Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah penelitian terletak di utara Delta Mahakam Kalimantan Timur dan termasuk ke dalam Cekungan Kutai. Penelitian dilakukan terhadap Interval “J” Lapangan “X” Formasi Pulaubalang Cekungan Kutai yang tersusun atas perselingan batupasir, batulempung, dan batubara. Formasi ini umumnya diendapkan pada lingkungan pengendapan delta dan merupakan salah satu interval penghasil hidrokarbon di Cekungan Kutai.Studi ini dilakukan dengan pendekatan litofasies, elektrofasies, fasies pengendapan, dan petrofisika untuk mengetahui karakteristik reservoir untuk setiap fasies pengendapan. Data yang digunakan diperoleh dari 5 sumur yang meliputi data mudlog, batuan inti, dan log sumur.Dari hasil penelitian, terdapat empat litofasies pada interval “J” yaitu litofasies batupasir blocky, litofasies batulempung, litofasies perselingan batulempung, batupasir dan batubara, serta litofasies batulempung sisipan batupasir dan batubara. Berdasarkan data wireline log, karakteristik elektrofasies terdiri atas cylindrical/blocky, funnel, bell, and serrated. Lingkungan pengendapan batuan Interval “X” berkisar dari daerah distributary channel hingga delta front pada lingkungan transisi delta. Litofasies batupasir blocky diendapkan pada lingkungan distributary channel, litofasies batulempung diendapkan pada lingkungan floodplain, litofasies perselingan batulempung, batupasir dan batubara diendapkan pada lingkungan floodplain-crevasse splay, dan litofasies batulempung sisipan batupasir dan batubara diendapkan pada lingkungan floodplain-crevasse splay.Berdasarkan kombinasi litofasies dan elektrofasies, sebaran fasies pengendapan dapat dikelompokkan menjadi lima fasies pengendapan yaitu Fasies Channel, Crevasse Splay, Delta Front, Point Bar, dan Flood Plain. Dari analisis petrofisika, diketahui Fasies Channel adalah batuan yang paling baik berperan sebagai reservoir dengan volume serpih rata-rata 40.06%, porositas efektif 7,81% dan saturasi air 80,34%, sementara fasies floodplain memiliki rata-rata volume serpih 89,13%, porositas efektif 0,93% dan saturasi air 96,15%, fasies ini lebih cocok berperan sebagai seal rock melihat tingginya nilai volume serpih dan rendahnya nilai porositas efektifnya.

---

Study area located at northern Mahakam Delta East Kalimantan and belongs to Kutai Basin. The study conducted for Interval “J,” Field “X” Pulaubalang Formation, Kutai Basin which composed of sandstone, claystone, and coal intercalation. This formation is mostly deposited in deltaic environment and is one of the most prolific hydrocarbon intervals in Kutai Basin.

This study was conducted with lithofacies, electrofacies, depositional facies, and petrophysical approach to find out the reservoir properties for each depositional facies. The data used obtained from 5 wells i.e. mudlog data, core, and well log.

From the results of the study, there are four lithofacies in the “J” interval: blocky sandstone lithofacies, claystone lithofacies, claystone-sandstone-coal intercalation lithofacies, claystone with sandstone-coal stringer lithofacies. Based on wireline log data, electrofacies characteristics consist of cylindrical/blocky, funnel, bell, and serrated. The depositional environment ranges from distributary channel to delta front in deltaic environments. Blocky sandstone lithofacies deposited in distributary channel, claystone lithofacies deposited in floodplain, claystone-sandstone-coal intercalation lithofacies deposited in floodplain-crevasse splay, dan claystone with sandstone-coal stringer lithofacies deposited in floodplain-crevasse splay environment.

Based on combination of lithofacies and electrofacies, depositional facies can be grouped into five depositional facies: Fasies Channel, Crevasse Splay, Delta Front, Point Bar, dan Flood Plain. From petrophysical analysis, channel facies is the best reservoir rock with average volume of shale 40.06%, effective porosity 7,81% and water saturation 80,34%. Floodplain facies have average volume of shale 89,13%, effective porosity 0,93% dan water saturation 96,15%, this facies is more suitable as seal rock with the high shale content dan low effective porosity."

"Melalui metode inversi seismik yang digabungkan dengan simulasi geostatistik diperoleh suatu gambaran yang lebih rinci mengenai karakter reservoar pada lapangan "X", Cekungan Kutai dibandingkan dengan metode inversi seismik secara deterministik baik secara lataeral maupun vertikal. Proses inversi terlebih dahulu dilakukan kemudian dilanjutkan proses simulasi geostatistik untuk menghasilkan kemungkinan-kemungkinan terbaik model sebaran properti lapisan zona target disesuaikan dengan kondisi geologi lapangan dan mendekati batasanbatasan data yang dimiliki. Analisa variogram terhadap sebaran data lateral maupun horizontal memerlukan pengerjaan khusus terkait isotropik dan anisotropik. Untuk pendekatan geostatistik inversi pada lapangan "X" Cekungan Kutai diperoleh sebaran data impedansi akustik dengan resolusi vertikal yang lebih baik dibandingkan hasil dari inversi biasa, walaupun secara statistik tidak nampak perbedaan. Simulasi probabilitas sebaran batu pasir terhadap hasil geostatistik inversi diperoleh sebagai hasil terbaik dari beberapa kemungkinankemungkinan yang ada.

---

Seismic inversion methods was combined with geostatistical simulation to obtain a more detailed picture of the characteristic of the reservoir on the field "X", Kutai Basin compared with the seismic inversion methods deterministically both lateral and vertically. Inversion process first made and then continued with geostatistical simulation process to produce the best possibilities layer property distribution models tailored to the target zone of the geological conditions of the field and approached the limits of data held.

Variogram analysis of the lateral and horizontal distribution of the data requires special processing adjustment associated to isotropic and anisotropic. For geostatistical inversion approach on the field "X" Kutai Basin acoustic impedance data obtained distribution with better vertical resolution than the result of the usual inversion, although the difference was not statistically visible. Simulating the probability distribution of sandstone on the results of geostatistical inversion was obtained as the best result of several possibilities exist."

"Metode seismik merupakan suatu metode geofisika yang hingga saat ini merupakan metode dipercaya dapat memberikan gambaran bawah permukaan dari suatu lapangan. Seismik inversi adalah salah satu dari banyak metode yang digunakan untuk karakterisasi reservoar. Dengan menggunakan inversi seismik simultan mampu mendapatkan jawaban yang lebih pasti dengan cara menganalisa impedansi P, impedansi S dan densitas. Lapangan X, pada zona dangkal merupakan zona produksi yang cukup menjanjikan. Sehingga, pengembangan pada zona ini cukup gencar. Namun, beberapa kali prediksi reservoar meleset dikarenakan lapisan coal yang melimpah. Sebelum melakukan analisa inversi seismik simultan, perlu diketahui terlebih dahulu hubungan sifat fisik batuan (Zp, Zs, VpVs, lamda-rho dan mhu-rho) dengan properti batuannya (densitas dan porositas). Studi kelayakan dilakukan dengan cara melakukan cross plot parameter fisik batuan untuk dapat mendefinisikan litologi dan fluida yang ada. Selanjutnya well-seismic tie dilakukan untuk mendapatkan korelasi dan koherensi antara data dari log sumur dengan data seismik. Interpretasi horison, struktur dan pembuatan model frekuensi rendah dilakukan untuk memahami keadaan geologi dari daerah penelitian. Pada akhirnya, inversi seismik simultan dapat dilakukan dengan tepat. Hasil dari analisa inversi seismik simultan adalah kisaran nilai Zp, Zs dan Dn untuk mengkarakterisasi reservoar. Selain itu, analisa mengenai LMR (lamda-mhurho) juga dilakukan untuk mendapatkan hasil yang lebih baik. Sehingga, persebaran reservoar pada daerah penelitian dapat diketahui.

---

Seismic is one of the methods in geophysics that until now still reliable for sub-surface imaging and interpretation of a field. Seismic inversion is one of the methods to characterize the reservoir. Using simultaneous seismic inversion, analyzing the P-impedance, S-impedance and density can be more convenient and certain.

X Field, especially in the shallow zone is a promising production zone. Hence, development in this zone is very incentive. Unfortunately, miss prediction sometimes happens due to coal layer that abundant. Relationship between rock physic (Zp, Zs, Vp/Vs, lamda-rho and mhu-rho) and rock property (density and porosity) must be understood prior to simultaneous seismic inversion analysis. Feasibility study was conducted by cross plotting among some parameters to define the lithology and fluids.

Well-seismic tie was conducted to have a good correlation and coherency between well-log data and seismic data. Horizon, structural interpretation and low frequency model were performed to have geological understanding of research area. The result of series steps previously then analyzed to have a good quality data. Eventually, the simultaneous seismic inversion can be performed in a proper way.

Result of the simultaneous seismic inversion analysis is a value of Zp, Zs and Dn for reservoir characterization. Moreover, LMR (lamda-mhu-rho) analysis can be performed to give more preferable result. Eventually, the distribution of gas-sand reservoir can be understood."

"Analisis fisika batuan adalah salah satu komponen kunci dalam eksplorasi, pengembangan, dan produksi hidrokarbon yang menyediakan hubungan antara parameter reservoar geologi dan sifat seismik. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis bagaimana pengaruh kandungan mineral lempung terhadap respon seismik AVO pada reservoar batupasir berdasarkan persamaan Gassmann di pemodelan fisika batuan. Metode yang dilakukan dalam penelitian ini adalah pemodelan fisika batuan dari dua data sumur X-19 dan X-15 di Lapangan 'D', Formasi Balikpapan, Cekungan Kutai. Pemodelan yang dilakukan baik pada sumur X-15 dan X-19, hanya dilakukan pada dua zona perwakilan. Zona A dan C untuk sumur X-15 serta zona K dan Q untuk sumur X-19. Proses pemodelan fisika batuan terdiri dari pemodelan mineral, fluida, serta kerangka batuan. Ketiganya dengan persamaan Gassmann akan digunakan untuk menghitung nilai pemodelan Vp, Vs, dan rb. Impedansi akustik dan impedansi elastik kemudian dihitung untuk mendapatkan nilai R q dari pendekatan Zoeppritz, dengan menggunakan persamaan Shuey. Sebagai kesimpulan, penelitian ini menunjukkan bahwa pengaruh yang paling terlihat dalam pemodelan adalah pada sumur X-19 di zona Q unsur mineral lempung adalah Smectite dan sumur X-15 di zona C unsur mineral lempung adalah Illite. Baik zona Q dan C terindikasi tersaturasi oleh gas. Smectite yang memiliki nilai modulus onggok dan rigiditas paling rendah diantara tipe lempung lainnya, mampu memperlambat kecepatan yang menjalar pada zona Q. Illlite yang memiliki nilai modulus onggok dan rigiditas yang lebih tinggi bila dibandingkan dengan Kuarsa, mampu mempercepat kecepatan yang menjalar pada zona A. Dan untuk nilai rb pemodelan di kedua zona Q dan C, menjadi lebih kecil bila dibandingkan dengan data riil.

---

Rock physics analysis is one of the key components in the exploration, development, and production of hydrocarbons that provide a link between geological reservoir parameters and seismic properties. The purpose of this study was to analyze the effect of clay mineral content on AVO seismic response on sandstone reservoir based on Gassmann equation in rock physics modeling. The method used in this research was rock physics modeling of two well data X 19 and X 15 in D Field, Balikpapan Formation, Kutai Basin. Modeling performed both on wells X 15 and X 19, was done on two representative zones. Zone A and C for well X 15 and zone K and Q for well X 19. The process of rock physics modeling consists of mineral, fluid, and modeling. All those three will be assembled with Gassmann equation to calculate the modeling of Vp, Vs, and rb. The acoustic impedance and shear impedance were then calculated to obtain the value of R q from Zoeppritz approximation, using the Shuey equation.

The most visible influence showed in modeling on well X 19, zone Q clay mineral element is Smectite and well X 15 in zone C clay mineral element is Illite. Both zone Q and C were indicated saturated by gas. Smectite which has the lowest bulk modulus and rigidity value of the other clay type, capable of slowing the velocity on zone Q. Illlite which has bulk modulus and rigidity value compared by Quartz, able to accelerate the velocity that propagates in zone A. And the value of rb modeling in both zones Q and C, becomes smaller when compared with real data."

"Karakterisasi reservoar merupakan sebuah serangkaian tahapan evaluasi, analisis serta interpretasi keadaan, kondisi reservoar. Rangkaian tahapan tersebut berguna untuk mengetahui segala karakter yang dibutuhkan untuk melakukan justifikasi apakah sebuah reservoar memiliki klasifikasi ekonomis atau non ekonomis. Untuk mendapatkan definisi karakter reservoar dengan akurasi yang baik, analisis kualitatif dan kuantitatif sangat dibutuhkan.Salah satu metode yang dapat mendefinisikan karakter reservoar secara lengkap adalah metode inversi seismik simultan. Sebuah metode inversi seismik dengan menggunakan data pre-stack mengintegrasikan beberapa sudut insiden dengan asosiasi wavelet pada masing-masing sudut dan integrasi data sumur. Implementasi dari metode tersebut dapat menghasilkan beberapa properti fisika batuan seperti kecepatan gelombang-P (Vp), kecepatan gelombang-S (Vs), densitas, rasio Vp/Vs, impedansi akustik gelombang-P (Zp), dan impedansi akustik gelombang-S (Zs). Properti-properti batuan tersebut akan dielaborasikan guna analisis kandungan fluida dan litologi bawah permukaan. Selain itu, transformasi Lambda-Mu-Rho dan scaled-Qp (SQp) dan scaled-Qs (SQs) juga diaplikasikan sebagai luaran model fisika batuan lebih lanjut. Kelebihan dari transformasi tersebut adalah tingkat keakuratan dalam diskriminasi litologi dan jenis fluida pori dalam reservoar hidrokarbon yang lebih baik. Selain itu, dilakukan pemodelan AVO sebagai klasifikasi kelas AVO pada reservoar gas wilayah penelitian. Sebagai bentuk validasi awal sebelum dilakukannya inversi seismik simultan dan impedansi elastik, dilakukan pemodelan substitusi fluida (FRM) sebagai pemodelan skenario fluida pengisi pori dalam reservoar gas.Intergrasi dari metode dan transformasi tersebut diaplikasikan pada Lapangan “NS” yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Selatan. Lapangan tersebut merupakan lapangan penghasil gas pada rentang reservoar Formasi 4 Ma hingga Formasi 7.6 Ma yang tercakup dalam Formasi Kampung Baru hingga Formasi Balikpapan. Hasil penelitian ini merupakan sebaran lateral indikasi keberadaan prospek hidrokarbon gas yang dicirikan dengan definisi properti Zp, densitas, Lambda-Rho, rasio Poisson, dan SQp dengan nilai relatif rendah, serta properti Zs, Mu-Rho, dan SQs dngan nilai relatif tinggi. Selain itu, hasil klasifikasi AVO menunjukkan bahwa reservoar gas tergolong sebagai kelas III dengan nilai produk AVO positif. Pembobotan zonasi hidrokarbon kemudian dilakukan untuk melihat zona-zona dengan indikasi hidrokarbon tertinggi hingga terendah pada Formasi 4 Ma dan Formasi 7.6 Ma.

---

Reservoir characterization is a series of evaluation, analysis, and interpretation stages of reservoir conditions. This series of stages helps know all the characteristics needed to justify whether a reservoir has an economic or non-economic classification. Qualitative and quantitative analysis is needed to define reservoir character with reasonable accuracy.

One method that can define the reservoir character thoroughly is the simultaneous seismic inversion method. A seismic inversion method incorporates several incident angles with wavelets at each angle and integrates well data. The implementation of this method can construct several rock physics properties such as P-wave velocity (Vp), S-wave velocity (Vs), density, Vp/Vs ratio, P-wave acoustic impedance (Zp), and S-wave acoustic impedance (Zs). These rock properties will be elaborated to examine fluid content and subsurface lithology. In addition, the Lambda-Mu-Rho and scaled-Qp (SQp) and scaled-Qs (SQs) transformations were also applied as the outcomes of further rock physics models. The advantages of this transformation are the accuracy in lithological discrimination and the better type of pore fluid in the hydrocarbon reservoir. AVO modeling as an AVO type classification was carried out in the gas reservoir in the research area. As a form of initial validation prior to simultaneous seismic inversion and elastic impedance, fluid substitution modeling (FRM) was carried out as a scenario modeling pore-filling fluid in a gas reservoir.

Integration of these methods and transformations is applied to the “NS” Field located in the Kutai Basin, South Kalimantan. The field is gas-producing in the reservoir range of the 4 Ma Formation to 7.6 Ma Formation, which is contained in the Kampung Baru Formation to the Balikpapan Formation. The results of this study are lateral distributions indicating the presence of hydrocarbon prospects characterized by the relatively low value of Zp, density, Lambda-Rho, Poisson ratio, and SQp properties with Zs, Mu-Rho, and SQs properties with relatively high values. In addition, the results of the AVO classification indicate that the gas reservoir is classified as class III with a positive AVO product value. The hydrocarbon zone weighting then showed the zones with the highest to lowest hydrocarbon indications in the 4 Ma Formation and 7.6 Ma Formation."

"Informasi komprehensif mengenai reservoar dapat diperoleh melalui karakterisasi reservoar. Karakterisasi reservoar melibatkan deskripsi sifat fisik batuan dan fluida dengan menggunakan data geofisika dan petrofisika. Salah satu metode efektif untuk karakterisasi reservoar adalah inversi seismik. Inversi seismik memanfaatkan data seismik dan data sumur untuk memodelkan kondisi geologi di bawah permukaan bumi. Metode inversi seismik simultan mampu mengestimasi impedansi-P, impedansi-S, dan densitas secara bersamaan. Proses ini mengintegrasikan data seismik, wavelet, dan data sumur dalam prosesnya. Hasil dari inversi simultan dapat ditransformasi menjadi parameter lame, yaitu λ (lambda), μ (mu), dan ρ (rho). Parameter ini digunakan dalam analisis lambda-mu-rho (LMR). Analisis LMR berhubungan dengan sifat batuan, yaitu inkompresibilitas (λρ) dan rigiditas (μρ) yang mana masing-masing berfungsi sebagai parameter indikator kandungan fluida dan litologi reservoar. Penelitian ini mengidentifikasi terdapat beberapa zona persebaran hidrokarbon masing-masing pada dua formasi wilayah penelitian dengan menggunakan hasil inversi simultan dan analisis LMR. Properti fisika batuan seperti impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, dan densitas dari hasil inversi simultan, serta parameter λρ dan μρ dari hasil transformasi LMR, menunjukkan respon yang saling mendukung terhadap keberadaan hidrokarbon. Zona indikasi hidrokarbon memiliki nilai impedansi-P, impedansi-S, VP, VS, densitas, λρ yang rendah dan μρ yang tinggi, sehingga sesuai dengan keberadaan pasir gas.

---

Comprehensive information about reservoirs can be obtained through reservoir characterization. Reservoir characterization involves describing the physical properties of rocks and fluids using geophysical and petrophysical data. One effective method for reservoir characterization is seismic inversion. Seismic inversion utilizes seismic data and well data to model geological conditions beneath the Earth's surface. The simultaneous seismic inversion method can estimate P-impedance, S-impedance, and density simultaneously. This process integrates seismic data, wavelets, and well data. The results of simultaneous inversion can be transformed into lame parameters, which are λ (lambda), μ (mu), and ρ (rho). These parameters are used in lambda-mu-rho (LMR) analysis. LMR analysis is related to rock properties, specifically incompressibility (λρ) and rigidity (μρ), which serve as indicators of fluid content and reservoir lithology. This study identifies several hydrocarbon distribution zones in two formations within the study area using the results of simultaneous inversion and LMR analysis. Rock physics properties such as P-impedance, S-impedance, VP, VS, and density from the simultaneous inversion, as well as λρ and μρ parameters from the LMR transformation, show consistent responses to the presence of hydrocarbons. Hydrocarbon indication zones exhibit low P-impedance, S-impedance, VP, VS, density, and λρ values, along with high μρ values, indicating the presence of gas sands."

"Batubara menjadi energi utama dalam kebutuhan pembangkit listrik. Oleh karena itu kegiatan eksplorasi dan produksi batubara masih perlu dilakukan. Penelitian ini dilakukan di wilayah pertambangan PT. Trisensa Mineral Utama, Kecamatan Loa Janan, Kabupaten Kutai Kartanegara, Provinsi Kalimantan Timur dengan keadaan geologi batubara yang terendapkan pada Formasi Balikpapan dan termasuk kategori kondisi geologi moderat, dengan keadaan lapisan batubara yang nyaris vertikal. Penelitian ini bertujuan untuk memodelkan dan menghitung sumber daya batubara di Lapangan WB. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode kualitatif berupa studi literatur dan pengamatan lapangan serta metode kuantitatif berupa pemodelan dan persamaan matematis perhitungan volume batubara yang dibantu oleh perangkat lunak Minescape 5.7. Studi literatur dilakukan untuk memperoleh teori-teori yang mendukung dalam kegiatan penelitian dan untuk mengetahui kondisi geologi daerah penelitian. Pengamatan lapangan digunakan untuk mengukur geometri aktual batubara daerah penelitian dan sebagai gambaran awal dalam melakukan pemodelan. Data yang digunakan dalam pemodelan dan perhitungan sumber daya batubara berupa 16 titik bor yang mencakup informasi data survei, litologi, dan kualitas batubara yang kemudian diinterpretasikan untuk menghasilkan model bawah permukaan dan besaran tonase sumber daya batubara. Berdasarkan hasil pemodelan, secara umum rata-rata kemiringan lapisan batubara pada daerah penelitian adalah sebesar 75o dengan ketebalan mulai dari 1,19 m hingga 6,14 m. Setelah dilakukan perhitungan, diketahui bahwa sumber daya tereka sebesar 234.396 ton, sumber daya tertunjuk sebesar 2.008.651 ton, dan sumber daya terukur sebesar 835.764 ton, sehingga total keseluruhan sumber daya pada Lapangan WB adalah sebesar 3.078.811 ton. Dengan mengetahui geometri batubara di bawah permukaan serta mengetahui besaran nilai sumber daya batubara di daerah penelitian tersebut, diharapkan dapat membantu dalam rencana penambangan di Lapangan WB ke depan.

---

Coal is the main energy for power plants. Therefore, coal exploration and production activities still need to be carried out. This research was conducted in the mining area of ​​PT. Trisensa Mineral Utama, Loa Janan District, Kutai Kartanegara Regency, East Kalimantan Province with geological conditions of coal deposited in the Balikpapan Formation and included in the category of moderate geological conditions, with almost vertical dipping of coal seam. This study aims to model and calculate coal resources in WB Field. The method used in this study is a qualitative method in the form of literature studies and field observations and quantitative methods in the form of modeling and mathematical equations for calculating coal volume assisted by Minescape 5.7 software. Literature study was conducted to obtain supporting theories in research activities and to determine the geological conditions of the research area. Field observations are used to measure the actual geometry of the coal in the research area and as an initial description in modeling. The data used in the modeling and calculation of coal resources are 15 drill points which include survey data, lithology, and coal quality information which are then interpreted to produce the subsurface model and the tonnage of coal resources. Based on the modeling results, in general the average slope of the coal seam in the study area is 75o with thickness ranging from 1.19 m to 6.14 m. After calculating, it is known that the inferred resource is 234,396 tons, the indicated resource is 2,008,651 tons, and the measured resource is 835,764 tons, so that the total resource in WB Field is 3,078,811 tons. By knowing the geometry of the coal below the surface and knowing the value of the coal resources in the research area, it is hoped that it will help in future mining plans at WB Field."