Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Penelitian geokimia dan geologi sub-Cekungan Jambi hingga saat ini belum begitu jelas memberikan informasi tentang petroleum system. Penelitian ini bertujuan mengkarakterisasi dan menjelaskan suatu rekonstruksi pengisian reservoir minyak bumi dengan pendekatan metoda geokimia molekul. Metoda ini memanfaatkan penelusuran finger print biomarker dengan menggunakan kromatografi gas (GC), dan kromatografi gas yang dikombinasikan dengan spektrometer massa (GC-MS). Hasii yang diperoleh menunjukkan, bahwa sebagian minyak bumi mengalami biodegradasi Level 1 sampai Level 4 dan telah terjadi proses pengisian ganda pada beberapa sumur minyak. Tingkat kematangan termal minyak bumi terbagi dua kelompok. Kelompok pertama diklasifikasikan sebagai minyak pra-matang {immature oil) dengan rentang kematangan termal 0 -1,0 untuk pp20R/aa20R dan 0 - 0,7 untuk aa20S/aa20R. Kelompok kedua sebagai minyak setengah matang {mid mature oil) dengan rentang kematangan termal 1,0 - 2,0 untuk (3p20R/aa20R, dan 0,7 - 1,0 untuk aa20S/aa20R. Korelasi batuan induk dengan minyak bumi menyimpulkan batuan induk Formasi Gumai sebagai sumber minyak bumi.

Abstrak :
ABSTRAK
Daerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yang terletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyak A, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksi minyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar pada penelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan area perluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakan bahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehingga kecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitas lanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluang terdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkan perubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasi isolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis data sumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapat mengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbon pada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapat anomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebih besar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVO yang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasil analisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yang berarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACT
The research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in the southwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D which operates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara Enim Formation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of the study, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The results of the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structure of the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lower area and no further activity for development. On the other side, the presence of hydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic traps caused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indication of some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis, analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluate the indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area. Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly that has an acoustic impedance value and relative density larger than the area around it is also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbon accumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysis intercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturated with oil.

Abstrak :
Pemetaan sebaran reservoar dengan menggunakan dekomposisi spektral dan Amplitude Versus Offset AVO telah dilakukan di Sub-Cekungan Jambi. Sub-Cekungan Jambi adalah bagian dari Cekungan Sumatera Selatan yang merupakan cekungan belakang busur berumur Tersier yang terbentuk sebagai akibat tumbukan antara India plate dan Sundaland. Reservoar utama dalam penelitian ini adalah batupasir Horizon M dan N, yang termasuk dalam Formasi Air Benakat Bawah FABB. Formasi ini memiliki umur Miosen Tengah dimana terbentuk perselingan batulempung dengan batupasir dan batulanau. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menyelidiki sebaran reservoar menggunakan analisis Dekomposisi Spektral dan AVO pada horizon M dan N. Metode yang digunakan adalah Continous Wavelet Transform CWT dengan menggunakan wavelet Morlet. Dalam penelitian ini dilakukan analisis zona frekuensi rendah dimana anomali amplitudo diamati pada frekuensi rendah 15 Hz dan kemudian dibandingkan dengan amplitudo pada frekuensi pertengahan 25 Hz dan frekuensi tinggi 40 Hz. Anomali yang diamati adalah nilai amplitudo terlihat pada frekuensi rendah dan menghilang pada frekuensi tinggi. Analisis AVO digunakan untuk memverikasi hasil analisis dekomposisi spektral dengan menggunakan atribut intercept dan gradien. Hasil dari penggabungan kedua metode ini berhasil menunjukkan bahwa keberadaan reservoar hidrokarbon berada disekitar sumur M-07.

---

The reservoir distribution map with spectral decomposition method and Amplitude Versus Offset AVO has been done in Jambi Sub Basin. Jambi Sub basin is a part of South Sumatera Basin which is a back arc tertiary basin formed as a result of the collision between the Indian Plate and the Sundaland. The main reservoir of this structure is a sandstone Horizon M and N, which are included into the Lower Air Benakat Formation LABF. This formation has Middle Miocene age where formed claystone intersections with sandstone and siltstone. This aim of the study is to investigate the distribution of reservoir hydrocarbon using Spectral Decomposition and AVO at horizon M and N. The method used is Continuous Wavelet Transform CWT and using morlet wavelet as the input of processing. In this study, we perform low frequency shadow zone analysis in which the amplitude anomaly at a low frequency of 15 Hz was observed and we then compare it to the amplitude at the mid 25 Hz and the high frequency 40 Hz . The appearance of the amplitude anomaly at a low frequency was disappeared at high frequency, this anomaly disappears. The AVO analysis is used to verify the results of the spectral decomposition analysis using the intercept and gradient attributes. The result of combining these two methods succeeds to show that the hydrocarbon reservoir is located around the well M 07.

Abstrak :
ABSTRAK
Pada inversi geostatistik sejumlah simulasi dilakukan pada proses inversi seismik dan menganalisa hasil realisasi impedansi. Hal tersebut juga merupakan keuntungan dari memperhitungkan ketidakpastian non-uniqueness pada proses inversi seismik. Penelitian ini menggunakan metode inversi geostatistik dikarenakan keterbatasan dari inversi akustik impedansi dalam mengidentifikasi reservoir tipis pada sub-cekungan Jambi dan juga keterbatasan metode inversi deterministik dalam menyelesaikan masalah non-uniqeness. Hasil akhir dari penelitian ini, penulis diharapkan dapat memetakan persebaran reservoir lapisan tipis dengan lebih baik dan lebih detil.Hasil dari crossplot menunjukan bahwa litologi target reservoir batupasir memiliki nilai impedansi yang lebih tinggi dari litologi non-target. Hal tersebut dikarenakan litologi target merupakan batupasir glaukonitik yang memiliki kekerasan lebih tinggi sehingga kecepatan gelombang P lebih tinggi dibandingkan dengan litologi batulempung. Nilai cut-off pada crossplot utama yaitu antara P-impedance, gamma ray, dengan resistivitas yaitu sebesar 25.000 gr/cc ft/s.Hasil realisasi inversi seismik geostatistik sebanyak 50 model dijadikan sebagai input dalam estimasi probabilitas keberadaan lapisan di bawah permukaan dan dihitung rata rata dari seluruh model impedansi untuk mendapatkan most probable model. Perbandingan antara hasil inversi geostatistik dengan inversi deterministik menunjukan perbedaan yang sangat signifikan. Inversi geostatistik dapat memodelkan lapisan-lapisan tipis yang berada di bawah tunning thickness. Reservoir tipis dengan ketebalan rata-rata di bawah 10 meter dapat termodelkan dengan sangat baik dengan tetap mengacu pada input data seismik dan data sumur.

---

ABSTRACT
In the geostatistical inversion a number of simulations are performed on the seismic inversion process and analyzing the result of impedance realization. It is also an advantage of taking into account the non uniqueness of the seismic inversion process. This research uses a geostatistical inversion method due to the limitation of the impedance acoustic inversion in identifying the thin reservoir in the Jambi sub basin and also the limitation of the deterministic inversion method in solving the non uniqeness problem. The final result of this study, the authors are expected to map the distribution of thin layer reservoir with better and more detailed. The results of the crossplot indicate that the target sandstone target lithology has a higher impedance value than the non targeted lithology. This is because the target lithology is a glauconitic sandstone that has a higher hardness so that the P wave velocity is higher than that of claystone lithology. The cut off value on the main crossplot is between P impedance, gamma ray, with a resistivity of 25,000 g cc ft s. The result of geostatistical seismic inversion realization of 50 models serve as input in probability estimation of the existence of subsurface layer and calculated mean of all impedance model to get most probable model. Comparison between the results of geostatistic inversion with deterministic inversion shows a very significant difference. Geostatistical inversions can model thin layers that are below tunning thickness. Thin reservoirs with average thicknesses below 10 meters can be modeled very well with reference to both seismic data input and well data.

Abstrak :
Analisis potensi shale hidrokarbon dengan pendekatan data geokimia dan interpretasi seismik telah berhasil dilakukan pada lapangan FH, Sub-Cekungan Jambi. Parameter dalam eksplorasi shale hidrokarbon yang mengandung Total Organic Content TOC lebih tinggi dari 1, Indeks Hidrogen HI lebih tinggi dari 100, Vitrinite Reflectance Ro lebih tinggi dari 1,3 untuk dry gas, Net Shale Thickness lebih dari 75, dan kerogen dikelompokkan menjadi tipe I, II atau III. Penelitian ini berlokasi di Sub-Cekungan Jambi, yang terletak di provinsi Jambi, bagian timur pulau Sumatera. Sub-Cekungan Jambi adalah Sub-Cekungan dari Cekungan Sumatera Selatan. Berdasarkan petroleum sistem di wilayah Sub-Basin Jambi, source rock berasal dari bentuk Formasi Lahat berupa Formasi Lacustrine dan Talang Akar berupa terrestrial coal dan coal shale. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dan menganalisis potensi shale hidrokarbon di Sub-Cekungan Jambi. Formasi Talang Akar menjadi fokus penelitian ini. Talang Akar memiliki sumber batuan yang berkisar dari yang baik sampai yang sangat bagus dan sangat potensial mulai dari 1,5 sampai 8 wt TOC di daerah Sub-Cekungan Jambi. Inversi seismik adalah teknik pembuatan model geologi bawah permukaan dengan menggunakan data seismik sebagai masukan dan data geologi sebagai kontrol. Hasil analisis menunjukkan bahwa nilai TOC berada pada kisaran 0,5 - 1,5 wt dan Ro berada pada kisaran 0,51 - 1,1. Hasil analisi parameter petrofisika menunjukkan nilai porositas di bawah 10 dan saturasi air lebih dari 50. Interpretasi seismic menunjukkan daerah yang memiliki potensi berada pada nilai akustik impedan di atas 7800 m/s g/cc. Berdasarkan peta persebaran akustik impedan, daerah Timur Laut dan Tenggara merupakan daerah dengan potensi shale hidrokarbon yang baik. ......Analysis of the potential of hydrocarbon shale with geochemical data and seismic interpretation has been successfully done in field FH, Jambi Sub Basin. The parameters in the exploration of shale hydrocarbon contains Total Organic Carbon TOC is higher than 1, Index Hydrogen HI is higher than 100, Vitrinite Reflectance Ro is higher than 1.3 for window dry gas, the Net shale Thickness is over 75, and kerogen is classified into type I, II or III. This study are is located in Jambi sub basin, which is situated in the province of Jambi, the eastern part of the Sumatra island. Jambi sub basin is a sub basin of South Sumatra Basin. Based on the petroleum system in the area of Jambi Sub Basin, source rocks derived from the form Lahat Formation lacustrine and Talang Akar Formation in the form of terrestrial coal and coal shale. This study aims to identify and analyze the potential of shale hydrocarbons in the Jambi Sub Basin. Talang Akar Formation is the focus of this study. Talang Akar has a source rock that is ranged from good to excellent and highly potential ranging from 1.5 to 8 wt TOC in Sub Basin area Jambi. Seismic inversion is a technique of making the subsurface geological models using seismic data as an input and geological data as control. Analysis shows that TOC values are in the range of 0.5 ndash 1.5 wt and Ro is in the range of 0.51 ndash 1.1. petrophysic parameter shown that area having porosity less than 10 and water saturation more than 50. Seismic interpretation showing that area interest have acoustic impedance more than 7800 m s g cc. Based on the Acoustic Impedance distribution map, Northeast and Southeast is an area with good shale hydrocarbon potential.

Abstrak :
Pengolahan dan analisa data gravitasi pada cekungan Sumatra Tengah diperlukan guna mengidentifikasi dan mendeliniasi keberadaan sub-cekungan yang berpotensi sebagai peng-supply hidrokarbon dan mengetahui struktur geologi bawah permukaan dengan pemodelan 2D. Analisa spektrum, analisis derivatif, serta pemodelan forward 2D dilakukan dalam pengolahan data dan disesuaikan dengan data pendukung untuk mengetahui keberadaan sub-cekungan dan struktur bawah permukaan area penelitian. Berdasarkan penerapan metode tersebut didapatkan nilai anomali bouguer berkisar dari -24.924 mGal hingga 20.119 mGal, dengan anomali tinggi pada bagian barat laut-selatan yang berhubungan dengan basemen yang terangkat di area tersebut dan anomali rendah tersebar pada arah barat daya, barat laut, timur laut, dan tenggara berhubungan dengan zona sesar. Hasil analisa spektrum menunjukkan kedalaman basemen berada pada kedalaman 3.2-7.05 kilometer, kedalaman rata-rata anomali residual berkisar 0.5-3 km. Hasil analisa derivatif yang terkonfirmasi oleh data geologi terdapat struktur sesar naik berupa sub-thrust yang berasosiasi dengan high anomali dan juga terdapat sesar normal yang berhubungan dengan low anomali. Hasil model forward 2D menggambarkan struktur lapisan penyusun berumur tua sampai muda mulai dari basemen, kelompok pematang, kelompok sihapas, formasi telisa, formasi petani, formasi minas, dan endapan alluvial. Sub-cekungan teridentifikasi memiliki estimasi kedalaman antara 3.2-3.8 km dengan batas sub-cekungan terletak pada indikasi sesar daerah penelitian. ......Processing and analysis of gravity data in Central Sumatra Basin are needed to identify and delineate the existence of sub-basins that have the potential to supply hydrocarbons and determine the subsurface geological structure with 2D modeling. Spektrum analysis, FHD analysis, and 2D forward modeling are carried out in data processing and adjusted with supporting data to determine the existence of sub-basins and subsurface structures in the study area. Based on the application of this method, the result shows that Bouguer anomaly values ranged from -24.924 mGal to 20.119 mGal with high anomalies in the northwest-south associated with raised basement in the area and low anomaly spread in the southwest, northwest, northeast, and southeast associated with fault zones. The spectrum analysis result shows that the depth of the basement is at a depth of 3.2-7.05 km, and the average depth of the residual anomaly is around 0.5-3 km. The result of the derivative analysis which are confirmed by the geological data show that there is an reverse fault structure in the form of a sub-thrust which is associated with high anomalies and there are also normal faults which are associated with low anomaly. The result of the 2D forward model describe the layer structure from the eldest to youngest that were Basement, Pematang groups, Sihapas groups, Telisa formations, Petani formations, Minas formations, and alluvial deposits. The identified sub-basin has an estimated depth of between 3.2-3.8 km with the boundary of the sub-basin located at the fault indication in the study area.  

Abstrak :

Sub-cekungan Caswell, Cekungan Browse adalah cekungan ekstensional yang berlokasi di pantai Barat Australia.  Formasi Plover yang berumur Jura merupakan interval reservoar pada sub-cekungan Caswell. Kehadiran material vulkanik yang diendapkan pada Formasi Plover berumur Jura dapat mengurangi kualitas dari reservoar. Beberapa sumur telah di bor di area sub-cekungan Caswell dengan hasil yang berbeda-beda, Torosa-1 di bor pada tahun 2006 dan pada tahun 2010 Kronos-1 di bor berhasil menemukan gas, sedangkan Poseidon-1 dan Poseidon-2 yang di bor pada tahun 2010 tidak berhasil menemukan gas. Keempat sumur ini berada pada area yang mempunyai data seimik 3D. Tujuan dari tesis ini adalah untuk  mendapatkan pemahaman tentang penyebaran litologi dan fluida pada daerah penelitian. Pada tesis ini dilakukan pemodelan inversi seismik simultan. Hasil dari inversi seismik simultan adalah volum impedansi-P, impedansi-S, dan densitas. Berdasarkan hasil dari Impedansi-P dan Impedansi S , penyebaran reservoar yang berisi hidrokarbon memusat pada area sumur Kronos-1, sebaliknya tidak ditemukan reservoar yang berisi hidrokarbon pada area sumur Poseidon-1 dan Poseidon-2. Integrasi dari analisis crossplot Vp/Vs dengan Impedansi-P menunjukkan kemungkinan untuk mendapatkan litologi batupasir sebagai reservoar adalah 30 % pada area sumur Kronos-1 dan 0% pada sumur Poseidon-1.

---

Caswell sub-basin, Browse Basin is an extensional basin situated in Australia’s North West Shelf. Jurassic Plover Sandstone is an objective reservoir interval in this area. Presence of volcanic materials in the Jurassic Plover Reservoir possibly reduce the quality of the reservoir. Several wells drilled within Caswell sub-basin with different results, Kronos-1 drilled in 2010 and Torosa-1 in 2006 was successfully discovered gas. In 2009, Poseidon-1 and Poseidon-2 resulted as dry hole. These four wells are located within 3D seismic Poseidon data. Objective of the Thesis is to get more understanding of the lithology and fluid distribution in the study area.  Pre-stack simultaneous inversion done in this study as a method to get P-Impedance, S-Impedance and bulk density. In order to generate P-Impedance, S-Impedance and bulk density models, gathers data employed in the pre-stack simultaneous inversion. The final outputs of this study are P-impedance, S-impedance and bulk density volumes. HC sands distribution based on P-Impedance and S-Impedance concentrated in Kronos-1, in contrast with Poseidon-1 and Poseiodon-2 there was no HC sands distribution in these wells. Integration of Vp/Vs vs P-Impedance with  lithofacies probabilistic classification shows HC sand probability 30% in Kronos-1 and 0% in Poseidon-1.