Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Lapangan K merupakan salah satu lapangan minyak bumi dengan reservoar berupa batupasir Formasi Tanjung yang berada di Cekungan Barito. Penelitian ini bertujuan untuk memetakan gambaran bawah permukaan secara detil dengan metode pemodelan geologi yang meliputi pemodelan struktur, fasies, dan petrofisika serta diintegrasikan dengan hasil inversi EEI. Data penelitian terdiri dari data log tali kawat berjumlah empat belas sumur dan data seismik 3D. Data sumur ini dilakukan korelasi marker geologi, analisis elektrofasies, serta analisis petrofisika sedangkan pada data seismik dilakukan interpretasi horizon, patahan, serta seismik inversi. Objektif pemodelan dilakukan pada tiga lapisan batupasir produktif, yaitu lapisan D, E, dan M serta khususnya pada pemodelan fasies serta petrofisika dilakukan co-kriging terhadap analisis seismik inversi yang telah dilakukan.Fasies yang berkembang pada lapangan K yaitu terdiri dari: Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, dan Distributary Channel Sand. Distribusi porositas pada lapisan E dan M menunjukkan area dengan besaran porositas yang tergolong baik 0.2-0.25 pada area timur laut dan selatan yang belum dikembangkan. Saturasi menunjukkan area selatan di setiap lapisan telah memiliki nilai kejenuhan air yang tinggi sehingga area pengembangan lebih detail di bagian utara ke timur laut. ......Field is one of the oilfield in Barito basin with sandstone reservoir from Tanjung Formation. This evaluation aims to map the subsurface in detail with geological modeling methods that include modeling of the structure, facies and petrophysical. The research data consists of fourteen well log data and 3D seismic data. The well data will be evaluated to make multi correlation of geological marker, geological analysis was performed to identify oil and gas bearing reservoir, elektrofacies analysis and petrophysical analysis. The seismic data will be interpreted to horizons, faults, and seismic inversion. The objective reservoir will be performed on three productive sandstone layer D, E, and M, and in particular on the facies and petrophysical modeling will be co kriging with seismic inversion analysis has been done. Facies that develop on the K field consist of Mouth Bar Sand, Estuary Bar Sand, and Distributary Channel Sand. The results of this evaluation are expected to help identify the presence of hydrocarbons as well as determining the future development plan. Porosity distribution of layer E and M shows the medium to good value 0.2 0.25 in northeast and southern area that undevelop area. Water saturation model in southern area from those three layers has high saturation, the development plan is more detail in the northern to the northeast of the research area.

Abstrak :
Mineral lempung merupakan filosilikat aluminium hidrat yang berdasarkan struktur kristalnya dibagi menjadi 4 kelompok utama, yaitu kaolinit, smektit, illit, dan klorit. Masing-masing kelompok mineral ini memiliki properti fisika & kimia tertentu yang berpotensi mempengaruhi kegiatan eksplorasi & eksploitasi minyak & gas bumi, seperti potensi penyempitan lubang bor, pelebaran lubang bor, dan lainnya. Untuk menghindari potensi-potensi tersebut, penelitian ini dilakukan pada Lapangan X di Cekungan Kutai dengan memetakan distribusi dari mineral lempung. Metode yang digunakan untuk mencapai tujuan tersebut adalah analisis petrofisika dan pemodelan 2D. Dari penelitian ini diketahui bahwa mineral lempung yang ditemukan pada daerah penelitian adalah kaolinit, illit, klorit, & smektit. Dengan mineral kaolinit dan illit ditemukan mendominasi. Kaolinit mendominasi pada kedalaman relatif dangkal (741.5-4032 feet kedalaman vertikal sesungguhnya), sementara illit mendominasi pada kedalaman relatif lebih dalam (4032-6626.3 feet kedalaman vertikal sesungguhnya). Selain itu, ditemukan juga terjadi pengurangan volume kaolinit dan penambahan volume illit seiring bertambahnya kedalaman. Diinterpretasi bahwa keberadaan mineral lempung ini dipengaruhi oleh ketersediaan mineral induk, temperatur, air pori, & lingkungan pengendapan. Dan, distribusinya dipengaruhi oleh batas sekuen & sesar-sesar. ......Clay minerals are hydrous alumina phyllosilicates which based on their crystal structure divided into 4 major groups, that is kaolinite, smectite, illite, and chlorite. Each of these mineral groups has certain physical & chemical properties that have the potential to affect oil & gas exploration & exploitation activities, such as the potential of hole closure, hole enlargement, etc. To avoid this potentials, this research was conducted at Field X in the Kutai Basin by mapping the distribution of clay minerals. The methods used to achieve these goals are petrophysical analysis and 2D modeling. From this research it is known that the clay minerals found in the study area are kaolinite, illite, chlorite, and smectite. With the minerals kaolinite and illite found to dominate. Kaolinite dominates at relatively shallow depths (741.5-4032 feet true vertical depth), while illite dominates at relatively deeper depths (4032-6626.3 feet true vertical depth). In addition, it was also found that there was a decrease in the volume of kaolinite and an increase in the volume of illite with increasing depth. It is interpreted that the presence of this clay mineral is influenced by the availability of parent minerals, temperature, pore water, and the depositional environment. And, the distribution of these minerals is influenced by sequence boundary and faults.

Abstrak :
Lapangan “E” yang terletak di Cekungan Jawa timur yang merupakan salah satu Cekungan busur belakang (back-arc basin) dan berada pada tenggara dari lempeng Eurasia yang terbentuk karena proses pengangkatan, ketidakselarasan, penurunan muka air laut dan pergerakan lempeng tektonik. Cekungan ini dibatasi oleh busur Karimunjawa disebelah barat, memanjang kearah timur sampai ke laut dalam pada cekungan Lombok, dan mendangkal ke arah utara menuju Paternoster High. Penelitian ini terfokus pada formasi Ngimbang pada cekungan Jawa Timur, yang terdiri dari batuan sedimen klastik berbutir halus (batu lempung dengan alternatif batu lanau) dan batu karbonat berkembang secara lokal dan menggunakan 3 data sumur non produksi. Untuk mengkarakterisasi reservoar pada lapisan karbonat dan memprediksi nilai sifat fisik batuan seperti porositas, permeabilitas, kandungan lempung, dan saturasi air digunakan analisis petrofisika dan evaluasi formasi. Dengan metode pengukuran porositas menggunakan indikator neutron-densitas, menggunakan single-clay indicator dengan log gamma ray untuk mengetahui nilai kandungan lempung, menggunakan pendekatan nilai permeabilitas menggunakan model permeabilitas timur, metode pengukuran saturasi air menggunakan model persamaan Archie, dan menentukan zona reservoar hidrokarbon dari zona net produktif. Hasil penelitian pada reservoar hidrokarbon di sumur ini memiliki rata-rata nilai kandungan lempung 9%, porositas 17%, dan saturasi air 16%. ......Field "E" located in East Java Basin, which is one behind of the back arc basin and are in the southeast of the Eurasian plate formed due to the appointment process, misalignment, a decrease in sea level and the movement of tectonic plates. This basin is limited by the Publications arc to the west, extending eastward to the sea in the Lombok basin and shallow north toward Paternoster High. This study focused on the Ngimbang formation in East Java basin, which is composed of fine-grained clastic sedimentary rocks (stones silt loam with alternative rock) and carbonate rocks evolved locally and uses 3 non-production wells. To characterize the reservoir in carbonate coating and predicted values of rock physical properties such as porosity, permeability, clay content and water saturation used petrophysical analysis and formation evaluation. With a measurement method using indicator neutron porosity-density, single-use indicator clay with gamma ray logs to determine the value of the content of clay, using eastern permeability to predict a model of permeability and water saturation measurement method using Archie equation model and determine zones of reservoir hydrocarbons from the zone of net productive. Results of research on hydrocarbon reservoirs in these wells has an average value of clay content of 9%, 17% porosity and water saturation of 16%.

Abstrak :
Daerah penelitian terletak di Formasi Tomori Blok “X” Cekungan Banggai yang berada di wilayah Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi Tomori terendapkan pada masa Miosen Awal hingga Miosen Tengah dan diinterpretasikan dapat menjadi reservoir hidrokarbon di Cekungan Banggai. Formasi ini disusun oleh dominan batugamping bioklastik, terbentuk saat terjadinya proses syn-rift ketika aktivitas tektonik relatif tenang. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik reservoir dengan mengevaluasi sifat-sifat petrofisika batuan yang terdapat di Formasi Tomori, Cekungan Banggai berdasarkan data log sumur R3 dan R2ST. Sifat-sifat petrofisika yang dihasilkan dari perhitungan ketiga log sumur, seperti nilai volume shale, porositas, dan saturasi air digunakan untuk rekomendasi reservoir yang didukung oleh data petrografi, serta data mudlog guna mengetahui jenis litologi di zona reservoir. Berdasarkan hasil yang diperoleh, Formasi Tomori tersusun atas batugamping mudstone, batugamping wackestone, dan batugamping packstone yang di beberapa interval ditemukan sisipan batubara dan batulempung. Hasil perhitungan petrofisika pada zona reservoir Formasi Tomori didapatkan nilai volume shale berkisar 38%-40%, porositas efektif 7%-0%, dan saturasi air 23%-34%. ......The research area is located in the Tomori Formation Block "X" of the Banggai Basin in the Banggai Regency, Central Sulawesi Province. The Tomori Formation was deposited during the Early Miocene to Middle Miocene and is interpreted to be a hydrocarbon reservoir in the Banggai Basin. This formation is composed of predominantly bioclastic limestones, formed during syn-rift processes when tectonic activity is relatively calm. This study aims to determine the characteristics of the reservoir by evaluating the petrophysical properties of the rocks in the Tomori Formation, Banggai Basin based on well log data R3 and R2ST. Petrophysical properties resulting from the calculation of the three well logs, such as shale volume, porosity, and water saturation values are used for reservoir recommendations supported by petrographic data, as well as mudlog data to determine the type of lithology in the reservoir zone. Based on the results obtained, the Tomori Formation is composed of mudstone limestone, wackestone limestone, and packstone limestone which at some intervals was found intercalated with coal and claystone. The results of petrophysics calculations in the reservoir zone of the Tomori Formation obtained shale volume values ranging from 38%-40%, effective porosity 7%-10%, and water saturation 23%-34%.

Abstrak :
Lapangan Kale terletak pada Sub Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan dimana lapangan ini berada pada Blok yang aktif menghasilkan minyak dan gas bumi. Keekonomian atau nilai dari suatu lapangan minyak gas sangat penting dalam rangka pengembangan lapangan tersebut. Sehingga studi integrasi antara geologi dan geofisika mengenai karakterisasi reservoar pada lapangan ini sangat diperlukan. Angka yang didapat dalam hal cadangan akan sangat penting bagi seorang reservoir engineer dalam menentukan keekonomian lapangan tersebut. Berbekal data survey seismik 3D dan 4 sumur eksplorasi studi integrasi geologi dan geofisika ini dijalankan. 3 fase studi utama, yaitu analisa petrofisika, dimana kita dapat mengetahui sifat fisik dari batuan reservoar pada tiap sumurnya di lapangan Kale pembuatan impedansi akustik, dimana didahului dengan analisa rock physic pada data sumur, terlihat jelas bahwa impedansi akustik pada data sumur dapat membedakan 3 jenis litologi yang berkembang pada reservoar sand-A formasi LTAF. Pemodelan geologi, dimana impedansi akustik dan juga data dari analisa petrofisika dipakai sebagai input dalam pemodelan geologi ini. Output dari studi ini akan menghasilkan beberapa peta sebaran reservoar, mulai dari peta sebaran fasies dimana berdasarkan data core sumur Kale-2 reservoar sand-A formasi LTAF diendapkan pada lingkungan transisi/ delta. Peta sebaran porositas, dimana kontrol fasies dipakai dalam mempopulasikan porositas pada reservoar sand- A lapangan Kale. Peta sebaran permeabilitas, di buat berdasarkan persamaan antara porositas dan permeabilitas yang ada pada data core, sehingga nilai permeabilitas pada studi ini didapat dari transformasi porositas- permeabilitas dengan menggunakan persamaan tersebut. ......Kale is Field located at Jambi Sub Basin, South Sumatera Basin, which is being a part of one of active blocks in Indonesia. Field economic value is the most important thing in order to develop oil and gas field. Integrated geology and geophysics study for reservoir characterization in this field is urgently needed. For reservoir engineer, reserve estimation from geologist will be used to run the economic evaluation in this field. 3D Seismic data and 4 four exploration wells are used in this integrated G G study. Three primary phases is carried out in order to run this study. Petrophysical analysis in each well in Kale field will be evaluated to have all the petrophysical value in A sand reservoir Acoustic impedance cube generated base on rock physic analysis which is acoustic impedance can divided A sand reservoir into 3 three lithology Geological modeling generated with acoustic impedance cube and petrophysical data as the input. The result of this study is presented in reservoir distribution map, such as facies which is controlled by core data from Kale 2 well that showing this reservoir deposited at delta environment. Porosity distribution map generated with facies distribution control. Porosity permeability plot at Kale 2 well have a good equation will be used to transform porosity value to permeability value.

Abstrak :
Karakterisasi reservoir merupakan salah satu upaya efektif yang dapat dilakukan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon dan digunakan dalam melakukan reservoir pada penggunaan lebih lanjut. Dengan menggunakan data core dapat menggambarkan keadaan sumur berdasaarkan keadaan sesungguhnya. Namun, tidak semua sumur memiliki data core dan tantangan lain dalam karakterisasi reservoir adalah parameter permeabilitas tidak selalu menjukkan hubungan linier dengan porositas. Sehingga perlu dilakukannya pendekatan metode guna mendapatkan estimasi permeabilitas. Pada studi ini dilakukan klasifikasi batuan berdasarkan karakteristik petrofisika yang didapat dari data dan RCAL dengan pendekatan metode rock typing Winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan Pittman. Pada penelitian ini terdapat 3 sumur, dilakukan perhitungan parameter petrofika dan dilakukan perhitungan prediksi permeabilitas pada masing-masing sumur. Dengan menggunakan Sumur K-2 yang dijadikan sebagai sumur referensi, dilakukan komparasi metode. Hasil komparasi metode terbaik kemudian dipilih untuk dilakukan propagasi pada sumur lainnya. Propagasi rock type yang dilakukan pada tiap sumur menggunakan pendekatan MRGC. Hasilnya, dengan menggunakan metode Winland, HFU, dan Pittman didapatkan nilai koefisien determinasi permeabilitas core dan estimasi permeabilitas beruturut-turut adalah 0,5865 untuk metode Winland, 0.8852 untuk metode HFU, dan 0,3031 untuk metode Pittman. Reservoir characterization is an effective process to get a calculation of hydrocarbon reserves and to conduct modeling reservoir for further use. Well core data can provide information based on actual well conditions. RCAL data is a core data which consists of porosity and permability parameters. However, not all wells have core data. Another challenge in the reservoir characterization is permeability cant be determined just by a classical plot with porosity. Rock typing is a method that can be used to classify rock type in reservoir rocks into different units and determine permeability value of rocks. The aims of this study are to present petrophysical parameters and the result of a comparison from the application of some rock typing methods in Carbonate Reservoir Kais Formation, field A. In this study conducts rock classification based on petrophysical characteristics obtained from wireline log data and core porosity and core permeability data with Winland, Hydraulic Flow Unit, and Pittman rock typing methods. This study uses 3 wells, to get calculation petrophysical parameters and permeability prediction on each well. Well K-2 established as a reference well is used to choose the best rock typing method from comparison. The best method to be applied to reference well is used for propagation in other wells. Propagation rock type performed on each well using MRGC (Multi Resolution Graph Clustering) approach. The result shows the coefficient of determination (R2) core permeability and permeability estimates respectively Winland, HFU, and Pittman methods were 0.5865 for the Winland method, 0.8852 for the HFU method, and 0.3031 for the Pittman method.

Abstrak :
Salah satu daerah penghasil migas di Indonesia adalah Lapangan “X” yang termasuk dalam Blok Senoro-Toili, Cekungan Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi yang berperan sebagai reservoir pada lapangan ini adalah Formasi Minahaki, yang tersusun dari batugamping bioklastik. Dalam fase pengembangan lapangan lanjutan untuk meningkatkan produksi minyak dan gas setelah penemuan lapangan, diperlukan evaluasi yang sangat komprehensif. Salah satu fokus utama evaluasi adalah karakterisasi batuan reservoir, sistem petroleum, dan estimasi cadangan hidrokarbon pada lapangan tersebut. Untuk dapat mengestimasi volume cadangan dengan akurat, diperlukan informasi berupa sebaran spasial properti petrofisika pada reservoir yang bisa didapatkan dengan membuat model statik reservoir secara 3D dengan mengintegrasikan data petrofisika dengan data seismik. Penelitian ini menggunakan impedansi akustik yang didapatkan dari proses inversi karena log impedansi akustik memiliki korelasi yang baik dengan log porositas pada masing-masing sumur, kemudian hasil inversi dijadikan sebagai secondary variable untuk memodelkan sebaran spasial dari properti porositas pada reservoir ini. Pada penelitian ini didapatkan area dengan porositas tinggi memiliki rentang nilai AI sebesar 1373-2880 (m/s)*(g/cc) yang terlihat tersebar pada area di bawah horizon Formasi Minahaki, terutama pada struktur tinggian yang dilewati oleh Sumur E. Arah penyebaran porositas juga dapat dilihat dari peta sebaran rata-rata yang menunjukkan adanya tren anomaly porositas tinggi berarah Timur Laut-Barat Daya. Reservoir Formasi Minahaki pada Lapangan "X" memiliki volume net sebesar 1.688.533*10³ m³, dengan volume total pori sebesar 2272000*10³ RB. Reservoir ini diperkirakan memiliki volume gas di tempat (GIIP) sebesar 2216 BCF. ......One of the oil and gas producing areas in Indonesia is Field “X,” located in the Senoro-Toili Block, Banggai Basin, Central Sulawesi Province. The reservoir in this field is the Minahaki Formation, composed of bioclastic limestone. In the advanced development phase of the field to increase oil and gas production following its discovery, a comprehensive evaluation is essential. One of the main focuses of this evaluation is the characterization of the reservoir rock, petroleum system, and estimation of hydrocarbon reserves in the field. To accurately estimate reserve volumes, spatial distribution information of petrophysical properties in the reservoir is required, which can be obtained by creating a 3D static reservoir model integrating petrophysical data with seismic data. This study utilizes acoustic impedance derived from inversion processes, as acoustic impedance logs correlate well with porosity logs at each well, and the inversion results are used as secondary variables to model the spatial distribution of porosity properties in this reservoir. The study identifies areas with high porosity values ranging from 1373-2880 (m/s)(g/cc), primarily distributed below the horizon of the Minahaki Formation, particularly in the uplifted structures traversed by Well E. The porosity distribution trend also indicates a Northeast-Southwest direction as shown by the average distribution map with high porosity anomalies. The Minahaki Formation reservoir in Field "X" has a net volume of 1,688,53310³ m³, with a total pore volume of 2,272,000*10³ RB. The reservoir is estimated to have a gas volume in place (GIIP) of 2216 BCF.

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 :
Identifikasi konten fluida merupakan salah satu hal terpenting dalam mengkarakterisasi reservoir. Namun, menjadi suatu tantangan ketika mengidentifikasi konten fluida pada reservoir karbonat karena tipe pori yang dimiliki oleh batuan ini sangat kompleks dan heterogen. Kompleksitas dan heterogenitas ini mempengaruhi respon properti fisis seperti, dan densitas batuan yang mempengaruhi interpretasi sehingga diperlukan suatu analisis pemodelan untuk mengidentifikasi respon sifat fisis. Pada penelitian ini, dilakukan pemodelan tipe pori batuan karbonat dengan menggunakan metode Differential Effective Model, analisa konten fluida berdasarkan analisa petrofisik dan pemodelan dengan menggunakan metode Fluid Replacement Model pada tiga sumur lapangan LDV yaitu P6, T4 dan K1. Fluid Replacement Model menggunakan parameter fluida Adaptive Batzle-Wang yang memperhitungkan pengaruh tekanan, temperatur, spesifik gravitasi, rasio minyak dan gas, kualitas fluida dalam derajat API dan salinitas. Hasil penelitian ini membuktikan bahwa pemodelan Fluid Replacement Model pada sumur P6 diindikasikan terdapat kandungan air sebesar 20 dan hidrokarbon gas sebesar 80 dengan tipe pori dominan crack-interparticle. Pada sumur T4 diindikasikan terdapat kandungan gas sebesar 50 dengan tipe pori dominan crack dan pada sumur K1 diindikasikan terdapat kandungan gas sebesar 50 dengan tipe pori dominan crack. Hasil ini direpresentasikan melalui nilai RMSE yang mencapai 0.0038. Oleh karena itu, Fluid Replacement Model dengan perhitungan Adaptive Batzle-Wang cukup baik dalam memodelkan konten fluida pada kondisi reservoir karbonat sebenarnya. ......Fluid content identification is one of the most important element in characterizing reservoir. However, this can be a challenge when the fluid content identification is applied in the carbonate rock reservoir, due to the complexity and heterogeneity of the pore types. It can affect the physical property response such as, and rock density which, after that, may influences the interpretation in geophysic data. Thus, a modeling analysis is needed to identify the response of physical properties. In this research, the researcher modelled the pore types of carbonate rock by using Differential Effective Model method, then with the fluid content analysis based on petrophysical analysis and modeling using Fluid Replacement Model method on three wells LDV field which is called P6, T4 and K1. Fluid Replacement Model uses Adaptive Batzle Wang fluid parameters that can measure The Effects of Pressure, Temperature, Specific Gravity, Oil Gas Ratio, and Fluid Quality in API and Salinity Degrees. The results of this research are Fluid Replacement Model indicates the 20 water and 80 gas hidrocarbon in Well P6 which has crack interparticle as the dominant secondary pore type. In Well T4 there is 50 gas and 50 water composition and has crack as the secondary pore type. For Well K1, there is 50 gas and 50 water composition which has crack as the dominant secondary pore type. This result is depicted from the RMSE value which reach 0.0038. Hence, Fluid Replacement Model by Adaptive Batzle Wang calculation is favourable in modelling fluid content for it is actual condition.