Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan “R” merupakan lapangan pengembangan yang berada di Cekungan Sunda. Formasi Baturaja merupakan salah satu reservoir utama di Cekungan Sunda yang memiliki fasies karbonat tebal dan mampu menyimpan hidrokarbon. Oleh karena itu, penelitian untuk mengkarakterisasi reservoir pada Formasi Baturaja dilakukan. Salah satu metode terbaik yang digunakan adalah seismik inversi impedansi akustik. Metode seismik inversi impedansi akustik lebih efektif digunakan daripada metode seismik konvensional karena dapat menunjukan interpretasi struktur, stratigrafi, litologi dan distribusi fluida dengan resolusi yang lebih baik dan akurat. Berdasarkan analisis kualitatif data sumur dan crossplot, litologi yang mengisi Formasi Baturaja adalah karbonat (limestone dan limestone-dolomit), shale, dan shale karbonat. Pada penelitian ini, pemodelan inversi impedansi akustik menggunakan tiga metode, yaitu model based, bandlimited, dan linear programming sparse spike. Berdasarkan hasil penelitian pada Lapangan “R”, didapatkan estimasi nilai impedansi akustik karbonat yaitu berkisar 8500- 13.000 (m/s)(g/cc), shale <6000(m/s)(g/cc) dan overlap antara shale dan karbonat dengan rentang nilai 6000-8500(m/s)(g/cc). reservoir karbonat yang diperkirakan memiliki porositas yang cukup dan berasosiasi dengan hidrokarbon diidentifikasi dengan nilai log NPHI antara 0.2 – 0.38 v/v.

---

The “R” field is a development field located in the Sunda Basin. The Baturaja Formation is one of the reservoir prospect in the Sunda Basin which has thick carbonate facies and is capable of storing hydrocarbons. Therefore, research to characterize of the reservoir in the Baturaja Formation was carried out. One of the best methods used is acoustic impedance seismic inversion. Acoustic impedance seismic inversion method is more effective than conventional seismic methods because it can show better resolution and more accurate interpretation of structure, stratigraphy, lithology and fluid distribution. Based on qualitative analysis of well data and crossplot, the lithology of Baturaja Formation is carbonate (limestone and limestone-dolomit), shale, and shale carbonate. In this study, acoustic impedance inversion modeling uses three methods which are model based, bandlimited, and linear programming sparse spike. Based on the research results in Field R, the estimated carbonate acoustic impedance values are around 8500-13,000 (m/s)(g/cc), shale <6000(m/s)(g/cc) and overlap between shale and carbonate with a range value 6000-8500(m/s)(g/cc). Reservoir carbonates which are estimated to have sufficient porosity and associated with hydrocarbons were identified with log NPHI values between 0.2 – 0.38 v/v."

"Lapangan X merupakan lapangan pengembangan yang berada di Cekungan Kutai. Cekungan Kutai merupakan salah satu cekungan terluas dan terdalam di Indonesia yang terletak di pantai timur Kalimantan. Oleh karena itu, dilakukanlah penelitian untuk mengkarakterisasi reservoir pada Cekungan Kutai. Salah satu metode yang digunakan adalah seismik inversi impedansi akustik. Metode seismik inversi impedansi akustik lebih efektif digunakan daripada metode seismik konvensional karena dapat menunjukan interpretasi struktur, stratigrafi, litologi dan distribusi fluida dengan resolusi yang lebih baik dan akurat. Berdasarkan analisis kualitatif data sumur dan crossplot, litologi yang mengisi lokasi penelitian adalah batupasir dan shale. Pada penelitian ini, pemodelan inversi impedansi akustik menggunakan tiga metode, yaitu model based, bandlimited, dan linear programming sparse spike. Berdasarkan hasil penelitian pada Lapangan X, didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batupasir yaitu berkisar 27000-29.500 (m/s)(g/cc) dan shale <24000(m/s)(g/cc).

---

Field X is a development field located in the Kutai Basin. The Kutai Basin is one of the largest and deepest basins in Indonesia, located on the east coast of Kalimantan. Therefore, research is conducted to characterize reservoirs in the Kutai Basin. One of the methods used is acoustic impedance seismic inversion. Acoustic impedance seismic inversion method is more effective than conventional seismic methods because it can show better resolution and more accurate interpretation of structure, stratigraphy, lithology, and fluid distribution. Based on qualitative analysis of well data and crossplot, the lithology of Kutai Basin is sandstone and , shale. In this study, acoustic impedance inversion modelling uses three methods which are model based, bandlimited, and linear programming sparse spike. Based on the research results in Field X, the estimated carbonate acoustic impedance values are around 27000-29.500 (m/s)(g/cc) and shale <24000(m/s)(g/cc)."

"Lapangan A merupakan lapangan offshore yang berada di Laut mid-Norway dan telah memproduksi minyak dan gas bumi cukup lama. Tiga buah sumur digunakan pada penelitian ini dengan kelengkapan data Gamma Ray, NPHI, RHOB, dan log Sonik. Untuk mengidentifikasi reservoir hidrokarbon digunakan metode seismik inversi untuk menghasilkan nilai impedansi akustik dan metode well log berupa gamma ray dan porositas guna menggambarkan penyebaran batu pasir pada reservoir hidrokarbon. Dalam proses inversi dibuat dua buah horison yaitu top dan bottom dengan kontrol tiga buah sumur.

---

Field A is an offshore field, located in the mid-Norway Sea and has been producing oil and gas for a while. Three wells were used in this study that have Gamma Ray, NPHI, RHOB, and sonic logs. Seismic inversion method is used to identify the hydrocarbon reservoir then to deliver an acoustic impedance. Well log analysis such as gamma ray, porosity, and density are used to illustrate lithology of hydrocarbon reservoir. Inversion method created two horizons ,the top and bottom, with three wells controls."

"Daerah penelitian terletak di Sunda Basin yang merupakan bagian dari Cekungan Northwest Java yang terletak di offshore. Cekungan ini terbukti produktif, namun aktivitas eksplorasi saat ini di daerah penelitian ini jarang. Penelitian difokuskan pada reservoir hidrokarbon dari formasi karbonat di Lapangan 'X', yang dikenal sebagai Formasi Batu Raja Atas. Lapangan ini memiliki dua sumur untuk diteliti, yaitu Sumur GD1 dan GD2, keduanya merupakan sumur deviasional dan memiliki jarak yang berdekatan satu sama lain. Dalam menentukan reservoir hidrokarbon di daerah ini, analisis petrofisika dan metode inversi seismik telah dilakukan. Keduanya akan digunakan untuk menganalisis reservoir hidrokarbon sebagai hasil utama. Parameter analisis petrofisika terdiri dari permeabilitas, densitas, volume shale, porositas dan saturasi air. Selain itu, inversi seismik menerapkan metode impedansi akustik untuk menunjukkan kenampakan geologi di bawah permukaan, sehingga dapat mengidentifikasi karakterisasi reservoir. Nilai Impedansi Akustik menunjukkan bahwa zona minat di Batu Raja Atas atau diperpendek formasi UBR memiliki rentang interval dari 17.000 hingga 22.000 (ft/s)*(g/cc), sehingga kedua metode tersebut dapat membuktikan formasi ini memiliki karakterisasi yang baik sebagai target utama atau reservoir. Berdsarkan analisis petrofisika, hasil perhitungan parameter volume shale, saturasi air, dan porositas yang telah dianalisis menunjukkan bahwa area zone of interest memiliki reservoir hidrokarbon yang cukup baik. Hal tersebut dapat dilihat dari nilai rata-rata volumei shalei sebesari kurang dari sama dengan 40%, nilaii saturasii airi sebesari kurang dari sama dengan 0.43 v/v, dan nilaii porositasi sebesari 0.117-0.13 v/v.

---

The study area is located in Sunda Basin which is part of Northwest Java Basin that lies on offshore. The basin is proven to be prolific, however, the current exploration activity in this study area is sparse. The study is focused on the hydrocarbon reservoir of the carbonate formation, which is known as Upper Batu Raja Formation. This research has two wells to be researched, which are Well GD1 and GD2, both of them are deviational wells and have close distance with each other. To specifically determine the hydrocarbon reservoir in this area, a petrophysical analysis and seismic inversion method have been carried out. Both of them will be used to analyze the hydrocarbon reservoir as the main result. The parameters of petrophysical analysis consist of permeability, density, shale volume, porosity and water saturation. Aside from that, the seismic inversion applies acoustic impedance method to show the geological appearance in the subsurface, therefore it can identify the reservoir characterization. The Acoustic Impedance value shows that the zone of interest in Upper Batu Raja or as shorten as UBR formation has interval range from 17000 to 22000 (ft/s)*(g/cc), hence, these methods promptly prove this formation has good characterization as the main target or reservoir. According to petrophysical analysis, the results of shale volume, water saturation, and porosity which have been analyzed show that zone of interest has a good hydrocarbon reservoir. It has been proved from the average calculation of shale volume more or less 40%, water saturation more or less 0.43 v/v, and porosity in range 0.117-0.13 v/v."

"Eksplorasi hidrokarbon di bawah batuan vulkanik menjadi sebuah tantangan besar untuk menambah cadangan minyak dan gas bumi di Indonesia. Pada penelitian ini digunakan Metode Audio-Magnetotelluric untuk memetakan perangkap structural reservoir hidrokarbon dikarenakan hasil pemetaan menggunakan gelombang seismik tidak menghasilkan data yang baik pada daerah batuan vulkanik. Survey geofisika dengan metode audio-magnetotelurik (AMT) digunakan untuk mengetahui kondisi bawah permukaan berdasarkan nilai resistivitas dan nilai fasenya. Data mentah berupa data time series dari hasil pengukuran dengan menggunakan unit peralatan Phoenix Geophysics. Kemudian data diolah lebih lanjut dalam bentuk kurva resistivitas semu dan fase terhadap frekuensi. Dalam pengolahannya dilakukan berbagai filterisasi dan koreksi. Hasil akhirnya berupa penampang 2-dimensi dari line pengukuran AMT. Data hasil pemodelan AMT kemudian diinterpretasikan secara terpadu dengan data geologi. Hasil menunjukkan hubungan yang cukup baik antara data AMT dengan data geologi. Dari hasil interpretasi dapat diketahui bahwa terdapat zona patahan di daerah pengukuran dan diketahui perlapisan formasi yang membentuk sistem perminyakan. Formasi Cinambo berperan sebagai batuan induk dan juga reservoir hidrokarbon yang menyebabkan adanya migrasi primer di dalam satu formasi, sedangkan Formasi Kaliwungu berperan sebagai batuan penutup seal rock. Jebakan (trap) hidrokarbon berjenis jebakan struktural karena adanya zona patahan di daerah pengukuran.

---

Exploration of hydrocarbons beneath the volcanic rock becomes a great challenge to increase oil and gas reserves in Indonesia. In this study, Audio-Magnetotelluric method is used for mapping structural trap of hydrocarbon reservoir because the mapping using seismic waves do not produce good data on the area of volcanic rock.

Geophysical surveys with audio-magnetotelluric method (AMT) is used to determine the condition of the subsurface based resistivity values and phase values. The raw data in the form of time series data from the measurement results using the equipment units Phoenix Geophysics. Then the data is processed further in the form of apparent resistivity and phase curves toward frequency. In processing carried out various filtering and correction. The end result is two-dimensional cross-section of the measurement line AMT. Data from the model AMT is then interpreted in an integrated manner with geological data.

The results showed a good enough relationship between data AMT with geological data. Interpretation of the results can be seen that there is a fault zone in the area of measurement and bedding known formations that form a petroleum system. Cinambo Formations act as the parent rock and hydrocarbon reservoir that led to the migration of the primary in one formation, while Kaliwangu Formations act as a cover seal rock. Hydrocarbon type trap is structural trap because there is fault zone in the area of measurement."

"ABSTRAKProses pemisahan litologi dan fluida reservoir merupakan bagian penting dalam mengkarakterisasi reservoir. Hal ini akan menjelaskan sifat fisis litologi batuan reservoir serta kandungan fluidanya dengan mengintegrasikan data geofisika dan data petrofisika. Proses ini sulit dilakukan di lapangan ldquo;B rdquo; apabila menggunakan parameter impedansi akustik dan LMR, karena masih memiliki tingkat ambiguitas yang cukup tinggi. Impedansi Poisson PI telah di implementasikan sebagai solusi untuk menjawab masalah tersebut. Pada crossplot antara Impedansi Akustik AI dan Impedansi Shear SI dilakukan rotasi kedua sumbunya dengan mengikuti tren litologi-fluida hingga memenuhi persamaan PI c = AI ndash; cSI. Untuk meningkatkan akurasi perhitungan PI, nilai c faktor optimalisasi rotasi dihitung melalui metode TCCA Target Correlation Coefficient Analysis . Mirip seperti EEI fungsi sudut, kemudian dilakukan korelasi dengan data sumur yang akan diprediksi. Analisis parameter sensitivitas dilakukan pada 2 sumur yang ada di lapangan ldquo;B rdquo;. Dari simultaneous inversion didapat parameter-parameter Zp, Zs dan densitas yang kemudian ditranformasi menjadi PI. Model PI kami menunjukan dengan jelas pemisahan litologi batuan reservoir hidrokarbon. Lithology Impedance LI hasil dari korelasi PI dengan GR mampu memisahkan sand dan shale dengan baik. Begitu pula dengan Fluid Impedance FI sebagai hasil korelasi PI dengan SW juga mampu memisahkan kandungan air di dalam reservoir dengan nilai Sw tinggi relatif terhadap gas dengan nilai Sw yang rendah. Zona Hidrokarbon diperkirakan berada pada kedalaman antara 2360-2400m. Hasil slicing pada volume Poisson Impedance inversion telah memberikan gambaran distribusi dan interpretasi litologi dan kandungan fluida yang jelas pada reservoir di lapangan ldquo;B rdquo;, Sumatera Selatan.

---

ABSTRACTThe separation process of lithology and fluid reservoir is an important part in the characterization of reservoir. This would explain the physical properties of reservoir rock lithology and fluid content by integrating the geophysics and petrophysical data. This process is difficult to do in the field B when using parameters of acoustic impedance and LMR, because it still has a fairly high degree of ambiguity. Poisson impedance PI has been implemented as a solution to address the problem. In crossplot between Acoustic Impedance AI and Shear Impedance SI conducted a rotation of both axis according to the trend of lithology fluid to satisfy the equation of PI c AI ndash c SI. To improve the accuracy of PI calculation, the value of c optimization factor of rotation is calculated through the method of TCCA Target Correlation Coefficient Analysis . Much like EEI, then do the correlation with to be predicted wells data. Analysis of sensitivity parameter performed on two wells in the field B . Parameters Zp, Zs and density which obtained from the simultaneous inversion then transformed into PI. Our PI models clearly show the separation of rock lithology of hydrocarbon reservoir. Lithology impedance LI as a result of the PI GR correlation is able to separate sand and shale very well. Similarly, the impedance Fluid FI as a result of PI SW correlation is also able to separate the water content in the reservoir with high Sw value relative to gas with a low value of Sw. Hydrocarbon zone proven at 2360 2400 m. The slicing result of the volumes of Poisson impedance inversion has provided a clearly distribution and interpretation of lithology and fluid content reservoir at the field B of South Sumatera."

"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."