Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."

"Cekungan Sumatra Selatan adalah salah satu wilayah yang memiliki potensi besar dalam cadangan minyak bumi dan gas, terutama di Formasi Talang Akar. Untuk mengoptimalkan eksplorasi dan produksi di cekungan ini, dibutuhkan studi yang melibatkan bidang geologi untuk menemukan dan mengembangkan potensi baru. Penelitian ini difokuskan pada Formasi Talang Akar Bagian Bawah, dengan menggunakan beberapa sumur bor di daerah penelitian. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis persebaran dari variasi litologi dan menganalisis fasies dan sistem pengendapan berdasarkan pola elektrofasies pada tiap sumur daerah penelitian dari batuan penyusun Formasi Talang Akar Bagian Bawah pada lapangan “X”. Metode yang digunakan dalam penelitian ini melibatkan data batuan inti dan data sumur. Kedua jenis data tersebut memiliki peran penting dalam mengkarakterisasi batuan penyusun yang terdapat di daerah penelitian. Analisis fasies dan sistem pengendapan digunakan untuk menggambarkan sifat dan lingkungan deposisi batuan, yang diambil dari data batuan inti yang akan digunakan sebagai validasi terhadap interpretasi data sumur atau elektrofasies. Hasil penelitian menunjukkan bahwa daerah penelitian dapat dibagi menjadi beberapa elemen yaitu, fluvial meandering channel, floodplain, tidal distributary channel, distributary mouth bar, dan delta front/marine shale. Elemen tersebut terendapkan pada dua sistem pengendapan yang berbeda, yaitu meandering system dan tide dominated delta system. Hasil interpretasi log gamma ray pada tiga sumur menunjukkan dua litologi utama: sandstone dan shale. Persebaran litologi dan pola penyusunannya dapat dikorelasikan antar sumur. Namun, satu tubuh sandstone tebal di dasar sumur B-1 tidak ada pada dua sumur lainnya. Secara vertikal, pola litologi dari log gamma ray menunjukkan beberapa tren, termasuk fase yang didominasi oleh sandstone dan fase yang didominasi oleh shale. Dalam penelitian ini, analisis fasies dan sistem pengendapan akan memberikan pemahaman yang mendalam tentang karakteristik batuan dan lingkungan deposisi di Lapangan “X”, Formasi Talang Akar Bagian Bawah. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan kontribusi atau sudut pandang baru terhadap kegiatan pengembangan lapangan minyak dan gas bumi pada daerah penelitian.

---

The South Sumatra Basin is one of the regions with significant potential for oil and gas reserves, especially within the Talang Akar Formation. To optimize exploration and production in this basin, a study involving the field of geology is needed to discover and develop new potentials. This research focuses on the Lower Talang Akar Formation, using several drilling wells in the research area. The objective of this study is to analyze the distribution of lithological variations and to analyze facies and deposition systems based on electrofacies patterns in each well within the research area of the Lower Talang Akar Formation in the "X" field. The methods employed in this research involve core rock data and well data. Both types of data play a crucial role in characterizing the constituent rocks present in the research area. Facies and deposition system analysis are used to depict the nature and depositional environment of the rocks, derived from core rock data, which will be used as validation for the interpretation of well data or electrofacies. The research results indicate that the research area can be divided into several elements, namely fluvial meandering channels, floodplains, tidal distributary channels, distributary mouth bars, and delta fronts/marine shales. These elements are deposited within two distinct deposition systems, namely the meandering system and the tide-dominated delta system. The interpretation results of the gamma-ray log in the three wells indicate two main lithologies: sandstone and shale. The distribution of lithology and its arrangement can be correlated between wells. However, a thick sandstone body at the base of well B-1 is not present in the other two wells. Vertically, the lithology pattern from the gamma-ray log indicates several trends, including phases dominated by sandstone and phases dominated by shale. In this study, facies and deposition system analysis will provide an in-depth understanding of rock characteristics and depositional environments in the "X" field of the Lower Talang Akar Formation. This research is expected to contribute new insights or perspectives to the development of oil and gas fields in the research area."

"Formasi Talang Akar yang saat ini merupakan reservoir utama penghasil hidrokarbon yaitu sebanyak 75% akumulasi hidrokarbon dari Cekungan Sumatra Selatan dihasilkan oleh Formasi Talang Akar. Untuk memaksimalkan serta menemukan zona reservoir baru yang dapat dijadikan zona potensi akumulasi hidrokarbon, maka penelitian ini dilakukan yaitu dengan menentukan atau mengidentifikasi zona potensi reservoir hidrokarbon pada Formasi Talang Akar. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa data yaitu data log, Routine Core Analysis (RCA), data XRD, data mudlog, dan data biostratigrafi dengan pengolahan data yang dilakukan yaitu secara kualitatif dan secara kuantitatif. Berdasarkan pengolahan data secara kualitatif dapat diamati litologi dari seluruh sumur yaitu berupa batupasir dengan selingan serpih dan terdapat beberapa endapan tipis batubara. Penentuan litologi ini dapat dilihat dari pembacaan log dan dengan validasi data mudlog. Berdasarkan analisis kuantitatif atau petrofisika, hasil perhitungan parameter petrofisika pada sumur penelitian didapatkan rata-rata pada zona hidrokarbon dengan Volume Shale (Vshale): 0,195 s.d. 0,298 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 19% s.d. 34%, Saturasi Air (Sw): 0,371 s.d. 0,616 V/V. Nilai cut off yang digunakan untuk menentukan ketebalan zona hidrokarbon (net pay) yaitu Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, dan Sw ≤ 0.7 V/V. Ketebalan zona hidrokarbon dari masing-masing sumur yaitu X1: 18,5 ft, X2: 13 ft, X3: 4,7 ft, X4: 63 ft, dan X5: 1,7 ft.

---

The Talang Akar Formation is currently the main hydrocarbon-producing reservoir, 75% of the hydrocarbon accumulation of the South Sumatra Basin is produced by the Talang Akar Formation. To maximize and find new reservoir zones that can be used as potential hydrocarbon accumulation zones, this research was conducted by determining or identifying potential hydrocarbon reservoir zones in the Talang Akar Formation. This research was conducted using several data, namely log data, Routine Core Analysis (RCA), XRD data, mudlog data, and biostratigraphic data with data processing carried out qualitatively and quantitatively. Based on qualitative data processing, it can be observed that the lithology of all wells is sandstone with shale interludes and there are several thin deposits of coal. This lithology determination can be seen from log readings and by validating mudlog data. Based on quantitative or petrophysical analysis, the results of the calculation of petrophysical parameters in the research wells obtained an average in the hydrocarbon zone with Volume Shale (Vshale): 0.195 to 0.298 V/V, Effective Porosity (PHIE): 19% to 34%, Water Saturation (Sw): 0.371 to 0.616 V/V. The cut off values used to determine the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) are Vshale ≤ 0.4 V/V, PHIE ≥ 12%, and Sw ≤ 0.7 V/V. The hydrocarbon zone thickness of each well is X1: 18.5 ft, X2: 13 ft, X3: 4.7 ft, X4: 63 ft, and X5: 1.7 ft."

"Inversi seismik merupakan suatu metode yang telah banyak dilakukan dalam eksplorasi hidrokarbon. Salah satu metode inversi yang sering digunakan adalah inversi deterministik yang mampu menghasilkan model bawah permukaan bumi. Akan tetapi, data seismik memiliki keterbatasan frekuensi yang menyebabkan inversi deterinistik tidak dapat menampilkan model dengan frekuensi tinggi. Sehingga, lapisan tipis pada reservoir tidak dapat diidentifikasi dengan baik. Permasalahan tersebut dapat diatasi dengan inversi stokastik. Inversi stokastik menggunakan variogram dan konsep Bayesian untuk menghasilkan model permukaan bawah dengan resolusi yang lebih detail. Penerapan inversi stokastik dilakukan pada Lapangan “Purwo” Cekungan Sumatra Selatan yang telah terbukti sebagai penghasil migas di Indonesia. Lapangan “Purwo” memiliki reservoir batu pasir pada formasi Talang Akar yang tersaturasi gas. Formasi tersebut memiliki struktural trap berupa tilted fault block dengan lingkungan pengendapan berupa fluvial dan deltaic. Hal tersebut memungkinkan adanya heterogenitas reservoir yang menyebabkan reservoir memiliki ketebalan yang tipis. Identifikasi reservoir tipis pada penelitian ini menggunkan integrasi antara inversi stokastik, analisis petrofisika, dan multiatribut seismik. Hasil analisis petrofisika menunjukkan adanya reservoir tipis yang potensial dengan ketebalan 13 ft. Sedangkan tunning thicknes data seismik adalah sebesar 74 ft. Hasil inversi stokastik mampu mendeliniasi reservoir tersebut dengan baik dibandingkan inversi determnistik. Hasil inversi stokastik digunakan sebagai atribut eksternal dan mampu menghasilkan model porositas yang lebih detail dengan menggunakan metode multiatribut seismik. Hasil persebaran porositas menunjukkan formasi Talang Akar bagian bawah memiliki reservoir yang potensial dengan rentang nilai porositas sebesar 0.10 – 0.26 v/v.

---

Seismic inversion is a widely used method in hydrocarbon exploration. One commonly employed inversion method is deterministic inversion, which is capable of producing subsurface models. However, seismic data has frequency limitations that prevent deterministic inversion from depicting high-frequency models. Consequently, thin layers within reservoirs cannot be well-identified. This issue can be addressed using stochastic inversion. Stochastic inversion employs variograms and Bayesian concepts to produce more detailed subsurface models. The application of stochastic inversion was conducted in the “Purwo” Field of the South Sumatra Basin, which has been proven to be a hydrocarbon-producing area in Indonesia. The “Purwo” Field has a sandstone reservoir in the Talang Akar Formation saturated with gas. This formation features a structural trap in the form of a tilted fault block with fluvial and deltaic depositional environments. Such characteristics suggest reservoir heterogeneity, resulting in thin reservoir layers. Thin reservoir identification in this study integrates stochastic inversion, petrophysical analysis, and seismic multi-attribute analysis. Petrophysical analysis results indicate the presence of a potential thin reservoir with a thickness of 13 feet, while the seismic tuning thickness is 74 feet. Stochastic inversion successfully delineates the reservoir more effectively than deterministic inversion. The stochastic inversion results are used as external attributes and can generate more detailed porosity models using seismic multiattribute methods. The porosity distribution results show that the lower part of the Talang Akar Formation contains a potential reservoir with porosity values ranging from 0.10 to 0.26 v/v. "