Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Formasi Arang merupakan salah satu reservoir penghasil gas pada Blok "X", Cekungan Natuna Barat. Formasi ini diendapkan pada lingkungan pengendapan delta yang cukup fluktuatif, sehingga dapat memengaruhi persebaran fasies yang berhubungan dengan zona prospek hidrokarbon. Untuk memaksimalkan kegiatan eksplorasi maupun eksploitasi lapangan penelitian dilakukan studi pada Formasi Middle Arang dan Upper Arang melalui analisis log yang ditunjang oleh data report core, report biostratigrafi, dan depth structure map. Berdasarkan analisis log secara kualitatif yaitu elektrofasies yang divalidasi dengan data geologi, daerah penelitian terbagi menjadi 3 pola elektrofasies, yaitu cylindrical, cylindrical (boxy), funnel dan diinterpretasikan 5 fasies pengendapan, yaitu distributary mouth bar, distributary channel, proximal delta front, distal delta front, dan prodelta. Pada analisis log kuantitatif (petrofisika), didapat rata-rata parameter petrofisika zona hidrokarbon pada sumur penelitian adalah Volume Shale (Vsh): 0.128 – 0.493 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 16.8 % s.d. 24.5 %, Saturasi Air (Sw): 0.467 s.d. 0.701 V/V. Nilai ketebalan zona hidrokarbon (net pay) dihitung dengan menggunakan nilai cut off sebesar 1) Vsh ≤ 0.6 V/V, 2) PHIE ≥ 7%, 3) Sw ≤ 0.75 V/V dengan ketebalan hidrokarbon pada masing-masing sumur adalah A-1: 52 ft, I-1: 29 ft, B-1: 1 ft, P-1: 108 ft, P-2: 195 ft, N-1: 137 ft, dan P-2: 151 ft ......Arang Formation is one of the gas-producing reservoirs in Block "X", West Natuna Basin. This formation was deposited in delta with fluctuating depositional facies, which can affect the facies distribution along with the hydrocarbon prospect zone. To maximize exploration and exploitation activities in the research field, a study was conducted on the Middle Arang and Upper Arang Formations through log analysis supported by core report data, biostratigraphic reports, and depth structure maps. Based on qualitative log analysis, electrofacies study which was validated with geological data, the study area is divided into 3 electrofacies patterns, such as cylindrical, cylindrical (boxy), funnel and interpreted into 5 depositional facies, namely distributary mouth bar, distributary channel, proximal delta front, distal delta front, and prodelta. Through quantitative log analysis (petrophysics), the average petrophysical parameters of the hydrocarbon zone in the study wells were: Shale Volume (Vsh): 0.128 – 0.493 V/V, Effective Porosity (PHIE): 16.8 % s.d. 24.5 %, Water Saturation (Sw): 0.467 to 0.701V/V. The value of the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) is calculated using a cut off value of 1) Vsh ≤ 0.6 V/V, 2) PHIE ≥ 7%, 3) Sw ≤ 0.75 V/V with the thickness of the hydrocarbon in each well being A-1: 52 ft, I-1: 29 ft, B-1: 1 ft, P-1: 108 ft, P-2: 19 5 ft, N-1: 137 ft, and P-2: 151 ft

Abstrak :
Inversi seismik konvensional yang menghasilkan penampang impedansi akustik kini terbatas dalam mengidentifikasi litologi. Telah dilakukan inversi prestack yakni simultaneous inversion yang mampu memprediksi tidak hanya parameter impedansi akustik, tetapi juga impedansi shear, dan densitas untuk mengatasi hal tersebut. Dengan memperoleh ketiga parameter tersebut, akan dapat diperoleh paramater lame berupa lamda-rho dan mu-rho yang lebih sensitif terhadap litologi dan fluida untuk mempertajam indentifikasi litologi maupun fluida reservoar. Inversi simultan, yang bertujuan mengkarakterisasi reservoar batupasir dan penyebaran gas ini, dilakukan pada kasus Lapangan ?C‟ yang terletak di Cekungan Natuna Barat. Inversi dilakukan pada data angle stack baik itu near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), dan far angle stack (25o-35o) dengan dua kontrol sumur yakni sumur CS-1 dan CSR-3. Inversi yang dilakukan juga meliputi analisis lambda-rho dan mu-rho yang diturunkan dari parameter impedansi akustik dan impedansi shear. Hasil yang diperoleh adalah penyebaran reservoar batupasir dapat diprediksi dengan menggunkan parameter impedansi shear dan mu-rho dengan cut off impedansi shear ± 3300 m/s*g/cc dan cut off mu-rho ± 11 GPa*g/cc sementara keberadaan gas dapat diprediksi dengan menggunakan parameter lambda-rho dan VpVs ratio dengan cut off lambda-rho ± 11 - 20 GPa*g/cc dan cut off VpVs ratio ± 1.8. Dengan demikian, reservoar batupasir dapat diperkirakan terletak di sekitar inversion anticline dengan pola pengendapan channel yang berada di sebelah tenggara daerah penelitian.

---

Conventional seismic inversion that produces cross-sectional acoustic impendance is limited in identifying lithology. Prestack inversion i.e.simultaneous inversion that is capable of predicting not only acoustic impedance parameter, but also the shear impedance and density has been applied to solve that problem. By obtaining these three parameters, we can get the parameters of lambda-rho and mu-rho that are more sensitive to lithology and fluid to sharpen the identification of lithology and fluid reservoir. Simultaneous inversion, that aims to characterize the sandstone reservoir and the distribution of gas, done in the case of ?C‟ Field located in the West Natuna Basin. Inversion performed on the data near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), and far angle stack (25o-35o) with two control wells CS-1 and CSR-3. Inversion carried out also includes the analysis of lambda-rho and mu-rho derived from the acoustic impedance and shear impedance. The obtained results are the distribution of sandstone reservoir can be predicted using the parameter of shear impedance and mu-rho with shear impedance cut off ± 3300 m/s*g/cc & mu-rho cut off ± 11 GPa*g/cc while the presence of gas can be predicted by using the parameter of lambda-rho and VpVs ratio with lambda-rho cut off ± 11 - 20 GPa*g/cc & VpVs ratio cut off ± 1.8. Thus, estimated sandstone reservoir is located around inversion anticline with the channel deposition in the southeast area of research.