Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRACTKorelasi sumur pada reservoir batugamping seringkali menjadi sangat rumit. Korelasimenggunakan data log saja dapat mengakibatkan terjadinya korelasi yang salah. Databiostratigrafi dapat membantu untuk memecahkan masalah tersebut. Batu gampingformasi Mundu-Selorejo tersusun oleh butir-butiran foraminifera plakntonik, sedikitklastik dan mineral lempung. Pembagian reservoir dapat dilakukan dengan membagizona nano fosilnya, dikenal dengan nama zonasi MSNZ.Interpretasi zona MSNZ ini sangat sulit dilakukan pada seismik konvensional. ZonasiMSNZ merupakan peristiwa pengendapan kronografi, dan peristiwa ini dapattercermin dalam sifat fisik batuan. Pada studi ini dilakukan interpretasi horizonMSNZ ini melalui perubahan impedansi akustik pada lapangan Sphenolithus ini.Horizon MSNZ ini kemudian menjadi input model pengendapan.Hasil dari korelasi sumur dan interpretasi impedansi akustik adalah sebuah modelyang menunjukan bahwa batugamping bioklastik ini diendapkan secara progradasi didasar laut. Endapan progradasi ini disebabkan oleh arus konturit. Hasil dari model inimenunjukan bahwa perkembangan fasies reservoir baik terbatas hanya berada padadaerah tinggian pada saat pengendapan.

---

ABSTRACTWell correlation in limestone reservoir often become very complicated. Correlationusing log data only, could cause missed correlation. Biostratigraphy data are able tosolve the problems. Mundu-Selorejo Formation limestone was consisting offoraminifera planktik grain, few clastic grain and clay minerals. Reservoir zonationwas done by dividing the nano fossil zones, known as MSNZ zonation.The MSNZ interpretation are hard to done in conventional seismic cube. The MSNZzonation was a chronographic depositional event, and this event could be shown inrock physical properties. Within this study the MSNZ horizons is interpreted throughthe acoustic impedance changes within Sphenolithus field. These MSNZ horizonsthen become an input for depositional model.The outcome of the correlation and acoustic impedance interpretation is a model thatshown the bioclastic limestone was deposited progrades on the sea bed. Theprogradation was caused by contourite current. The result of this model shown thatthe development of good reservoir facies was only limited to paleo-bathymetric highduring deposition."

"Formasi Baong bagian bawah bertanggung jawab sebagai batuan induk yang mengisi reservoar batupasir pada lapangan minyak dan gas di bagian tenggara Cekungan Sumatera Utara. Penelitian ini mengungkapkan data dan fakta dari laboratorium, pengeboran, wireline well log dan seismik melalui studi analisa petrofisika, geokimia, geomekanika dan geofisika Formasi Baong bagian bawah. Pemahaman tentang geokimia, mineralogi dan geomekanika serpih sangat penting untuk memahami bagaimana reservoir serpih memiliki potensi untuk cadangan dan produksi ketika dilakukan stimulasi. Analisis laboratorium geokimia digunakan untuk menentukan kekayaan, kematangan dan kerogen tipe. Penelitian ini mengklasifikasikan serpih berdasarkan kekayaan organik, kematangan, jenis, kekuatan serpih, kerapuhan serpih dan kandungan clay. Formasi Baong bagian bawah yang menjadi target pada studi ini terletak pada kedalaman 1778-2428 m (TVD), memiliki material organik yang kaya dengan TOC berkisar antara 1,88-3,85% wt, tingkat kematangan 12% sudah matang dan 88% belum matang, serta menghasilkan 20% kerogen tipe III dan 80% kerogen tipe II/III sehingga dapat dijadikan sebagai batuan induk yang berpotensi menghasilkan gas dan gas/minyak. Rigiditas Formasi Baong bagian bawah sangat sangat brittle dengan memiliki rata ? rata kandungan mineral kuarsa 33,7% dan mineral brittle seperti kalsit 8,8%, dolomit 1,8% dan siderit 0,9%, serta brittle 80% dan less brittle 20%, sehingga dapat dilakukan hyhraulic fracturing dengan baik. Nilai impedansi serpih Formasi Baong bagian bawah berkisar antara 20203 ? 24615 ((ft/s)*(g/cc)).

---

The Lower Baong Formation is responsible for source rock filled up sandstones reservoir in the oil and gas field in the southeastern part of North Sumatra Basin. This study reveals the data and facts from the laboratory, drilling, wireline well logs and seismic through the analysis study of petrophysics, geochemistry, geomechanics and geophysics of Lower Baong Formation. An understanding of shale geochemistry, mineralogy and geomechanics is very important to understand how the shale reservoir has the potential to reserve and produce when carried out stimulation. Geochemical laboratory analysis is used to determine the richness, maturity and kerogen type. This study classify shale based on organic richness, maturity, type, shale strengthness, shale brittleness and clay content. The Lower Baong Formation being targeted in this study lies at a depth of 1778-2428 m (TVD), has a rich organic material with TOC ranging from 1.88 to 3.85 wt%, the maturity level of 12% is mature and immature 88%, and generate 20% kerogen type III and 80% kerogen type II / III so it can be used as a source rock potential to produce gas and gas / oil. Lower Baong Formation rigidity are very brittle by having the averages 33.7% quartz mineral content and brittle minerals such as 8.8% calcite, 1.8% dolomite and siderite 0.9%, and brittle 80% and less brittle 20%, so it can be done hyhraulic fracturing very well. Sahle values of Lower Baong Formation bottom ranges from 20203-24615 ((ft/s)*(g / cc))."

"Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menentukan potensi shale oil di Formasi Anggota Banuwati Shale, Cekungan Asri, dengan melihat parameter Total Organic Carbon (TOC), Maturity, dan Brittleness Index. TOC dimodelkan dengan melakukan crossplot antara TOC measured dengan log gamma ray, log density, log neutron porosity, dan log P wave (multi linier regresi). Brittleness index dimodelkan dengan mengkombinasikan log Young’s modulus dan log Poisson’s ratio, serta dibandingkan dengan brittleness index yang dimodelkan dari beberapa data x ray diffraction. Maturity dijadikan sebagai salah satu parameter untuk menentukan kategori TOC, oil atau gas. Shale yang memiliki TOC > 1 wt.%, memiliki thickness > 50 ft, dan brittle merupakan zona potensi shale oil. Shale di Formasi Anggota Banuwati Shale didominasi oleh tipe kerogen I, lingkungan pengendapan lacustrine, dengan early mature di kedalaman 8132 ft (Delima-1). Berdasarkan inversi simultan, diketahui bahwa persebaran shale yang berpotensi menjadi shale oil berada di arah Timur Laut dari sumur Delima-1, pada depth > 9500 ft, dengan ketebalan 200 - 300 ft.

---

The purpose of this research is to determine the potency of shale oil in Member Banuwati Shale Formations, Asri Basin, with use Total Organic Carbon (TOC), Maturity, and Brittleness Index parameter. TOC is modeled by multiple linear regresion method. This method is crossplot between TOC measured with gamma ray log, density log, neutron porosity log, and P wave log. Brittleness index is modeled by combining Young's modulus log and Poisson's ratio log, where this model called brittlenes index geomechanic model. After that this model compared with brittleness index model from mineralogy. Maturity is one of the parameters used to determine category of TOC, oil or gas. Shale which has TOC more than 1 wt.%, has a thickness more than 50 ft, and has brittle is potential to be shale oil. Shale in Member Banuwati Shale Formation is dominated by kerogen type I, lacustrine depositional environment, with early mature in depth 8132 ft (Delima-1). Based on simultaneous inversion, known that distribution of shale which is potentially into lying in the northeast of Delima-1 well, in depth > 9500 ft, with thickness 200 - 300 ft."