation of logs and 2D seismic gather. Routine formation evaluations were done to calculate shale volume, porosity, and water saturation at well location. Cross plots of log data were generated to test the sensitivity parameters of log curves to changes in lithology, porosity, and fluid content in the reservoir. P impedance, S impedance, VpVs ratio, LambdaRho ,MuRho and density were calculated through a Lambda Mu Rho LMR transform. Volumes of elastic properties were extracted from simultaneous inversion process of 2D gather and analyzed to capture lithology and fluid changes in the reservoir. Petrophysical analysis and its distribution based on seismic data results in prospect zone at interval 1600 ndash 1650 ms with sandstone reservoar characterized by shale volume less than 35 with porosity higher than 10 and water saturation below 65 identifed as potential hydrocarbon zone.

Abstrak :
Analisa AVO dan teknik inversi saat ini masih menjadi metoda yang cukup ampuh untuk mengkarakerisasi reservoar hidrokarbon. Salah satu teknik inversi yang cukup banyak dilakukan saat ini adalah inversi simultan. Pada studi ini, kedua metoda, baik analisa AVO maupun inversi simultan digunakan pada data seismik pre-stack CDP Gather lapangan Penobscot, Nova Scotia, Kanada. Tujuannya adalah untuk mengidetifikasi litologi dan jenis fluida pada reservoar Penobscot. Berdasarkan hasil analisa AVO, terlihat adanya anomali AVO kelas III pada TWT 2000 ms dan kehadiran gas pada zona tersebut. Begitupun dengan Analisa hasil inversi simultan yang berupa impedansi P, impedansi S, densitas, dan Lambda Mu Rho yang memberikan informasi keberadaan lapisan pasir yang di duga sebagai reservoar Penobscot yang diduga berisi cadangan hidrokarbon berupa gas. Lambda-Rho pada zona tersebut bernilai rendah, yaitu sekitar 22,7 Gpa*g/cc, yang menunjukkan keberadaan gas pada zona tersebut. Tetapi nilai Mu-Rho pada zona tersebut justru bernilai kecil yaitu berkisar 17,1 Gpa*g/cc, sehingga sulit untuk diidentifikasi sebagai lapisan pasir, sehingga kemungkinan adalah lapisan tersebut adalah lapisan tight sand. Berdasarkan laporan dari Nova Scotia Offshore Petroleum, perusahaan setempat, pengeboran yang dilakukan pada salah satu sumur, L-30, reservoir Penobscot berisi condensate. Namun condesate dan gas jika dilihat dari data sumur maupun data seismik, akan memiliki karakteristik yang sama. Perbedaannya akan terlihat ketika dilakukan pengeboran. ......Nowadays, AVO Analysis and inversion technique are still be very usefull methods for characterize hydrocarbon reservoar. Simultaneous inversion is one of inversion technique that often to be used currently. In this study, both of method, AVO analysis and simultaneous inversion were used on pre-stack CDP gather of Penobscot Field, Canada. The goals are to identify lithology and fluid content of the reservoir. Based on the result of AVO analysis, there is Class III AVO anomaly on TWT 2000 ms and the existence of gas on that zone. Simultaneous inversion resulted P impedance, S, impedance, density, and Lambda Mu Rho. Those rock properties informed the existence of sand layer that be predicted as Penobscot reservoir with gas as the content. Lambda-Rho on that zone is relatively low, it's about 22,7 Gpa*g/cc. It shown the existance of gas. But Mu-Rho on that zone is also relatively low, it;s about 17,1 Gpa*g/cc. It's difficult to identify that the zone is sand layer, because the Mu-Rho is low. So that, the zone was be identify as tight sand. Based on the report of Nova Scotia Offshore Petroleum, the drilling was be done on L-30, and the content of the reservoir is condensate. Condensate and gas have same characteristic on seismic and well data. The difference of them will be found by drilling.