Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Inversi seismik deterministik sudah banyak digunakan dalam lapangan eksplorasi dan pengembangan. Metode ini digunakan sebagai salah satu cara untuk karakterisasi reservoir dengan menghilangkan efek wavelet sehingga dapat membantu interpreter untuk memetakan struktur bawa permukaan dengan lebih baik. Akan tetapi, metode ini memiliki limitasi karena menggunakan impedansi rata-rata dari layer seismik dimana pada umumnmya nilai impendansi lebih kecil daripada impedansi data sumur sehingga dihasilkan model inversi yang tidak sesuai. Metode inversi stokastik menggunakan konsep geostatistikal, dimana variogram berperan penting dalam menghasilkan output yang sesuai. Pada inversi stokastik dihasilkan banyak realisasi inversi yang digunakan sebagai basis dalam analisis uncertainty, tiap realisasi akan sama pada tiap lokasi sumur yang digunakan namun akan berubah seiring dengan bertambahnya jarak spasial dari lokasi sumur. Metode inversi stokastik akan diaplikasikan pada lapangan gas “K” yang terletak di lepas pantai cekungan Bonaparte, Indoensia Timur. Data yang tersedia antara lain, sebagian dari 3D PSTM angle gather dengan luasan 1,300 km2, 3 sumur dengan data P-Sonic, S-Sonic, densitas, Gamma Ray, dan log resistivitas. Tambahan data berupa report komplesi dan report well testing tersedia untuk beberapa sumur. Lapangan gas “K” terletak pada undeformed continental margin Australia yang melampar kearah lndonesia, dimana secara geologi lapangan “K” terletak pada area Timur dari Sahul Platform dan memiliki struktur berupa tiltef fault block. Lapangan ini memiliki reservoir batupasir formasi Plover yang tersaturasi gas dengan hidrokarbon kolom cukup signifikan, dimana reservoir terdeposisi pada lingkungan shallow marine pada umur Middle Jurasic. Target utama pada lapangan gas “K” merupakan strukutural trap berupa horst block, tilted fault block yang berada dibawah sub-unconformity di umur Palaezoic. Penerapan metode inversi stokastik pada lapangan gas “K” menghasilkan kelebihan yang cukup signifikan dibandingkan dengan inversi deterministik. Reservoir pada lapangan gas “K” terdiri dari batupasir dengan persilangan shale tipis. Metode inversi stokastik dapat membedakan antara batupasir yang tersaturasi gas dengan intraformational shale tipis yang tidak teresolusi oleh seismik dan inversi deterministik. Hasil realisasi dapat digunakan untuk analisis uncertainty dengan probabilitas P10, P50, dan P90 dari facies yang dihasilkan. ......Deterministic seismik inversion method has been successfully used in various projects in exploration and development. This method enables the interpreter to get better understanding of subsurface by omitting the wavelet and tuning effects therefore quantitative reservoir properties can be generated. However, this method has significant limitation by generating average impedances of each layer, and the range of values is smaller than the impedance from the wells therefore the inversion will not produce results that are not within the calibration range. Stochastic seismik inversion is done by conditioning well data and reproducing spatially varying statistics using variogram which could overcome the deterministic limitation. This method generates multiple realizations of high-frequency elastic properties that are consistent with both seismik amplitude and well data. In such instances, stochastic seismik inversion method could provide the uncertainties associated with the models that have been generated. The proposed method is applied in “K” gas field which located in the offshore Bonaparte Basin, Eastern Indonesia. The available dataset for this work includes : part of PSTM 3D which cover 1,300 km2 in angle gather, and 3 wells with compressional sonic, shear sonic, density, gamma ray, and resistivity logs. Additional well completion and well testing reports are available for some wells. Geologically, the “K” field is located within relatively undeformed Australian continental margin that extends into Indonesian waters. It lies on the eastern extremity of the Sahul Platform and occupies a large tilted fault block bounded to the east and south by the Calder-Malita Grabens. This field contains a significant gas column, reservoired within shallow marine, highly mature, quartzose sandstone of the Middle Jurassic Plover Formation. Potential targets in the area may be large folds, horst blocks, tilted fault blocks ad sub-unconformity traps in the Palaeozoic section. The application of stochastic seismik inversion showed significant benefits compared to deterministic especially in “K” gas field where the reservoirs are stacked sandstone with intraformational shale. Some of the reservoir and all the intraformational shales are below seismik resolution. Stochastic seismic inversion able to distinguish those features, in addition the inverted volumes with multiple realizations with ranking criteria for P10, P50, and P90 of facies could be utilized to reduce the risk associated with exploration plan and field development.

Abstrak :
Lapangan Eka terletak di Cekungan Sumatra Tengah, dengan reservoar berupa batuan sedimen tersier utama yang memproduksi hidrokarbon. Reservoar lapisan tipis ini berada Formasi Bekasap dan dibagi menjadi 3 zona reservoar utama Bekasap A, B, dan C. Karakterisasi reservoir dilakukan untuk mendelineasi distribusi reservoir dalam Formasi Bekasap dengan menggunakan inversi seismik, Inversi Deterministik DI , dan Inversi Geostatistik GI. GI adalah metode simulasi yang menggunakan data seismik, hasil DI, dan data log sumur. GI dapat memisahkan reservoir yang tebal menjadi beberapa lapisan tipis yang ketebalan sebenarnya di bawah ketebalan tuning. Analisis cross plot menunjukkan Impedansi Akustik AI tidak dapat membedakan litologi antara pasir dan serpih dalam Formasi Bekasap. Namun, AI cukup baik dalam memisahkan pasir dan serpih pada Bekasap A dan Bekasap B. Lithologi pasir memiliki nilai impedansi akustik yang berkisar antara 18213 - 25043 gr / cm3 ft / s. Pasir berpori reservoir memiliki parameter cutoff tambahan yang porositasnya total, berkisar antara 0.2649 - 0.4136. Hasil DI mencitrakan hasil blocky pada distribusi batu pasir. Keterbatasan inversi deterministik dalam resolusi vertikal membuatnya sulit untuk membedakan reservoar berlapis tipis dan mengasumsikan lapisan tersebut sebagai satuan tubuh pasir yang tebal. DI juga tidak bisa menyelesaikan masalah non-keunikan. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menggambarkan distribusi reservoir dengan resolusi lebih tinggi. GI diterapkan pada alur kerja inversi. Hasil GI dapat mencitrakan distribusi reservoar berlapis tipis yang DI tidak dapat selesaikan. ......Eka field is located in Central Sumatra Basin, the largest principal Indonesia tertiary sediment basin producing hydrocarbon. Having great potential to produce hydrocarbon, Bekasap Formation were divided into 3 reservoir zones Bekasap A, B, and C. Reservoir characterization was conducted to delineate the distribution of reservoir within Bekasap Formation by generating seismic inversions, Deterministic Inversion DI, and Geostatistic Inversion GI . GI is a simulation method honoring seismic data, DI result, and well log data. The GI can separate the blocky layers of the reservoir into several thin layers which thicknesses are below the tuning thickness. Cross plot analysis showed the Acoustic Impedance AI cannot distinguish lithology between sand and shale in Bekasap Formation. However, AI is was quite good in separating sand and shale on Bekasap A and Bekasap B. The sand lithology has the value of acoustic impedance ranges from 18213 ndash 25043 gr cm3 ft s. The porous sand reservoir has additional parameter cut off which is porosity total, ranging from 0.2649 ndash 0.4136. DI result shows the blocky event on sand distribution. The limitation of deterministic inversion in vertical resolution makes it hard to differentiate the thin bed layers of reservoir which assumes the layers as one thick body sand. DI cannot resolve the non uniqueness matter. The aim of this research is to delineate the distribution of the reservoir with higher resolution. GI is applied to the inversion workflow. GI results in high definition imaging that can highlight the distribution of the thin bed reservoirs which DI cannot.

Abstrak :
Lapangan “D” merupakan lapangan yang berada di Offshore Delta Mahakam, Cekungan Kutai. Lapangan ini memiliki dua sumur yaitu D-1 dan D-2, data seismik 3-D post-stack, serta data seismik partial stack yaitu near dan far. Berdasarkan data sumur, lapangan ini memiliki reservoir yang bersifat heterogen. Daerah interest pada lapangan ini dibatasi oleh horizon D Atas dan D Bawah. Dengan keadaan lapangan yang seperti ini maka metode yang dianggap tepat untuk melakukan evaluasi terhadap lapangan “D” adalah metode inversi geostatistik dimana metode ini akan menghasilkan gambaran yang lebih detail karena menggunakan pendekatan secara geostatistik dan dilakukan simulasi secara menerus dengan kombinasi metode SGS (Sequential Gaussian Simulastion) dan Bayesian. Dengan kata lain, tujuan dilakukannya penelitian ini adalah mengkarakterisasi reservoir pada zona interest dan mendapatkan model bawah permukaannya dengan menggunakan inversi geostatistik serta membandingkan hasilnya dengan inversi deterministik. Dimana metodenya adalah melakukan inversi impedansi akustik dengan metode geostatistik dan deterministik. Setelah didapatkan penampang impedansi akustik dari metode geostatistik, impedansi akustik sumur dikorelasikan dengan porositas dan densitas  dimana dari korelasi ini didapatkan persamaan empirik yang digunakan untuk menyebarkan porositas dan densitas di penampang impedansi akustik hasil dari inversi geostatistik. Dari hasil inversi diketahui persebaran litologi dimana litologi di zona interest antara lain batu pasir dan shale yang bersifat random dengan sisipan limestone. Ketika membandingkan hasil inversi geostatistik dengan inversi deterministik, hasil inversi geostatistik menunjukkan lapisan yang lebih tipis dibandingkan dengan hasil inversi deterministik dan lebih mendekati secara geologi. Selain inversi, dilakukan analisa fluid factor dengan memanfaatkan data seismik partial-stack dan terlihat adanya amplitudo kuat di zona interest yang merupakan indikasi adanya hidrokarbon. ......“D” field is located in the Offshore of Mahakam Delta, Kuta Basin. This field has two wells, namely D-1 and D-2, 3D seismic data post-stack, also partial-stack seismic data, near and far. Based on well data, this field has random reservoir. The area of interest in this field is limited by D Atas and D Bawah horizons. With this condition, the method that is considered appropriate for evaluating the “D” field is geostatistical inversion method. This method can produce more detailed model because it uses geostatistical approach and continuous simulation with combination of SGS (Sequential Gaussian Simulation) and Bayesian method. In other words, the purpose of this study is to characterize the reservoir in the interest zone and obtain the subsurface model using geostatistic inversion and compare the results with deterministic inversion. First, do inversion for acoustic impedance (deterministic and geostatistic) then correlated acoustic impedance of well log data with porosity and density. From this correlation, the empirical equation is used for distribute the porosity and density in the acoustic impedance section as the result of geostatistic inversion. From the inversion results, it is known that the lithology in the interest zone are sandstone and shale that are distributed randomly with interbedded limestone. The model from geostatistic inversion show thinner layers and closer geologically than the model from deterministic result. In addition, fluid factor is carried out by using partial-stack seismic data and shows strong amplitude in the interest zone which indicates the presence of hydrocarbon.

Abstrak :
Metode inversi seismik deterministik merupakan salah satu metode yang digunakan dalam proses karakterisasi reservoar. Metode ini digunakan karena ia dapat menggambarkan kondisi bawah permukaan melalui nilai impedansi akustik yang dihasilkannya. Akan tetapi, nilai impedansi akustik yang dihasilkan oleh inversi seismik deterministik dinilai kurang representatif dalam proses karakterisasi reservoar karena dalam proses inversinya hanya dihasilkan satu realisasi saja. Oleh karena itu, dikembangkan metode inversi stokastik yang menggunakan konsep geostatistik. Di mana ia akan menghasilkan beberapa realisasi nilai impedansi akustik untuk meminimalisir ketidakpastian. Penelitian ini memanfaatkan metode inversi geostatistik untuk proses karakterisasi reservoar pada lapangan “X” di Laut Utara. Pada penelitian ini digunakan data seismik 3D post-stack migration dan dua sumur. Melalui penerapan inversi geostatistik di zona target pada lapangan “X” diketahui bahwa pada zona target, litologinya merupakan batu pasir dan shale yang posisinya berselingan dan tidak terlihat indikasi keberadaan fluida hidrokarbon. ......Deterministic seismic inversion method is one of the methods used in the reservoir characterization process. This method is used because it can describe the subsurface conditions through acoustic impedance value. However, the value of acoustic impedance produced by deterministic seismic inversion is considered less representative in the reservoir characterization process because the inversion only produces one realization of acoustic impedance. Therefore, a stochastic inversion method was developed. The method used a geostatistical concept where it will result in several realizations of acoustic impedance values to minimize uncertainty. This study utilizes the geostatistical inversion method for the reservoir characterization process in the "X" field in the North Sea. In this study, 3D post-stack migration seismic data and two wells were used. Through the application of geostatistical inversion in the target zone on the "X" field, it is known that in the target zone, the lithology is sandstone and shale which are alternately positioned and there is no indication of the presence of hydrocarbon fluids.

Abstrak :
Data seismik 2D post ? stack pada lapangan Phy memiliki kecenderungan anomali indikator hidrokarbon bright spot pada interval waktu 1265 hingga 1365 ms. Inversi geostatistik dilakukan dengan tujuan mendapatkan penampang impedansi akustik yang lebih detail secara vertikal daripada inversi deterministik dan proporsi pay sand yang mengacu pada data seismik maupun sumur. Inversi geostatistik pada mulanya membutuhkan hasil inversi deterministik seperti sparse - spike terkonstrain atau inversi simultan yang berusaha menghasilkan penampang impedansi akustik yang paling tinggi rasio sinyal terhadap noisenya. Pada inversi geostatistik, masukan yang diperlukan yaitu penampang impedansi akustik yang digunakan untuk menjadi informasi lateral dan data sumur yang digunakan sebagai informasi vertikal. Penampang impedansi akustik akan menghasilkan model konvolusi seismik yang terkontrol oleh variogram lateral, data sumur menghasilkan klasifikasi litologi menggunakan analisis crossplot, histogram, dan probability density function. Simulasi geostatistik kemudian dilakukan pada saat melakukan perhitungan estimasi proporsi impedansi akustik dan pay sand di interval 1265 ? 1365 ms menggunakan teorema Bayesian untuk memperoleh probabilitas masing - masing proporsi dan simulasi Markov Chain Monte Carlo untuk menghasilkan model reservoir yang integrasi modelnya akan konvergen ke satu nilai distribusi yang paling representatif dengan data seismik yang dimiliki. Hasil inversi geostatistik menunjukkan hasil inversi yang lebih tajam dengan harga impedansi akustik (5 - 5.4e+06) kg/m3m/s dan proporsi pay sand yang terlihat sebagai warna coklat dalam penampang pay sand. ......Seismic data 2D post ? stack of Phy field has tendency of direct hydrocarbon indicator of bright spot anomaly on time interval 1265 to 1365 ms. Geo-statistical inversion is performed with objectives to obtain acoustic impedance section with more detail information vertically better than deterministic inversion and to get pay sand proportion that respect seismic and well log data. Firstly, geostatistical inversion needs the product of deterministic inversion such as sparse - spike inversion which try to produce acoustic impedance section with high signal to noise ratio. On geostatistical inversion, acoustic impedance section is used as lateral information and well log data is used as vertical information. Acoustic impedance section will produce seismic convolution model that controlled by lateral variogram, well log data will produce lithological classification using cross plot analysis, histogram, and probability density function. Geostatistical simulation is then conducted when calculating proportion estimation of acoustic impedance and pay sand on time interval 1265 ? 1365 ms using Bayesian theorem to get each proportion probability and Markov Chain Monte Carlo simulation to build reservoir models that will be integrated until they converges into one value of representative target distribution in seismic data. Geostatistical inversion result shows more detail inversion result with AI value of (5 - 5.4e+06) kg/m3m/s and pay sand proportion that is shown as brown coloured section on pay sand section.