Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Telah dilakukan kajian optimalisasi inversi seismik dengan memvariasikan jumlah picking horizon dan metode inversi yang digunakan untuk memetakan gambaran bawah permukaan yang berpotensi menjadi reservoar hidrokarbon di lapangan F3, Laut Utara, Belanda. Inversi seismik ini dikontrol oleh data sumur. Inversi seismik sangat ditentukan oleh penentuan picking horizon dan metode inversi yang digunakan. Untuk struktur litologi yang tidak kompleks (flat) cukup menggunakan dua horizon. Sedangkan untuk litologi yang kompleks seperti downlap dan onlap, picking horizon tidak cukup dua. Pada daerah lapangan F3 ini memiliki downlap dan bright spot, yang menyebabkan lapangan ini berpotensi sebagai reservoar hidrokarbon dan telah dilakukan pengujian penggunaan jumlah picking horizon untuk memetakan bawah permukaan di lapangan ini. Diperoleh hasil yang optimal dengan 3 horizon, adapun metode seismik inversi yang optimal untuk menyelesaikan downlap ini adalah model based daripada metode bandlimited dan sparse spike. Hasil horizon slice pada metode model based menunjukkan bahwa terdapat dua zona reservoar. Ketebalan reservoar pertama sekitar 40.08 m dengan luas sekitar 13,353,840 m2 dan reservoar kedua ketebalannya sekitar 26.4 m dengan luas sekitar 5,104,160 m2 .

---

Study about optimization in seismic inversion by varying the number of horizon picking and inversion method has been conducted to delineate subsurface of prospective hidrocarbon reservoir zone at field F3, North Sea, Netherland. Seismic inversion was controlled by wells data. Seismic inversion is strongly determined by horizon picking and the method of the inversion itself. For less lithological structure (flat), 2 horizons are enough, meanwhile for complex lithological structure such as downlap and onlap, more horizons picking are needed. Downlap and bright spot structure were found in field F3 which made this area became prospectous and thus horizon picking determination was conducted to delineate the subsurface. The result shows that the optimum horizon is 3, and the optimum seismic inversion method is model based than bandlimited and sparse spike. The results of horizon slice models based method shows that there are two reservoir zones exist. The first zone is approximately 40.08 m thick which enclose 13,353,840 m2 areas, while the second zone is about 26.4 m thick with 5,104,160 m2 areas

Abstrak :
Interpretasi lanjut dari Spectral Decomposition Method (SDM) merupakan metode baru yang akan diterapkan untuk mengidentifikasi reservoar hidrokarbon pada lapangan minyak yang terletak di Cekungan Sumatera Selatan. Diharapkan dengan pemanfaatan metode ini akan memberikan hasil yang cukup menjanjikan. Reservoar utama pada lapangan penelitian adalah batuan karbonat berumur Miosen awal yang terletak diatas basement bald dengan persebaran karbonat yang tidak merata. Interpretasi standard kurang memberikan hasil yang baik dikarenakan resolusi seismik pada lapangan FIKA kurang baik akibat keberadaan batuan karbonat yang dapat menyerap energi geolombang seismik secara signifikan dan terletak diatas basement. Selain itu terdapat kesulitan dalam penentuan distribusi lateral dari reservoar karena ketebalan yang ada cukup bervariasi yaitu berkisar antara 30-300ft. Hasil penelitian menunjukkan bahwa dari sisi frekuensi dominan (24 Hz) hasil Spectral Decomposition antara batuan karbonat dan basement tidak dapat dibedakan karena adanya keterbatasan resolusi seismik. Sehingga diperlukan adanya kombinasi metode tambahan berupa Adsorbsi Quality Factor (AQF) untuk meningkatkan hasil Spectral Decomposition dengan algoritma CWT dan hasilnya cukup menjanjikan. Terdapat sebuat prospek baru di sebelah barat dari reservoar Gas-1 yang terdapat dari anomali nilai Absorption Quality Factor yang lebih rendah daripada basement. Reservoar seperti ini dimodelkan sebagai karbonat yang tumbuh pada reef flat hingga reef crest. ......Advance interpretation of Spectral Decomposition Method is a new method which applied to identify hydrocarbon distribution on Carbonate Field in South Sumatera Basin. Result from this method is satisfy enough. Mainly reservoir on FIKA Field is Early Miocene carbonate platform which overlay on basement bald. Standard interpretation haven't give good enough result because of decreasing seismic resolution by carbonate existence. It will adsorb seismic wave significantly. In addition determination of carbonate distribution was difficult because thickness of carbonate varied about 30-300ft. Spectral Decomposition result study at dominant frequency (24 Hz) indicates no significantly difference between carbonate and basement because of limitation from seismic data resolution. Its need additional method to improve CWT Spectral Decomposition result, there are Adsorbsi Quality Factor (AQF). The result was promised and new gas prospect on western side of Gas-1 reservoir was identified. This prospect has anomali on AQF value which lower than basement. The hydrocarbon reservoir from FIKA’s field was modelled as carbonate on reef flat until reef crest.

Abstrak :
Interpretasi lanjut dari Spectral Decomposition Method (SDM) merupakan metode baru yang akan diterapkan untuk mengidentifikasi reservoar hidrokarbon pada lapangan minyak yang terletak di Cekungan Sumatera Selatan. Diharapkan dengan pemanfaatan metode ini akan memberikan hasil yang cukup menjanjikan. Reservoar utama pada lapangan penelitian adalah batuan karbonat berumur Miosen awal yang terletak diatas basement bald dengan persebaran karbonat yang tidak merata. Interpretasi standard kurang memberikan hasil yang baik dikarenakan resolusi seismik pada lapangan FIKA kurang baik akibat keberadaan batuan karbonat yang dapat menyerap energi geolombang seismik secara signifikan dan terletak diatas basement. Selain itu terdapat kesulitan dalam penentuan distribusi lateral dari reservoar karena ketebalan yang ada cukup bervariasi yaitu berkisar antara 30-300ft. Hasil penelitian menunjukkan bahwa dari sisi frekuensi dominan (24 Hz) hasil Spectral Decomposition antara batuan karbonat dan basement tidak dapat dibedakan karena adanya keterbatasan resolusi seismik. Sehingga diperlukan adanya kombinasi metode tambahan berupa Adsorbsi Quality Factor (AQF) untuk meningkatkan hasil Spectral Decomposition dengan algoritma CWT dan hasilnya cukup menjanjikan. Terdapat sebuat prospek baru di sebelah barat dari reservoar Gas-1 yang terdapat dari anomali nilai Absorption Quality Factor yang lebih rendah daripada basement. Reservoar seperti ini dimodelkan sebagai karbonat yang tumbuh pada reef flat hingga reef crest. ......Advance interpretation of Spectral Decomposition Method is a new method which applied to identify hydrocarbon distribution on Carbonate Field in South Sumatera Basin. Result from this method is satisfy enough. Mainly reservoir on FIKA Field is Early Miocene carbonate platform which overlay on basement bald. Standard interpretation haven't give good enough result because of decreasing seismic resolution by carbonate existence. It will adsorb seismic wave significantly. In addition determination of carbonate distribution was difficult because thickness of carbonate varied about 30-300ft Spectral Decomposition result study at dominant frequency (24 Hz) indicates no significantly difference between carbonate and basement because of limitation from seismic data resolution. Its need additional method to improve CWT Spectral Decomposition result, there are Adsorbsi Quality Factor (AQF). The result was promised and new gas prospect on western side of Gas-1 reservoir was identified. This prospect has anomali on AQF value which lower than basement. The hydrocarbon reservoir from FIKA's field was modelled as carbonate on reef flat until reef crest

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 :
Reservoir terekahkan merupakan reservoir dimana fluida tersimpan dan dapat teralirkan melalui porositas dan permeabilitas sekunder dari rekahan. Salah satu kompleksitas dari reservoir minyak dan gas bumi yang memiliki rekahan adalah bagaimana kondisi geologis dapat mempenngaruhi bentuk dan persebaran dari rekahan yang ada di bawah permukaan. Tujuan dari penelitian ini adalah melakukan karakterisasi rekahan, membuat model intensitas rekahan, dan mengkaitkannya dengan keadaan geologi pada lapangan penelitian. Penelitian dilakukan dengan melakukan interpretasi data rekahan dari log FMI, interpretasi data seismik, pembuatan atribut seismik, dan pembuatan model dengan menggunakan neural network untuk mendistribusikan intensitas rekahan dengan arahan atribut seismik yang dibuat. Hasil penelitian menunjukkan rekahan bersifat resistif dan konduktif yang masing-masing berjumlah 163 dan 291 rekahan. Orientasi patahan mayor dan rekahan-rekahan pada tiga sumur menunjukkan orientasi NE-SW, NW-SE, dan N-S. Model intensitas rekahan lateral Lapangan Arwintar menunjukkan bahwa keterbentukan rekahan relatif lebih banyak terjadi pada daerah yang memiliki perubahan elevasi curam, yang mana berarti wilayah tersebut mengalami tingkat deformasi yang lebih tinggi dibandingkan pada bagian lainnya. Diperkirakan patahan dan rekahan yang ada pada lapangan dipengaruhi oleh kejadian tektonik besar berupa subduksi. ...... Fractured reservoir is a reservoir with fluid storage and pathway comes from fractures as a secondary porosity and permeability. The complexity of fractured reservoirs is how geological conditions can affect the shape and distribution of the subsurface fractures. This research aims to characterize fractures, make a fracture intensity model, and correlate it to the geological conditions in the field. The research was conducted by interpreting fracture data from FMI logs, interpreting seismic data, creating seismic attributes, and making models using a neural network to distribute the fracture intensity with the direction of the seismic attributes created. The results showed there are 163 resistive fractures and 291 conductive fractures. The orientation of the major faults and the fractures showed NE-SW, NW-SE, and N-S trends. The fracture intensity model of Arwintar Field showed that fracture is more common in areas that have steep elevation changes. It means these areas experience a higher level of deformation than in other areas. It is assumed that the faults and fractures were generated because of subduction.

Abstrak :
Penelitian Lapangan Spinel, Cekungan Cooper-Eromanga merupakan salah satu cekungan yang memiliki prospek hidrokarbon di Australia bagian Selatan. Penelitian ini menggunakan data 3 D PSTM dengan tiga data sumur di daerah tersebut untuk melihat batas pelapisan, interpretasi struktur, serta geologi bawah permukaan secara lebih detail. Metode penelitian yang digunakan adalah metode Time-depth Conversion dengan penekanan pada evaluasi Lead dan Prospect. Time-depth Conversion dilakukan dengan pembuatan model kecepatan pada tiap pelapisan. Peta kontur dalam domain kedalaman ini digunakan untuk mengetahui volume hidrokarbon yang terdapat dalam reservoir. Hasil interpretasi data seismik dan data sumur, analisis volumetrik, serta analisis petroleum system menunjukkan bahwa prospek utama berada pada Reservoir Hutton Sandstone pada kedalaman 1800 hingga 2000 meter dengan perangkap yang berupa patahan dan antiklin, seal yang berasal dari bawah Reservoir Birkhead, batuan sumber yang berasal dari Patchwarra Trough dengan karogen tipe II hingga tipe III, serta interval kedalaman antara reservoir dan batuan sumber sedalam 600 m. ......According to study area of Spinel Field, Cooper-Eromanga Basins is one of basins which has hydrocarbon prospect in South Australia. Stratigraphic Sequence shows that Eromanga Basin overlaps part of , and looks younger than Cooper Basin. This study conducts 3D PSTM seismic data including three wells data around the area to look the horizon, structure interpretation, and the geological condition of subsurface into more detail. The research method used in this study is Time- depth Conversion focusing on Lead and Prospect Evaluation. Time-depth conversion was conducted by designing velocity model at each horizon. Contour map at this depth is used to see the hydrocarbon volume at the reservoir. Seismic and well data interpretation result, volumetricand petroleum system analysis indicate that the main prospect was found at the Hutton Sandstone Reservoir at the depth 1800 m to 2000 m including fault and anticline as a trap, seal from the bottom of Birkhead reservoir, source rock from Patchwarra Trough with karogen type II or III, and depth interval between reservoir and source rock at 600 m.