Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 5 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Sri Andaryani
Abstrak :
Lapangan M merupakan lapangan gas yang terletak di Cekungan Sumatera Selatan dan sudah dikembangkan dengan pemboran 5 sumur pengembangan dari reservoar paparan karbonat Formasi Baturaja, dengan rata-rata produksi sebesar 4 MMCFPD per sumur. Berdasarkan hasil interpretasi seismik dan analog dengan lapangan minyak disebelah utara lapangan M, yaitu lapangan A, masih terdapat potensi reservoar minyak (oil rim) yang terletak downdip dari reservoar gas yaitu daerah yang belum dikembangkan di antara batas kontak gas dan minyak dengan batas kontak minyak dan air. Data produksi minyak sumur-sumur di lapangan A berkisar antara 100 - 800 BOPD per sumur. Hasil studi ini diharapkan dapat mengidentifikasi zona prospek minyak tersebut dan juga untuk pengembangan lebih lanjut zona gas. Menggunakan data seismik 3D dan data sumur, dilakukan evaluasi melalui metode dekomposisi spektral Continuous Wavelet Transform (CWT) data seismogram sintetik sumur dan data tras seismik yang melewati sumur, kemudian hasilnya disebarkan ke seluruh lapangan untuk mengidentifikasi penyebaran lateral keberadaan zona anomali frekuensi rendah. Hasil analisa dekomposisi spektral CWT pada data sumur dan data tras seismik yang ditunjukkan pada crossplot antara Amplitudo CWT dengan Frekuensi memperlihatkan korelasi yang cukup bagus. Sumur gas menunjukkan nilai amplitudo CWT paling tinggi pada frekuensi 10 ? 13 hz dan sumur minyak pada frekuensi 17 - 22 hz. Nilai amplitudo menurun pada frekuensi yang lebih tinggi. Pada sumur air, nilai amplitudo CWT selalu paling rendah pada frekuensi rendah hingga tinggi, sehingga dari crossplot tersebut dapat disimpulkan bahwa cut-off amplitudo zona air adalah pada 1,0+E09. Berdasarkan hasil analisis CWT dari data sumur ini, analisa dekomposisi spektral CWT kemudian disebarkan ke seluruh lapangan untuk bisa mengidentifikasi zona prospek. Selain itu, hasil crossplot antara nilai amplitudo CWT dengan nilai Saturasi air (Sw) pada zona reservoir memperlihatkan adanya hubungan yaitu nilai amplitudo CWT yang tinggi berkorelasi dengan nilai saturasi air yang rendah, begitupun sebaliknya.
Field M is a gas field located in the South Sumatra Basin and has been developed by the drilling of five development wells from carbonate platform reservoir of Baturaja Formation, with average production of 4 MMCFPD per well. Based on the result of seismic interpretation and its analog to the oil field located to the north of field M, namely field A, there is still potential of oil reservoir (oil rim) located downdip from the gas reservoir The potential area is limited in the area that has not been developed between gas and oil contact and between oil and water contact. The production of oil wells in the field A ranges between 100-800 BOPD per well. The result of this study is expected to identify the oil zone and other prospects for further gas development. Based on 3D seismic data and well data, the evaluation was carried out using one of spectral decomposition methods, the Continuous Wavelet Transform (CWT). The analysis was done using both well synthetic seismogram data and seismic trace that crossing-through the wells. Then CWT was run on both data. Referring to the result of the analysis, CWT was distributed across the field to identify the presence of low-frequency zone. The results of the CWT analysis from well data and seismic trace data are shown on the crossplots between the amplitude and the frequency. They show a fairly good correlation. Gas zone shows the highest value of CWT amplitude at a frequency of 10-13 Hz and oil zone shows the highest value at a frequency of 17- 22 Hz. Amplitude values decreased in the higher frequencies. In the water zone, the value of the CWT amplitude is always lower in low to high frequencies. From the crossplot it can be concluded that the cut-off amplitude value for water zone is at 1.0 + E09. In any frequency, the CWT amplitudes below that value is nonhydrocarbon or water. The result of spectral decomposition that is based the above analysis and distributed throughout the field is able to identify zones of prospects. In addition to that, the crossplot between the CWT value and the water saturation (Sw) in each oil, gas and water zone shows a correlation. High CWT amplitudes correlate to low water saturation, and vice versa.
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2013
T43485
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Yedisman
Abstrak :
ABSTRAK Target utama dari pengembangan lapangan minyak di daerah X adalah untuk dapat meningkatkan produksi melalui penempatan lokasi sumur yang memiliki reservoir minyak yang besar. Untuk reservoir karbonat fracture metodologi analisis dilakukan secara terintegrasi dengan menggunakan data sumur dan data 3D seismik. Metoda prestack seismik anisotropi dilakukan untuk mengkarakterisasi fracture di daerah karbonat fracture. Analisa data sumur dilakukan untuk mendapatkan hubungan antara intensitas fracture dengan seismik anisotropi AVAZ (amplitude versus azimuth). Proses geofisika dilakukan untuk mendapatkan 3D cube AVAZ adalah meliputi pembuatan azimuthal stack dan perhitungan efek anisotropi.Batuan karbonat bersifat heterogen akan tetapi fracture pada batuan karbonat mempunyai arah tertentu, arah fracture dan intensitas fracture inilah yang akan diteliti dan kemudian dilokalisir untuk mendapatkan lokasi pemboran. Untuk batuan karbonat di sumur X, AVO response untuk penjalaran gelombang P yang sejajar dengan fracture akan berbeda dengan amplitude gelombang jika penjalaran tegak lurus pada arah fracture, perbandingan response amplitude inilah yang menentukan derajat anisotropi. Semakin besar anisotropi maka akan menunjukan semakin banyaknya fracture yang akan didapatkan. Pada penelitian ini akan lebih banyak melakukan integrasi umum data geologi, geofisika dan reservoir bersifat riset aplikasi dengan menggunakan software yang tersedia.
ABSTRACT The main purpose of the expanded ground oil in area X is to increase the production through the allocation of the well that contains massive amount of oil reservoir. In order to analyze the carbonate Fracture reservoir, an analysis of methodology is applied collectively by using the well data and 3D seismic data. Pre-Stack Seismic Anisotropy method is used to determine the characterization of fracture in the carbonate fracture areas. The analysis of well data is calculated to get the relations between fracture intensity and seismic anisotropy AVAZ (amplitude vs. azimuth). Geophysics process is done to get 3D cube AVAZ, which involved the construction of azimuthal stack and the calculation effect of anisotropi. Naturally carbonate rock is said to be heterogeneous, however, fracture in carbonate rock has its own direction, fracture direction and fracture intensity will be observed and localized to get the drilling‟s location. For the carbonate rock in well X, AVO response for the spreading of P wave that is parallel with the fracture will be different with the amplitude wave when the spreading is vertical at the directions of fracture, this comparison of amplitude response will observed the scale or level of anisotropy . The greater scale of anisotropy will show more fracture being found. In this research will focus more on doing the general integration data on geology, geophysics and reservoir, having the quality of application research by using available software.
Depok: Universitas Indonesia, 2016
T45119;T45119
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Tezar Irawan
Abstrak :
Analisa AVO dapat digunakan untuk mengidentifikasi jenis lithologi dan kandungan fluida yang menyebabkan anomali amplitudo. Jenis kandungan fluida diketahui berdasarkan nilai Poisson?s ratio yang merupakan fungsi dari kecepatan gelombang kompresional (P-wave) dan gelombang shear (S-wave). Perkembangan dari AVO dalam mengidentifikasi hidrokarbon di reservoir adalah metode Amplitude Variation with Offset (AVO) Fluid Inversion. Metode ini digunakan untuk menganalisa dan memahami ketidakpastian (uncertainty) pada proses AVO. Dengan melakukan analisis AVO Fluid Inversion (AFI) akan didapat fluid properties dari reservoir target dan juga probabilitas penyebaran dari fluida itu. Model Intercept-Gradien untuk nilai sintetik dikalibrasi dengan model Intercept-Gradien dari data seismik. Hasil analisis yang didapat adalah berasal dari kalibrasi antara data seismik dan data sumur di target reservoir tersebut. Dalam mendapatkan hasil analisis yang baik, proses trend analysis untuk pembuatan model sintetik Intercept-Gradien dan proses kalibrasi adalah dua faktor yang berperan penting. Analisis AFI pada daerah Blackfoot menghasilkan peta-peta berupa Peta Indikator Fluida, Peta Probabilitas Hidrokarbon dengan harga probabilitas 0.5 - 0.7, Peta Probabilitas Gas dengan harga probabilitas 0.1 - 0.5 dan Peta Probabilitas Oil dengan harga probabilitas 0.2 - 0.4. Metode penyekala yang digunakan untuk kalibrasi real data dan synthetic data adalah manual, dengan harga skala global scaler 2.8 dan gradient 0.13. Batas minimum probabilitas yang diterima dalam pembuatan peta probabilitas di daerah studi ini adalah 0.4.
AVO analysis can be used to identify lithology and fluid content which causes amplitude anomaly. Fluid content can be identified using Poisson?s ratio, which are function of P-wave velocity and S-wave velocity. Development of AVO in identifying hydrocarbon in reservoir rock is carried out using AVO Fluid Inversion (AFI) method. This method is used to analyze uncertainty in AVO process. By doing AFI analysis, not only fluid properties can be identified but also the probability of fluid distribution. Intercept-Gradient model from synthetic data have to be calibrated with Intercept-Gradient model from seismic data. The result of AFI analysis is coming from the calibration of both seismic data and synthetic data in the reservoir target. To have a good analysis result, trend analysis process in the making of Intercept-Gradient synthetic model and calibration process are two factors that have to be considered carefully. The result of AFI analysis on Blackfoot area are Fluida Indicator Map, Hydrocarbon Probability Map with the range of probability 0.5 - 0.7, Gas Probability Map with the range of probability 0.1 - 0.5 and Oil Probability Map with the range of probability 0.2 - 0.4. Manual scale is the method to calibrate real data and synthetic data on Blackfoot area. The value of global scaler is 2.8 and gradient is 0.13. Minimum acceptable probability in this analysis is 0.4.
2009
T26137
UI - Tesis Open  Universitas Indonesia Library
cover
Eko Bayu Purwasatriya
Abstrak :
Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon di Indonesia. Tipe perangkap hidrokarbon yang berkembang selain perangkap struktural ada juga perangkap stratigrafi, dimana properti batuannya akan berbeda-beda secara lateral Pemodelan seismik inversi stokastik adalah inversi seismik dengan metoda geostatistik, dimana statistik dari data log sumur pemboran di integrasikan ke data seismik sehingga memberikan gambaran yang lebih baik mengenai karakterisasi reservoarnya. Kemudian data-data tersebut digunakan untuk mengestimasi properti batuan ditempat lainnya. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa peta probabilitas hidrokarbon baik pada horison A, B maupun C, mengindikasikan tingkat peluang mendapatkan hidrokarbon yang cukup tinggi dan mempunyai pola seperti pola struktur antiklinnya. Peta-peta probabilitas ini dapat digunakan untuk membantu pengembangan lapangan, dimana dapat dicari arah peningkatan nilai probabilitas hidrokarbonnya. Namun demikian hasil penelitian ini tidak dapat berdiri sendiri dan harus dibantu dengan data dan penelitian lainnya untuk memperkecil resiko eksplorasi lapangan minyak. ......South Sumatera basin is one of proven hydrocarbon's basin in Indonesia. This basin has various type of hydrocarbon?s trap, both structural and stratigraphic type, which have different reservoir properties laterally. Stochastic seismic inversion is a seismic inversion that using geostatistic method on its process, where the result of statistical analysis from well log data will be integrated to seismic data, to have a better reservoir characterization. Based on that model, we can estimate the reservoir properties for other place outside the well. The result of this study showing that, the hydrocarbon?s probability maps on horizon A, B and C indicating high probability of hydrocarbon in this area and usually have a pattern like its structural trap, in this case is an anticline structure. This hydrocarbon's probability maps can be useful to assist on field?s development, where we can investigate the distribution of hydrocarbon?s probability to find the direction of field's development. However, this study should be supported by other data and other research to minimize the risk on hydrocarbon's exploration.
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2008
T21387
UI - Tesis Open  Universitas Indonesia Library
cover
Panguriseng, Muharram Jaya
Abstrak :
Middle Baong Sand (MBS) merupakan reservoar penghasil utama minyak dan gas bumi disamping lapisan batupasir anggota Formasi Keutapang di Cekungan Sumatra Utara. Middle Baong Sand adalah kipas turbidit yang diendapkan pada lingkungan laut dalam yang diamati sebagai perulangan berkali-kali lapisan tipis batupasir dan serpih pada singkapan (outcrop). Batupasir kipas turbidit sangat susah ditebak ukuran, geometri, arah dan pola penyebarannya dari metoda interpretasi conventional. Studi ini bertujuan untuk membelajari variasi lithofasies, geometri dan distribusi spasial kipas turbidit Middle Baong Sand pada prospek ?Corundum? dengan analisis electro-fasies dan analisis multiatribut seismik dengan menggunakan pendekatan artificial neural network. Pendekatan artificial neural network untuk karakterisasi lithofasies dan dimensi reservoir Middle Baong Sand diterapkan pada 2 (dua) level data, yaitu (1) data open hole log sumur dan (2) multi-atribut seismik pada prospek ?Corundum?, Cekungan Sumatra Utara. Sumur eksplorasi Besitang-1 yang memiliki data lengkap dipilih sebagai training well sehingga hasilnya dapat dikalibrasi dengan data cutting, core, dan biostratigraphic, model Besitang-1 digunakan untuk memprediksi fasies batupasir pada sumur Ruby-1 dalam area study. Selanjutnya setiap fasies batupasir yang diperoleh pada Ruby-1 dipetakan melalui anĂ¡lisis multiatribut data seismik Corundum3D untuk mengidentifikasi distribusi lateral dan geometri batupasir anggota Middle Baong Sand. Dari studi ini diperoleh 4 (empat) fasies batupasir turbidit dalam area Corundum3D berturut-turut dari tua ke muda; (1) fasies batupasir-4 berbutir sedang ? kasar dengan kenampakan coarsening upward pada elektrofasies sebagai produk cannel fill, (2) fasies batupasir-3 berbutir sedang - kasar, (3) fasies batupasir-2 perselingan pasir halus - sedang dan lanau, dan terakhir (4) facies batupasir-1 diperoleh sebagai batupasir berbutir halus - lanauan pada sumur Ruby-1 namun ditemukan sebagai lobe turbidit di baratdaya sumur Ruby-1. Arah sedimentasi adalah dari Tinggian Malaka, fasies batupasir-4 yang paling tua provenannya dari arah baratlaut, berangsur-angsur bergeser searah jarum jam hingga provenan fasies batupasir-1 yang paling muda adalah dari arah utara.
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2008
T21558
UI - Tesis Open  Universitas Indonesia Library