Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Lapangan minyak Erfolg telah dieksploitasi sejak tahun 1990 dan sekarang lapangan ini sedang masuk ke dalam tahap EOR dengan menggunakan injeksi air. Untuk memantau proses injeksi air ini digunakan metode seismik 4D. Pemantauan yang spesifik dilakukan pada reservoir batupasir 34-1. Reservoir ini yang memiliki area yang luas dengan cadangan minyak yang besar akan tetapi memiliki nilai recovery factor yang rendah dengan kondisi geologi yang kompleks. Pada studi ini digunakan data seismik yang diambil dari tiga tahun yang berbeda, yaitu 1991, 2000 dan 2004. Ekstraksi nilai amplitudo dilakukan sepanjang horizon reservoar pada semua data seismik 4D (1991, 2000, dan 2004) untuk melihat perubahan yang terjadi pada reservoir. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa terjadi kenaikan nilai amplitudo dari tahun 1991 ke tahun 2000 dan penurunan nilai amplitudo pada tahun 2000 ke tahun 2004. Kenaikan nilai amplitudo pada tahun 2000 diduga karena adanya akumulasi gas selama proses produksi akibat penurunan tekanan reservoir, sedangkan penurunan nilai amplitudo di tahun 2004 disebabkan reservoir telah tersaturasi air hasil injeksi. Proses Fluid Replacement Modeling (FRM) dilakukan untuk mengetahui besarnya perubahan kandungan fluida (gas, air, dan minyak) di reservoir pada masing-masing tahun. Hasil FRM menunjukkan pada tahun 2000 gas menjenuhi hampir setengah bagian dari reservoir, sedangkan saturasi minyak mengalami penurunan sekitar 70 persen dari kondisi awal. Pada tahun 2004, hampir 60 persen reservoir jenuh oleh air dengan diikuti penurunan saturasi gas sebesar 30 persen dari tahun 2000. Hasil FRM ini memperkuat analisis peta amplitudo secara kuantitatif. ......Erfolg oil field has been exploited since 1990 and now the field is being entered into EOR stage using water flood. 4D seismic methods was used to monitor the water flood project. Specific monitoring was performed at 34-1 sandstone reservoir. This reservoir has a large area with huge oil reserves, but has a low recovery factor with complex geological conditions.The seismic data used in this study were acquired from three different years, i.e., 1991, 2000 and 2004. Amplitude values extraction was carried out along the reservoir horizon on all 4D seismic data (1991, 2000, and 2004) to see the reservoir changes. The result shows there are an increase of amplitude value from year 1991 to 2000 and a decrease of amplitude value from year 2000 to 2004. The increase of amplitude value in 2000 is allegedly caused by the gas accumulation during production process due to reservoir pressure decline, while decreasing of amplitude value in 2004 is because the reservoir has saturated by water as an effect of water flood project. Fluid Replacement Modeling (FRM) was performed to define how much the fluid content (gas, oil, and water) of the reservoir changes by years. FRM result shows in 2000 the gas content is increase and saturate half of the reservoir, while the oil saturation is decrease up to 70 percent from its initial condition. In 2004, the reservoir was almost 60 percent saturated by water and followed by a decrease of gas saturation by 30 percent from year 2000. FRM results reinforce the analysis of the amplitude map quantitatively.

Abstrak :
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.

Abstrak :
Cekungan Jawa Timur merupakan salah satu cekungan tertua dengan tekanan pori tinggi di Indonesia. Penelitian dilakukan berfokus pada wilayah yang mengandung keberadaan hidrokarbon dengan kondisi tekanan tinggi (overpressure). Analisis pencarian zona hidrokarbon dilakukan menggunakan data sumur. Pengembangan eksplorasi untuk mencari cadangan minyak baru perlu dilakukan analisis tekanan pori agar proses pengeboran dapat dilakukan dengan optimum dan dapat mencegah dari kecelakaan kerja. Proses pengolahan pada penelitian ini dibagi menjadi dua, yaitu pengolahan terhadap data sumur yang digunakan untuk menentukan zona hidrokarbon dan besar tekanan pori pada area penelitian. Dalam mengolah data sumur, akan digunakan crossplot log untuk menentukan zona hidrokarbon dan menggunakan metode Eaton untuk mendapatkan estimasi tekanan pori. Selanjutnya adalah pengolahan data seismik yang akan digunakan dalam melakukan persebaran estimasi tekanan pori pada area penelitian. Pengolahan data seismik, akan dilakukan proses inversi untuk mendapatkan pemodelan kecepatan dan densitas serta inversi impedansi. Persebaran tekanan pori pada data sumur dilakukan dengan menggunakan neural network dengan masukkan data yang didapat dari hasil pengolahan data sumur dan data seismik. Berdasarkan pengolahan data yang telah dilakukan, didapatkan hasil bahwa Cekungan Jawa Timur memiliki tekanan tinggi dengan nilai tekanan pori melebihi tekanan hidrostatik. Zona overpressure ditemukan pada formasi Kujung I yaitu pada kedalaman 3725-3902 kaki dengan nilai tekanan pori 2334-2421 psi dan formasi Kujung II pada kedalaman 3975-4120 kaki dengan nilai tekanan pori sebesar 2592-2686 psi. Tekanan pori tinggi diduga karena hidrokarbon yang telah mencapai tingkat kematangan. ......The East Java Basin is one of the oldest basins with high pore pressure in Indonesia. The research focuses on areas containing hydrocarbon presence with high-pressure conditions (overpressure). Analysis for hydrocarbon zones is conducted using well data. Exploration development to find new oil reserves requires an analysis of pore pressure to optimize drilling processes and prevent workplace accidents. The processing in this study is divided into two parts: processing well data used to determine hydrocarbon zones and the magnitude of pore pressure in the research area. When processing well data, a log crossplot will be used to identify hydrocarbon zones, and the Eaton method will be employed to estimate pore pressure. Subsequently, seismic data processing will be used to map the distribution of estimated pore pressure in the research area. Seismic data processing will involve inversion processes to obtain velocity and density modeling, as well as impedance inversion. Pore pressure distribution in well data will be conducted using a neural network, inputting data obtained from processing both well and seismic data. Based on the processed data, it was found that the East Java Basin has high pressure with pore pressure values exceeding hydrostatic pressure. Overpressure zones were identified in the Kujung I formation at depths of 3725-3902 feet with pore pressure values of 2334-2421 psi and in the Kujung II formation at depths of 3975-4120 feet with pore pressure values of 2592-2686 psi. The high pore pressure is suspected to be due to hydrocarbons reaching maturity levels.