Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Telah dihasilkan persamaan hubungan koefisien refleksi (R) sebagai fungsi ray parameter (p) yang dimodifikasi dari persamaan Shuey dan Verm & Hilterman. Dengan persamaan tersebut dapat dihitung nilai kecepatan gelombang shear (Vs), Poisson's ratio (σ), dan kontras Poisson's ratio (Δ σ) pada bidang batas dari dua lapisan. Untuk menghitung nilai parameter-parameter yang tidak diketahui tersebut digunakan metode inversi least square karena hubungan antara koefisien refleksi dengan ray parameter kuadrat adalah linier. Dasar perhitungan metode inversi ini adalah dengan meminimumkan penjumlahan kuadrat data observasi dan model. Uji coba metode perhitungan inversi AVO ini dilakukan pada lapangan DC-1, Pulau Padang - Cekungan Sumatera Tengah yaitu pada lintasan seismik HM86-21. Hasil perhitungan ini selanjutnya dibandingkan dengan data sumur MSDC-1 (sumur ini terletak pada SP 1122 lintasan HM86-21). Untuk mengestimasi nilai saturasi air atau gas telah dilakukan percobaan uji kecepatan gelombang akustik terhadap perconto inti pengeboran (core) yang diarnbil dari care#1 sumur MSDC-1. Pengukuran waktu transit gelombang primer (tp) dan gelombang shear (ts) yang dilewatkan melalui perconto dilakukan dengan vaniasi nilai saturasi air. Dari tp dan ts ini kecepatan gelombang primer (Vp) dan kecepatan gelombang shear (Vs) dapat dihitung. Dan kedua nilai kecepatan tersebut dapat ditentukan parameter-parameter reservoar Poisson's ratio ( σ), modulus hulk (K), modulus shear (µ), dan modulus Young (E). Dan nilai parameter-parameter tersebut dibuat cross plot antara Vp danσ dengan variasi porositas dan saturasi. Estimasi saturasi air dari perhitungan inversi AVO adalah dengan meletakkan nilai Vp dan σpada kurva empiris, sehingga didapat nilai saturasi air. Perhitungan inversi AVO dengan metode least square pada CDP 2245, CDP 2268, dan CDP 2294 memberikan nilai saturasi air berturut-turut sebesar 20 %, 50 %, dan 80 %. Sedangkan dari data sumur MSDC-1 nilai saturasi air yang bertepatan dengan CDP 2245 adalah 27 - 70 %.

---

The reflection coefficient as a function of ray parameter R(p) has been modified from Shuey and Verm & Hilterman equations. From this equation, the shear wave velocity (Vs), Poisson's ratio ( σ), and Poisson's ratio contrast ( Δ σ ) at the reflecting interface can be determined. To calculate these unknown parameters the least squares method were used, because the relationship between the reflection coefficient and the square of ray parameter is linear. The basic calculation of the inversion method is minimizing the sum of the squares of the observed minus model data.

The method has been applied to DC-1 field, Pulau Padang, Central Sumatera Basin i.e. seismic line HM86-21. The result of inversion has been compare to MSDC-1 well data (it's located at SP 1122). Estimation on water or gas saturation has been done from acoustic velocity measurement of care#1 MSDC-1 Well.

The transit time of the primary and the shear waves which passed trough the sample with varies water saturation were measured. The primary and shear waves velocity, as well as the reservoir parameters i.e. Poisson's ratio, bulk modulus, shear modulus, and Young modulus can be calculated. Therefore, cross-plot between Vp and a with various porosity and water saturation can be generated. Water saturation estimation from AVO inversion can be represented in the empiric curve.

AVO inversion with the least squares method at CDP 2245, CDP 2268, and CDP 2294 yields water saturation values of 20%, 50%, and 80% respectively. However, water saturation from MSDC-1, which is close to CDP 2245, has a range from 27% to 70%."

"Di lapangan AA, metoda seismik inversi digunakan untuk menghasilkan volume akustik impedansi. Hasil dari metode ini tidak hanya menghasilkan resolusi yang lebih baik untuk interpretasi struktur yang lebih akurat , tetapi juga memberikan pengertian lebih baik tentang prediksi sifat-sifat fluida dan resrevoar. Seismik inversi AVO merobah seismik data menjadi P-impedansi (hasil dari densitas dan kecepatan gelombang-P), S-impedansi (hasil dari densitas dan kecepatan gelombang-S), dan densitas (ρ) yang menjadikan pemisahan fluida dan litologi menjadi lebih baik. Sebelum membahas AVO inversi, reservoar fisika batuan dianalisa untuk tujuan Fluid Replacement Modeling (FRM). Melalui FRM, dilakukan pertukaran fluida menggunakan persamaan Biot Gassmann untuk mengetahui pengaruh fluida pada sifat-sifat elastik batuan. Awalnya, Vp, Vs, ρ dan Sw dari suatu fluida harus diketahui. Kemudian, hasil analisa dibawa memalui perbandingan antara sumur seismogram sintesa dari fluida yang berbeda atau sifat-sifat batuan dengan data seismik menggunakan hasil ekstraksi wavelet. Perbedaan fluida dengan perbedaan sifat-sifat batuan menunjukkan perbedaan respons amplitudo dan karakternya. Hasil studi ini diharapkan memperkuat interpretasi seismik untuk pemisahan fluida dan litologi. Selanjutnya, melalui studi diharapkan dapat digunakan untuk mengoptimalkan produksi oil dan gas dan di lapangan AA.

---

At AA Field, we applied seismic AVO inversion methods to generate acoustic impedance volume. The results of this approach provide not only better resolution for more accurate structural interpretations, but also allow us to perform better fluids and reservoir properties predictions. Seismic AVO inversion transforms seismic data into P-impedance (product of density and P-wave velocity), S-impedance (product of density and S-wave velocity), and density (ρ) for better discrimination on fluid and lithology effects. Prior to AVO Inversion, rock physics of the reservoir were analyzed for Fluid Replacement Modeling (FRM) purposes. Through this FRM, we employed Biot Gassmann fluid substitution to investigate fluid effects on rocks elastic properties. Initially, we setup input logs of Vp, Vs, ρ, and fluid saturation (Sw) with known fluid type. Later on the workflow, analysis was carried-out through comparison between well synthetic seismogram of different fluids or rock properties with seismic data using extracted wavelet. Different fluid with different rock properties exhibit different amplitude responses and characters. This study has enhanced our seismic interpretation for fluid and lithology discriminations. Furthermore, this study can be used for optimization of oil and gas productions at AA Field."

"Perubahan sifat-sifat batuan seperti porositas, densitas, saturasi dan lain-lain terefleksikan oleh perubahan impedansi seismik. Seperti diketahui, inversi seismik memungkinkan kita untuk mencari korelasinya pada domain impedansi, yang secara unik sering mencirikan perubahan sifat-sifat batuan. Namun demikian, analisa dari seismic inversi full stack gelombang-P membawa kita pada kesimpulan yang membingungkan pada banyak situasi explorasi.Dengan melakukan inversi simultan, kita diarahkan pada interpretasi hasil inversi yang lebih pasti dimana kita dapat mengestimasi densitas, impedansi P dan S yang memberikan respon yang cukup berbeda dalam memisahkan pengaruh lithology dan fluida. Dengan menggunakan konsep matematika inversi AVO, inversi simultan menggunakan data partial angle stack yang kemudian diinversikan secara bersamaan menggunakan wavelet yang di extract dari setiap offset.Kemudian dengan mengkombinasikan parameter-parameter ini dengan teknik analisa rock physics yang dapat digunakan sebagai alat untuk memprediksi distribusi lithology, porositas dan saturasi.Kemudian parameter-parameter ini juga dapat ditransformasikan menjadi Lambda-Rho yang dapat digunakan sebagai indikator kandungan fluida di pori batuan. Akhirnya dengan menganalisa peta distribusi sifat batuan yang di overlay dengan peta struktur dan sumur produksi, kita dapat mengidentifikasi area potensial untuk strategi pengembangan lebih lanjut untuk mengoptimalkan pengurasan hidrokarbon pada area studi.

---

The change of lateral rock properties such as porosity, density, fluid saturation etc are reflected in seismic impedance changing. It is known widely that seismic inversion allows us for correlation investigation in the impedance domain which often highlights uniquely the change of rock properties. However the analysis of the early P-wave fullstack seismic inversion data alone can lead to ambiguous conclusions in many exploration situations.

Answering this problem, performing simultaneous inversion will bring us to a less ambiguous interpretation of our inversion results in which we are able to estimate Density, P and S-impedance which have sufficiently different response to discriminate fluid and lithology effects. Utilizing the mathematical concept of AVO inversion, simultaneous inversion use partial angle stack data which can be inverted simultaneously using wavelet extracted from each offset.

Later, these parameters combined with rock physics technique analysis can be used as a tool to predict sand, porosity and saturation distribution. Also, they can be transformed to Lambda-Rho (λρ) that is used for pore fluid content indicator. Finally by analyzing the rock properties distribution map overlaid by structure map and producer well, we can identify the potential area for further development strategy to optimize the hydrocarbon recovery of the study area."

"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."