Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
Metoda pemodelan data petrofisika dilakukan untuk memberikan cara yang lebih akurat dalam penentuan reservoar. Pemodelan yang diaplikasikan pada penelitian ini adalah substitusi fluida Gassmann yang dilakukan pada reservoar batupasir untuk melihat prilaku fluida pada kondisi tersaturasi air dan tersaturasi hidrokarbon terhadap gelombang seismik. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data yang sudah dipublikasikan dari Lapangan Penobscot, Cekungan Scotia Canada pada reservoar batupasir Formasi Mississauga, pada dua data sumur yaitu L30 dan B41 serta data seismik 3D,

Analisa yang dilakukan dalam penelitian ini meliputi analisa parameter petrofisika, analisa crossplot, substitusi fluida, pengikatan seismik dengan data sumur dan perbandingan amplitudo data seismik. Substitusi fluida sendiri melibatkan data log p-wave, s-wave dan densitas batuan karena ketiga log tersebut sensitif terhadap pengaruh fluida yang berbeda dalam mengisi ruang dan pori, Tiga elemen penting dalam metoda ini adalah fluida itu sendiri, rock frame dan matrik pada mineral. Sedangkan perangkat lunak yang digunakan adalah Hampson-Russel

Karakteristik pada kasus brine didapatkan nilai vp dan vs mengalami kenaikan sedangkan nilai densitasnya turun terhadap kedaan awalnya. Pada kasus minyak dan gas nilai densitasnya naik tetapi nilai vp dan vs-nya trurun terhadap keadaan awalnya. Kemudian perbandingan antara data seismik real dan sintetik menunjukan trend yang sama tetapi pada data real seismik memiliki noise yang lebih besar. Perubahan prilaku amplitudo seismik pun terbukti pada sintetik untuk kasus brine, kasus minyak dan kasus gas seiring dengan bertambahnya offset.

---

ABSTRACT
Petrophysical method of modeling data is done to provide reservoir determination accurately. Gassmann fluids substitution is consider modeling to predict fluids behavior on wet case and hydrocarbon saturated attached to seismic response for the sand reservoir condition.. The study was conducted using published data from the sands reservoir Missisauga Formation on Penobscot Field, Scotia Basin in Canada, involving two wells available L30 and B41, also 3D seismic data

The analysis on this research include sensitivity analysis, crossplot analysis, fluids substitution, well seismic tying, and comparison of amplitude. Fluids substitution involves p-wave, s-wave and rocks density, because these three are very sensitive on different fluids which fill pore and space. The most important elements in this method is the fluids itself, rocks frame and minerals matrix. Hampson-Russell software program is used to perform the fluids substitution

Characteristic of the brine case p-wave and s-wave values were increased while the value of its density decreased. For oil and gas cases, the density value were increased while the p-wave and s-wave values were decreased compare with the insitu condition. Comparison between real-seismic and synthetics picking shows the same trend although on real-seismic there were much noise than synthetics. The amplitude changes performed on synthetic brine case, oil case and gas case were proven with increasing offset

Abstrak :
Penelitian mengenai tekanan pori dilakukan pada Formasi Talang Akar dan Baturaja, Sub-Cekungan Jambi, Cekungan Sumatera Selatan. Cakupan penelitian berfokuskan pada wilayah yang mengalami overpressure atau tekanan pori melebihi normal. Analisis mengenai tekanan pori dilakukan sebagai upaya mengoptimalkan proses pengeboran di wilayah yang akan dilakukan pengembangan sumur. Pengolahan data terbagi menjadi dua, yaitu pengolahan tekanan pori pada data sumur dan penyebarannya menggunakan data seismik. Dalam melakukan estimasi nilai tekanan pori pada sumur, digunakan metode dasar tekanan pori, yaitu metode Eaton. Selanjutnya, dilakukan penyebaran tekanan pori pada data seismik menggunakan neural network dengan data masukan berupa kecepatan gelombang P dan inversi impedansi elastik. Penggunaan data tersebut dipilih karena cukup efektif dalam melakukan estimasi persebaran tekanan pori yang dikontrol oleh keberadaan litologi dan fluida. Selain itu, dilakukan pemodelan substitusi fluida guna menguatkan analisis persebaran gas pasiran. Dari pengolahan data didapatkan bahwa terdapat zona overpressure di Formasi Talang Akar dengan kedalaman 6030.184 ft - 6368.5 ft. Sedangkan pada Formasi Batu Raja tidak terlihat anomali tekanan pori yang signifikan. Keberadaan fluida hidrokarbon berupa gas pasiran di antara litologi shale dan keberadaan struktur patahan diduga menjadi penyebab terjadinya anomali berupa overpressure. ......Research on pore pressure was carried out in the Talang Akar and the Batu raja Formation, Jambi Sub-Basin, South Sumatra Basin. The scope of research focuses on areas that experience overpressure or the pore pressure exceeds normal. Analysis of pore pressure is carried out as an effort to optimize the drilling process in areas where well development will be carried out. The data processing is divided into two, namely the processing of pore pressure in the well data and its distribution using seismic data. In estimating the value of pore pressure in drilling wells, the basic method for calculating pore pressure is used, namely the Eaton method. Next, the distribution of pore pressure estimates on seismic data is carried out using a neural network with input data in the form of P wave velocity and elastic impedance inversion. The use of input data was chosen because it is quite effective in estimating the pore pressure distribution which is controlled by the presence of lithology and fluids. In addition, fluid substitution modeling was carried out to strengthen the analysis of the distribution of sandy gas. From the data processing carried out, it was found that there are zones overpressure in the Talang Akar Formation with a depth of 6030.184 ft to 6368.5 ft. Whereas in the Batu Raja Formation there is no significant pore pressure anomaly. The presence of hydrocarbon fluids in the form of sandy gas between lithology shale and the existence of a fault structure is thought to be the cause of the anomaly in the form of overpressure.

Abstrak :
Pemodelan fisika batuan pada reservoir karbonat menjadi tantangan utama untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat karena tipe pori batuan dan permeabilitas yang kompleks. Pada penelitian ini, dilakukan prediksi kecepatan gelombang shear untuk mengkarakterisasi dan mengidentifikasi fluida pada reservoir reefal karbonat Formasi Tuban, Cekungan Jawa Timur. Prediksi kecepatan gelombang shear dilakukan menggunakan beberapa metode, yaitu metode empiris, metode Greenberg-Castagna, metode Gassmann, dan metode Xu-Payne. Hasil dari penelitian ini metode Xu-Payne adalah metode yang paling baik dalam memprediksi kecepatan gelombang shear pada reservoir karbonat karena diperhitungkannya tipe pori pada metode ini. Tipe pori dan volume mineral memberikan efek yang lebih dominan dibanding efek substitusi fluida karena tingginya modulus elastik pada reservoir karbonat.

---

Rock physics modeling on carbonate reservoir become main challenge to characterize carbonate reservoir due to complex rock pore system and permeability. In this study, shear wave velocity prediction has been done to characterize and to identify fluid content in reefal carbonate reservoir on Tuban Formation, East Java Basin. Shear wave velocity prediction has been done using some methods; there are empirical method, Greenberg-Castagna method, Gassmann method, and Xu-Payne method. Result of this study is the Xu-Payne method is the best method to predict shear wave velocity on carbonate reservoir because it calculated pore type. Pore type and mineral volume parameters give more dominant effect than fluid substitution because of highly elastic modulus on carbonate reservoir.

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.

Abstrak :
Substitusi fluida merupakan bagian dari studi seismik untuk memodelkan dan menghitung berbagai macam skenario substitusi fluida yang memberi petunjuk pada pengamatan respon AVO (amplitude Variation with Offset) dan data seismik post stack....