Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Salah satu parameter utama perencanaan pengeboran dalam industri migas adalah Pore pressure. Penentuan Pore Pressure penting untuk mencegah resiko yang tinggi seperti zona loss pressure ataupun zona blowout. Oleh karena itu diperlukan estimasi Pore Pressure yang akurat dan mencakup karakter reservoar yang heterogen. Pendekatan yang digunakan dalam estimasi Pore Pressure penelitian ini adalah metode pore compressibility PC dengan menggunakan data core. Akan tetapi pendekatan ini terbatas untuk ketersediaan data core. Penelitian ini akan mengintegrasikan metode pemodelan Differential Effective Medium DEM dan Fluid Replacement Model FRM ke dalam estimasi Pore Pressure metode PC sebagai solusi dari karakterisasi heterogenitas di reservoar karbonat dan keterbatasan data core. Dengan pemodelan DEM diperoleh deskripsi reservoar melalui analisa mineral dan tipe pori. Estimasi Pore Pressure metode PC bergantung pada fungsi dari kompresibilitas bulk Cb dan kompresibilitas pori Cp , dimana tiap tipe pori pada reservoar karbonat memiliki nilai Cb dan Cp yang berbeda ndash; beda. Fenomena disequlibirium compaction menyebabkan naiknya tekanan fluida didalam pori. Tekanan pori sangat dipengaruhi oleh fluida di dalam pori batuan. Oleh karena itu, fluida yang digunakan sama dengan fluida yang ada pada reservoar agar estimasi tekanan pori lebih akurat. Pada penelitian ini nilai kedua kompresibilitas dihasilkan dengan proses DEM menggunakan persamaan Gassman untuk mengatasi keterbatasan data core. Hasil estimasi Pore Pressure pada reservoar karbonat lapangan ldquo;X rdquo; sebesar 2000 psi hingga 4000 psi, dikalibrasikan dengan tekanan FMT dan data mud log pada sumur penelitian. Rekomendasi berat lumpur pada reservoar karbonat untuk sumur penelitian sebesar 12.6 ppg hingga 13.6 ppg.

---

One of the main parameter for drilling plan is Pore pressure on oil and gas company. Pore pressure estimation is important to avoid has high risk as if loss pressure zone or blowout zone. Therefore, accurate Pore Pressure prediction that cover heterogen reservoar character is required. The most accurate approach on Pore Pressure prediction is pore compressibility PC method which is using core data, but this approach is limited for core data limitation. This research is integrating Differential Effective Medium DEM method and Fluid Replacement Model FRM into Pore Pressure prediction PC method as a solution for heterogen characterization on carbonate reservoar and core data limitation. Using DEM, reservoar description is obtainable through mineral analysis and pore type. Pore pressure prediction PC method depend on function of bulk compressibility Cb and pore compressibility Cp , where each of carbonate reservoar pore types have different value of Cb and Cp. Disequlibirium compaction phenomenon causing pressure on fluid inside the pore. Pore pressure is sensitive for fluids inside the pore, Therefore, fluid that is used for this research is identical with the fluids on the reservoar so that the calculation can be more accurate. On this research the value of both compressibility is a result of DEM process with Gassman equation to overcome limited core data. Pore pressure prediction PC method result on carbonate reservoar Field ldquo M rdquo is about 3000 psi to 4000 psi, which is calibrated with the FTM pressure data and mud log data from th well. Recommended mudweight for carbonate reservoar about 12.6 ppg to 13.6 ppg."

"Prediksi tekanan pori sebelum melakukan proses pengeboran menjadi hal yang sangat penting karena dapat merepresentasikan pemetaan migrasi hidrokarbon, serta analisa konfigurasi tutupan dan geometri cekungan. Disisi lain penentuan tekanan pori dapat membantu dalam pembuatan desain program casing dan lumpur. Penelitian ini dilakukan pada lapangan X, Cekungan Kutai Kalimantan Timur dimana secara regional cekungan ini tersusun atas endapan- endapan sedimen yang berumur tersier yang memperlihatkan endapan-endapan fase trangresi dan regresi laut. Prediksi tekanan pori pada penelitian ini menggunakan metode yang dikembangkan oleh Eaton, metode ini membutuhkan data pengukuran geofisika seperti data kecepatan seismik dan data log sumur. Prediksi tekanan pori diturunkan dari kecepatan seismik 3D yang diperoleh dari hasil pemodelan kecepatan dengan menggunakan metode Impedansi akustik Inversion, dimana metode tersebut mampu untuk memprediksi kecepatan lebih akurat untuk menetukan karakteristik litologi dan daerah yang berstruktur komplek. Proses yang dilakukan pada penelitian ini dimulai dengan menentukan parameter-parameter perhitungan dengan Metode Eaton pada 5 sumur dengan data kecepatan sonic dan seismic, selanjutnya melakukan perhitungan nilai overburden, Tekanan Hidrostatik, Normal Compaction trend NCT dan Model distribusi prediksi tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori dapat memperlihatkan penyebaran/ distribusi zona overpressure pada lapangan X yang dilalui oleh 5 sumur, penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program untuk menentukan pengeboran sumur di area tersebut.

---

Pore Pressure prediction prior to drilling is paramount importance as it can represent of mapping hydrocarbon migration, as well as to analyse of trap and basin geometric configurations. Side of is other pore pressure determination can be assist in design of casing and mud program. This research was conducted in X field , Kutai basin, East Kalimantan, where is by regional this basin is composed of tertiary deposits which to show sedimentary deposits of marine tracres and regressions. The pore pressure prediction in this study using developed methods by Eaton, this method requires geophysical measurement data such as seismic velocity data and well log data.

The pore pressure prediction is derived from the 3D seismic velocity obtained from the velocity modeling results using the Inversion acoustic impedance method, where the method is able to predict more accurate velocities to determine lithologic characteristics and complex structured regions. The process performed in this study begins by determining the calculation parameters with the Eaton Method on 5 wells with sonic and seismic velocity data, then performing overburden value calculation, Hydrostatic Pressure, Normal Compaction Trend NCT and Pore pressure prediction distribution model. From the predicted pore pressures can show the distribution of overpressure zones in the X field through which 5 wells, this distribution is important to assist in the program to determine drilling wells in the area."

"ABSTRAKPeristiwa kick atau blowout merupakan masalah serius yang diakibatkan overpressure. Predikasi tekanan formasi diperlukan untuk mendesain berat jenis lumpur dan lokasi kedalaman casing yang tepat agar tidak terjadi masalah akibat overpressure. Selain itu, optimalisasi lokasi sumur juga dapat dilakukan sebelum pemboran dengan bantuan prediksi tekanan formasi. Penelitian ini menggunakan beberapa teknik untuk mendapatkan model kecepatan yang sesuai untuk analisa prediksi tekanan pori. Model kecepatan yang dilakukan adalah pemodelan dari kecepatan rata-rata (Va). Selanjutnya, model kecepatan rata-rata tersebut akan ditrasformasi untuk mencari tekanan efektif (effective stress). Kecepatan rata-rata tersebut didapatkan dengan beberapa metode, yang meliputi: dix-velocity inversion, model kecepatan rata-rata dari data checkshot dan post-stack impedance inversion. Selanjutnya, ketiga hasil kecepatan tersebut dikombinasikan untuk memperoleh model kecepatan dengan resolusi tinggi yang sesuai untuk prediksi tekanan efektif dan tekanan pori. Dari hasil prediksi tekanan pori di atas memperlihatkan penyebaran dari zona overpressure pada Formasi Brownshale. Penyebaran zona tersebut hanya berada di sekitar sumur Y-03 yang memang terbukti ditemukan zona overpressure. Penyebaran ini menjadi penting untuk membantu dalam program pengeboran di Area-K.

---

ABSTRACTKick problem or blowout is serious problem affected by overpressure phenomena. Using the pore pressure prediction to guide the choice of mud weight and casing point should help to alleviate lost circulation or kick problems. Also, well location can be optimizing using information from pore pressure prediction. To reach for such target, it was decided to build reliable pore pressure cube from velocity-to-pore pressure transform over the entire K- Field. An integrated geological and geophysical technique for pressure prediction has been developed, where pore pressure can be transformed from velocity cube that derived from several methods. It can be from seismic velocity data only (stacking velocity) or calibrated with offset wells (check shot) or using seismic inversion data. This study presents those methods on creating velocity cube for pore pressure prediction. Velocity cube here is referred to velocity average cube. And next, the velocity cube is transformed using Bower?s Methods to determine velocity to effective stress transformation. The pore pressure prediction result shown that overpressure zone exhibit in Brownshale Formation. Their distribution located around Y-03 Well as known as overpressured well. This cube will give important information on distribution."

"Tekanan formasi atau sering disebut dengan formation pressure atau pore pressure merupakan salah satu obyek yang menarik untuk dipelajari, karena dari sini kita bisa menganalisis suatu reservoar, baik untuk menentukan kontak antara beberapa fluida yang berbeda (minyak-gas, minyak-air, atau air-gas), maupun untuk menganalisa lapisan penyekat dan juga kemungkinan ada tidaknya hubungan antara reservoarreservoar yang saling berdekatan. Pada kegiatan pengeboran (drilling), tekanan formasi digunakan sebagai analisa awal yang sangat penting untuk menyiapkan lumpur pemboran dan juga menentukan letak casing. Kegagalan dalam menganalisa tekanan formasi lapisan, akan berakibat fatal dan bisa menyebabkan semburan liar atau biasa disebut blow out, yang pada akhirnya berpengaruh terhadap biaya operasional di lapangan.Sampai hari ini, tekanan formasi hanya bisa dideteksi dengan akurat jika dilakukan pengukuran secara langsung pada sumur dengan menggunakan peralatan logging. Tentu saja hasilnya sangat terbatas hanya pada titik sumur tersebut, dan tidak bisa dipakai untuk prediksi tekanan secara mendatar. Kekurangan ini bisa diatasi dengan menggunakan data seismik permukaan, yang meskipun mempunyai kelemahan resolusi ke arah vertikal, tetapi mempunyai kelebihan ke arah horisontal. Adapun atribut seismik yang akan dimanfaatkan untuk melakukan prediksi tekanan formasi adalah kecepatan gelombang seismik (seismic velocity), yang merupakan hasil dari analisa kecepatan untuk koreksi NMO (normal moveout correction).Metode Bower (Kelly, 2005) digunakan dalam perhitungan prediksi tekanan bawah permukaan, dimana sumur tersebut mempunyai data-data densitas, kecepatan gelombang P (P-wave sonic) maupun tekanan formasi yang diperoleh selama pengeboran. Selanjutnya, dari data sumur tersebut dilakukan perhitungan parameterparameter hubungan antara: 1) Kecepatan dan densitas batuan, 2) Tekanan dan kecepatan gelombang seismik. Untuk mendapatkan prediksi tekanan secara mendatar, digunakan data Vrms (kecepatan rms) sebagai hasil dari koreksi NMO, yang selanjutnya dikonversikan ke kecepatan interval. Mengingat keterbatasan resolusi vertikal pada data seismik pantul, maka agar diperoleh hasil yang lebih akurat, dilakukan kalibrasi menggunakan data kecepatan gelombang P dari checkshot atau VSP pada sumur-sumur yang dilewati oleh lintasan seismik.Penelitian ini telah membuktikan bahwa kecepatan gelombang seismik bisa digunakan untuk prediksi tekanan formasi dengan pendekatan metode Bower. Dimana hasilnya bisa dimanfaatkan untuk memprediksi tekanan bawah permukaan secara regional, sehingga dapat digunakan sebagai bahan pertimbangan sebelum melakukan pengeboran.

---

Formation pressure, also commonly known as pore pressure, has become one of the most interesting fields in hydrocarbon exploration and production in order to characterize a reservoir, whether to determine the contact level between different fluid phases (such as oil-gas, oil-water, or gas-water contact), or to analyze the sealing and connectivity within compartmentalized reservoirs. In a drilling process, formation pressure is employed as an important initial analysis tool to choose the type of drilling mud that is going to be used, and also to determine the casing points in order to avoid formation overpressure. Failure in analyzing the formation pressure, could cause fatalities such as blowout and impact the total operational cost of a field.

To date, accurate detection of formation pressure can only be achieved from well measurements. This results in limited areas of measurement and lack of information in the lateral direction. This limitation can be overcome by employing seismic data that have laterally good coverage, although significantly lower vertical resolution compared to well data. Seismic attribute used to laterally estimate the formation pressure is the stacking velocity field obtained from velocity analysis that was used to perform normal moveout (nmo) correction the seismic data.

Bower's method (Kelly, 2005) is used in formation pressure estimation based on wells that have density and P-wave sonic logs; and formation pressure information that were recorded during the drilling process. Based on these data, a set of calculation is performed to derive the relation between: 1) Velocity and density of the formation, and 2) Pressure and the seismic velocity. Laterally distributed rms velocity (Vrms) from the stacking velocity field is then converted into interval velocity (Vint) in order to relate it with laterally distributed pressure. Due to the low-resolution nature of the seismic velocity, calibration to the wells using checkshot and VSP was performed to obtain a more accurate estimation.

The work outlined in this thesis shows that seismic velocity can be used to estimate formation pressure by incorporating Bower?s method. Formation pressure obtained from seismic velocity can be utilized to estimate regional formation pressure in drilling decisions."

"Formasi X merupakan target utama di Lapangan Marlin, yang merupakan lapangan gas, berlokasi di Viosca Knoll, lepas pantai Louisiana, Gulf of Mexico. Reservoar yang utama adalah lapisan batupasir tebal, berumur Miosen Tengah, memiliki ciri amalgamated sheet, seperti endapan turbidit pada intraslope basin. Untuk karakterisasi properti batuan di lapangan ini, apabila hanya dengan mengaplikasikan analisis AVO dan impedansi akustik (P-impedansi) saja akan memberikan ketidakpastian yang besar pada hasilnya. Oleh karena itu, Elastic Impedance (EI) dan Simultaneous Inversion diaplikasikan pada interval formasi X ini. Aplikasi metoda inversi EI digunakan untuk memprediksi zona batupasir yang mengandung gas, dengan menggunakan sumur UI-1 dan UI-3 sebagai referensi untuk memprediksi properti reservoir di sumur UI-2, dilanjutkan dengan menganalisis penyebarannya dengan menggunakan partial post stack 3D seismic data. Metoda simultaneous inversion juga telah diaplikasikan sebagai metoda alternatif untuk memprediksi pore gas (Lambda-Rho) dan distribusi porositas, dengan menggunakan partial pre stack 3D seismic data yang diinversi secara simultan; dan dengan menggunakan sumur UI-1 dan UI-3 sebagai referensi untuk memprediksi properti reservoar di sumur UI-2 pada Lapangan Marlin. Kedua metoda tersebut memberikan hasil yang saling mendukung satu sama lainnya. EI dapat memprediksi wet zone pada sumur UI-2 seperti juga halnya simultaneous inversion. Kombinasi hasil kedua metoda tersebut akan mendapatkan perpotongan zona lapisan batupasir, maka zona dengan tingkat kepastian tertinggi atau yang paling mungkin memiliki reservoir batupasir gas dapat dipetakan. Porositas and prediksi pore gas diperkirakan sebesar 20 sampai 30 persen dan 5 sampai 15 GPa*g/cc di dalam lapangan tersebut. Dari hasil studi ini, dapat disimpulkan bahwa kedua metode ini dapat digunakan sebagai alternatif untuk memprediksi karakter reservoar formasi X di lapangan Marlin dan lapangan lainnya yang memiliki kondisi geologi yang mirip untuk mengurangi ketidakpastian dalam eksplorasi hidrokarbon.

---

X formation is the main target of Marlin field, a gas field, situated in Viosca Knoll area, offshore Louisiana, Gulf of Mexico. Main reservoir sands are thick, middle Miocene amalgamated sheet-like turbidite sands deposited in an intraslope basin. The use of AVO analysis and acoustic impedance (P-impedance) only to characterize rock properties in this field will lead us into large uncertainty. Therefore, to overcome that issue, elastic impedance (EI) inversion and simultaneous inversion are introduced and applied within X formation interval.

EI inversion is applied to predict gas sand area, using well UI-1 and UI-3 as the reference to predict reservoir properties in UI-2 well, then delineate the area using partial post stack 3D seismic data. Simultaneous inversion is also applied as an alternative method to predict the pore gas (Lambda-Rho) and porosity distribution, using partial pre stack 3D seismic data which are inverted simultaneously; then UI-1 and UI-3 well data which will be used as a reference well for predicting reservoir properties in UI-2 at Marlin field.

The results from both methods are supported each other. EI inversion result can predict wet zone in well UI-2 as well as simultaneous inversion result. By combining the two methods and drawing the intersection of the good gas sandstone reservoir from both methods, the maximum confident or the most likely of gas sandstone reservoir area can be delineated. Porosity and pore gas prediction suggested around 20 to 30 percent and 5 to 15 GPa*g/cc respectively, throughout the field. Hence, this combined method could be used as an alternative to predict X reservoir properties in Marlin field or could be applied to other fields with similar geological condition to reduce exploration uncertainty."

"ABSTRAKCekungan Jawa Timur Utara memiliki banyak lapangan minyak yang telah di eksplorasi dan terbukti menghasilkan hidrokarbon, salah satunya lapangan Cloud. Lapangan ini telah memproduksi minyak mentah rata ? rata 2500 hingga 5000 BOPD per sumurnya. Dalam penelitian ini, dilakukan identifikasi rock type menggunakan pendekatan metode pore geometry structure (PGS) yang diharapkan dapat menjadi salah satu metode yang handal dalam meningkatkan kualitas karakterisasi reservoar karbonat Formasi Tuban. Lapangan Cloud memiliki data core berupa pengukuran porositas dan permeabilitas sebanyak 113 core plug dan 13 diantaranya memiliki data mercury injection capillary pressure (MICP). Selain itu digunakan data sumur sebanyak 5 buah. Analisis petrofisika dilakukan untuk mengetahui nilai parameter?parameter petrofisika pada masing?masing sumur. Selanjutnya dilakukan analisis PGS yang merupakan kunci utama dalam mengidentifikasi rock type. Terdapat 4 rock type pada lapangan ini yang diklasifikasi berdasarkan trend gradien kemiringan kurva PGS yaitu RRT1 memiliki gradien sebesar 0.4448; RRT2 memiliki gradien sebesar 0.4124; RRT3 memiliki gradien sebesar 0.3149; dan RRT4 memiliki gradien sebesar 0.2379. Identifikasi rock type menggunakan metode PGS dapat disebar pada interval sumur reservoar karbonat Formasi Tuban. Prediksi permeabilitas berdasarkan metode PGS dianggap sebagai quality control dalam persebaran rock type. Persebaran rock type dilakukan menggunakan pendekatan multi resolution graph based on clustering sehingga didapatkan rock type pada interval sumur reservoar karbonat Formasi Tuban.

---

ABSTRACT

North East Java Basin has many oil fields that have been proven to produce hydrocarbons. Cloud Field which is located in the North East Java Basin has been producing crude oil around 2500 to 5000 BOPD. This study has been focused on identifying rock types of carbonate reservoir in the Tuban Formation using Pore Geometry Structure (PGS) method. Cloud Field has core data and well-logging data. The core data are in the form of core porosity and permeability measurements of 113 core plug and 13 of them have data mercury injection capillary pressure (MICP), while well-logging data come from 5 wells. Petrophysical analysis has been conducted to determine the value of petrophysical parameters on each well. The analysis result shows that there are four rock types in Cloud Field which are classified based on the trend slope of the curve are RRT1 PGS had a gradient of 0.4448; RRT2 had a gradient of 0.4124; RRT3 had a gradient of 0.3149; and RRT4 had a gradient of 0.2379. Identification of rock type using PGS method can be deployed in Tuban Formation carbonate reservoir zone. Permeability prediction based on PGS method has been considered as quality control in the distribution of rock types. Rock type distribution is determined using an approach based on multi-resolution graph clusterin."

"Lapangan NN terletak di darat di Blok Selat Malaka. Lapangan tersebut ditemukan pada tahun 1990 dengan mengebor sumur eksplorasi N-01 yang terbukti terdapat minyak di Formasi Manggala dan Pematang. Pada tahun 1998, 3D Seismic diakuisisi dan berhasil mengidentifikasi tiga kompartemen di bidang ini yang dipisahkan oleh sesar N-S. Reservoir target adalah Formasi Lower Pematang merupakan bagian dari Grup Pematang dan diendapkan di lingkungan fluvial braided system. Karakteristik reservoir di Formasi Lower Pematang yaitu tight sandstone dengan tipe log blocky. Untuk mengoptimalkan produksi minyak, stimulasi rekahan hidrolik dipilih dan menjadi teknik yang terbukti dalam reservoir ini. Studi geomekanik lebih lanjut diperlukan untuk mendukung pekerjaan hydraulic fracturing dengan menyediakan model 3D tekanan pori dan fracture pressure. Beberapa sifat batuan geo-mekanika seperti tekanan Pori, Poisson's Ratio dan Young's Modulus, Fracture Pressure dihitung di sumur secara 1D section dan kemudian merambat di seluruh lapangan NN. Dengan model 3D, rekomendasi kuat pada pengembangan lapangan melalui hydraulic fracturing dapat dicapai dan pemulihan minyak akan optimal. Model 3D pore pressure, overburden pressure dan fracture pressure dimodelkan dengan co-krigging dengan trend dari interval velocity cube.

---

NN field is located onshore within the Malacca Strait Block. The field was discovered in 1990 by drilling N 01 exploration well which proven oil in the Manggala and Pematang Formations. In 1998, 3D Seismic was acquired and successfully identified three compartments in this field which separated by N S faults. This study is focusing on Lower Pematang Formation which belongs to Pematang Group and deposited in braided fluvial system. The Lower Pematang reservoir is tight sandstone with blocky log type model. In order to optimize the oil production, hydraulic fracturing stimulation was chosen and became proven technique in this reservoir.

Further geomechanic study is required to support hydraulic fracturing jobs by providing a 3D model of pore pressure and fracture pressure. Several geo mechanics rock properties such as Pore pressure, Poisson's ratio and Young's Modulus, Fracture Pressure was calculated in wells and then propagate troughout NN fields. With 3D model, a robust recommendation on field development via hydraulic fracturing can be achieved and oil recovery will optimum."

"Lapangan PS merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Onshore Cekungan Jawa Barat Utara, kegiatan eksplorasi di lapangan PS dimulai pada tahun 1985 ketika sumur eksplorasi TR-1 dibor untuk menguji struktur didaerah utara lapangan, beberapa tahun kemudian sumur deviasi TR-2 dibor berdekatan dengan sumur TR-1 sampai ke tenggara untuk menggambarkan struktur yang sama, kemudian sumur eksplorasi TR-A1 dibor untuk prospek baru di bagian tenggara blok tersebut. Prediksi tekanan pori pada penelitian dilakukan menggunakan data log sonik dengan metode yang dikembangkan oleh Eaton. Hasil perhitungan tekanan pori dalam penelitian ini dikalibrasi dengan data tekanan sumur yaitu data tekanan berat lumpur pengeboran dimana jika terjadi penyimpangan dari trend kurva normal pada data sumur merupakan karakteristik kondisi overpressure. Penelitian ini menggunakan beberapa teknik untuk memperkirakan tekanan pori dalam tiga formasi berbeda yaitu Baturaja, Talang Akar dan Mid Main Carbonate Bagian dari Upper Cibulakan . Proses Conditioning data sudah dilakukan sebelumnya. Normal Compaction Trend NCT dianalisis pada masing-masing formasi karena litologi yang berbeda. Dari proses inversi data seismik post-stack 2D akan menghasilkan penampang AI dan penampang kecepatan, kemudian dianalisis mana yang lebih mempengaruhi perubahan tekanan pori. Dimulai dari analisis sensitivitas berdasarkan crossplot dari masing-masing parameter terhadap tekanan pori, kemudian dibuat model tekanan pori 3D berdasarkan geostatistik untuk melihat distribusi tekanan pori. Langkah akhir akan diterapkan blind test untuk menentukan parameter mana yang lebih baik untuk mendistribusikan tekanan pori, dimana parameter AI memiliki korelasi yang lebih tinggi dibandingkan parameter kecepatan dalam menyebarkan tekanan pori. Hasil analisa ini akan berguna untuk perencanaan program pengeboran selanjutnya di area studi.

---

Field is exploration field that located in the onshore of North West Java Basin, exploration activity in PS area was commenced in 1985 when TR 1 exploratory well was drilled to test PS North structure, TR 2 located in the same pad with TR 1 well, was drilled to the southeastern of TR 1 well to delineate the same structure, then TR A1 exploratory well was drilled in a new prospect in the southeastern part of the block. Pore pressure prediction below the surface can be done by using well log or seismic data. Pore pressure prediction in this research are done by using a methods developed by Eaton. The calculation result of pore pressure in this research are calibrated by well pressure data consist drilling mud pressure value over normal trend on the well data is a characteristic feature of overpressure condition.

This study uses several techniques to estimate pore pressure in three different formation that is Baturaja, Talang Akar and Mid Main Carbonate Part of Upper Cibulakan using sonic log data and resisivity data. Conditioning data process has been done beforehand. Normal Compaction Trend NCT are analyzed in each formations due to different lithology. From the post stack seismic data 2D inversion process will generate AI section and velocity section, it will be analyzed which one is more affect the pore pressure changes.

Starting from sensitivity analysis based on crossploting each parameter to pore pressure to. Then, the blind test will be applied to determine which parameters is better to distribute pore pressure, where AI parameters have a higher correlation than velocity parameters to distribute pore pressure. The result of analysis can be useful to the future drilling program in the study area."

"Analisis hubungan tekanan pori dan pemodelan tiga dimensi sifat mekanika batuan telah dilakukan pada Lapangan ldquo;Azzam rdquo; Cekungan Jawa Timur. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui penyebaran overpressure pada tiap-tiap formasi serta melihat hubungannya terhadap tingkat kekerasan batuan. Penyebaran data geomekanik pada model grid tiga dimensi 3D dilakukan dengan dipandu oleh data Accoustic Impedance AI sebagai soft constraint menggunakan metode Sequential Gaussian Simulation SGS dengan tipe Collocated CoKriging yang terlebih dahulu dilakukan pemilihan koefisien korelasi dengan variasi nilai korelasi 0.1, 0.25 dan 0.75. Dari ketiga variasi koefisien korelasi tersebut diperoleh korelasi nilai 0.1 yang menunjukkan hasil yang paling sesuai untuk memperoleh hasil pemodelan yang optimal. Hasil dari penelitian menyatakan bahwa Lapangan ldquo;Azzam rdquo; mempunyai tingkat overpressure yang tinggi yang dapat menyebabkan efek blow out. Nilai tekanan pori yang besar terdapat di Zona Reservoar Ngrayong dan Tuban dengan nilai tekanan pori berkisar 7775.63 ndash; 7681.53 kPa. Sedangkan dari persebaran nilai properti mekanika batuan dilihat dari nilai Modulus Young dan Uniaxial Compressive Strength UCS , Formasi Ngrayong memiliki tingkat keretakan yang besar dengan nilai Modulus Young berkisar 289883 ndash; 3.7954e 07 kPa dan UCS sebesar 1763.03 ndash; 285373 kPa.

---

Analisis hubungan tekanan pori dan pemodelan tiga dimensi sifat mekanika batuan telah dilakukan pada Lapangan ldquo Azzam rdquo Cekungan Jawa Timur. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui penyebaran overpressure pada tiap tiap formasi serta melihat hubungannya terhadap tingkat kekerasan batuan. Penyebaran data geomekanik pada model grid tiga dimensi 3D dilakukan dengan dipandu oleh data Accoustic Impedance AI sebagai soft constraint menggunakan metode Sequential Gaussian Simulation SGS dengan tipe Collocated CoKriging yang terlebih dahulu dilakukan pemilihan koefisien korelasi dengan variasi nilai korelasi 0.1, 0.25 dan 0.75. Dari ketiga variasi koefisien korelasi tersebut diperoleh korelasi nilai 0.1 yang menunjukkan hasil yang paling sesuai untuk memperoleh hasil pemodelan yang optimal. Hasil dari penelitian menyatakan bahwa Lapangan ldquo Azzam rdquo mempunyai tingkat overpressure yang tinggi yang dapat menyebabkan efek blow out. Nilai tekanan pori yang besar terdapat di Zona Reservoar Ngrayong dan Tuban dengan nilai tekanan pori berkisar 7775.63 ndash 7681.53 kPa. Sedangkan dari persebaran nilai properti mekanika batuan dilihat dari nilai Modulus Young dan Uniaxial Compressive Strength UCS , Formasi Ngrayong memiliki tingkat keretakan yang besar dengan nilai Modulus Young berkisar 289883 ndash 3.7954e 07 kPa dan UCS sebesar 1763.03 ndash 285373 kPa."