Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Penelitian ini bertujuan untuk mengembangkan konsep/metoda analisis geomekanika dan kaitannya dengan petrofisika kandungan TOC serta penerapannya dalam rangka mengetahui potensi eksplorasi yang masih ada untuk pengembangan pada lapangan "X", ditemukan pada tahun 1975. Lapangan "X" hingga saat ini masih memproduksikan gas dari reservoar yang bersifat "Tight, gas bearing and shaly sand reservoir". Pada penelitian ini dilakukan perhitungan sifat mekanika dari data sumur dan log data yang meliputi perhitungan hidrostatik, Overburden Pressure (Sv), Pore Pressure (Pp), Minimum Horizontal Stress (Shmin), Maximum Horizontal Stres (SHmax) dan Rock Strength - Uniaxial Compressive Strength (UCS). Data 2D Post Stack inversi seismik dipergunakan untuk mendapatkan distribusi mekanik dari Rock strength (UCS) dan nilai critical stress pada zona target (fasies batupasir, shaly-sand, serpih dan karbonat). Selanjutnya penelitian menghitung niali estimasi TOC dengan Passey's Method (1990), menggunakan log sonik dan resistivitas serta penentuan nilai Vitrinite Reflectance (Ro) dan Level of Organic Maturity (LOM). Pada akhirnya, penelitian ini berusaha mencari hubungan antara sifat mekanis dan kandungan TOC pada reservoar. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah meliputi tiga data sumuran (wireline logs), seismik 2D, data reservoar/engineering (Mudlog, RFT, DST, LOT/FIT, pressure tests), laporan sumur dan data geologi regional. Studi analisis geomekanika pada lapangan "X" dapat ditentukan bahwa nilai critical stress maksimum sekitar 9000 psi untuk proses fracturing zona reservoar, yang bertujuan memperbesar aliran produksi hidrokarbon. Hasil petrofisika kandungan TOC pada ketiga sumur menunjukkan bahwa Formasi Bebulu (Early Miocene) di Kutai Basin berpotensi mengandung sumberdaya, baik conventional dan unconventional hydrocarbon. ...... This research aims to develop the concept/methods geomechanics analysis and petrophysical relation to the content of TOC also its application in order to determine the exploration potential that still exists for the development of the field "X", discovered in 1975. Field "X" is still producing gas from the reservoir is "Tight, bearing and shaly sand gas reservoir". The research is to calculate the mechanical properties from the well and log data, which include the calculation of hydrostatic, Overburden Pressure (Sv), Pore Pressure (Pp), the Minimum Horizontal Stress (Shmin), the Maximum Horizontal stress (SHmax) and Uniaxial Compressive Rock Strength-Strength (UCS). 2D Data Post Stack seismic inversion was used to get the mechanical distribution of Rock strength (UCS) and the value of critical stress on the target zone (facies: shaly sandstone, sand, shale and carbonates). Next step is estimate the toc value with Passey 's method (1990), using a sonic and resistivity log and also the determination of Vitrinite Reflectance (Ro) and the level of organic maturity (LOM). Finally, this research trying to find the relationship between the mechanical properties and the TOC content in reservoir. The data used in this research are three well data (wireline logs), 2D seismic data, reservoar/engineering data (Mudlog, RFT, DST, LOT/FIT, pressure tests), well reports and regional geology data. Studies of geomechanics analysis in the field "X" can be determined that the maximum value of the critical stress of about 9000 psi reservoir zones for fracturing process, which aims to increase the flow of hydrocarbon production. Petrophysical results of TOC content on all three wells showed that Bebulu Formation (Early Miocene) in the Kutai Basin has the potential to contain resources, both conventional and unconventional hydrocarbons.

Abstrak :
Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada CD Karbonat Formasi Ngimbang. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 60 - 140 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST). CD Karbonat dibagi enam (6) zona aliran dengan ketebalan tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis atau pun karbonat yang ketat. Analisa detil core termasuk porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur. Hasil analisa menunjukan tidak terdapat hubungan antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas, sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan. Kemudian pemodelan geologi dilakukan dengan melakukan perhitungan rock type secara petrofisika menggunakan persamaan Windland R35 dengan menggabungakan informasi yang diperoleh dari data core. Ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik, sehingga analisa post stack 3d seismik yaitu analisa impedansi akustik tidak bisa membedakan zona-zona reservoar yang diidentifikasi dari sumur. Dalam tesis ini, data seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan tren karakter reservoar secara kualitatif untuk interval CD Karbonat secara keseluruhan. Untuk memetakan flow unit dari masing masing zona reservoar dalam model geologi, akan dilakukan secara statistik. ......The presences of oil and gas in the North East Java Sea Basin, North of Madura Island, Indonesia, have been proven by four (4) wells drilled into the Early Oligocene CD Carbonate of the Ngimbang Formation. This formation was deposited within carbonate platform setting. The average gross thickness of carbonate ranges between 60 - 143 meters with very good deliverability of 450 – 4,449 BOPD recorded from DST’s. The reservoir comprises of six (6) zones with thickness of each zone ranges between 4 - 40 meters. Each zone is separated by either thin shale or tight carbonate. Reservoir rock types identification is an essential component in the reservoir characterization process. Rock typing together with acoustic impedance analysis from post stack 3D seismic data was carried out on carbonate reservoir. The results of the analysis were used as input for the geological model. Detailed core analysis data covering core porosity, core permeability, and core lithofacies were done on Salemba-B and Salemba-C wells. The data from both wells then used for rock typing calibration for other wells which do not have any conventional core data i.e. Cibubur-A and Salemba-A wells. Facies analysis from the core showed that no clear relation between core lithfacies with the poro-perm. Therefore the lithofacies based geological model from core was dificult to be performed. Rock type identification was calculated using Windland R35 equation which has been calibrated with core data. The productive zones were dificult to differentiate using accoustic impedance analysis due to the thickness of reservoar zonation is less than seismic resolution. Seismic data was only used to map the structure and qualitative gross reservoir charateristic. The geostatistical method was used to distribute the productive zone laterally identified from petrophysical analysis. The geological model produced was used to delineate the productive zones for field development.

Abstrak :
Prestack depth migration (PSDM) merupakan langkah penting di dalam seismic processing. Seismic refleksi ditransformasi menjadi suatu depth image menggunakan PSDM yang dipertimbangkan mampu mendeskripsikan struktur bawah permukaan secara akurat. Untuk menghasilkan suatu image struktur geologi bawah permukaan yang benar serta mampu memperjelas informasi stratigrafi secara lebih detil, diperlukan suatu model kecepatan yang mendekati benar. Tomografi digunakan untuk membuat model kecepatan di dalam media yang secara lateral tidak homogen. Metode tomografi yang umum digunakan saat ini untuk membangun model kecepatan untuk PSDM adalah model based tomography. Tidak seperti metoda tomografi pada umumnya, pada penelitian ini model kecepatan akan ditentukan dengan metode tomografi gelombang normal incidence point (NIP), dimana traveltime digunakan berasal dari proses common reflection surface (CRS) stack dalam bentuk kinematic wavefield attributes atau attribut CRS. Inversi traveltime tersebut dilakukan dengan asumsi bahwa penjalaran balik gelombang NIP akan fokus ketika traveltime pada reflektor. Dengan demikian, model kecepatan yang konsisten (distribusi kecepatan yang smooth dan secara horizontal tidak homogen) akan diperoleh ketika kondisi tersebut terpenuhi untuk setiap picked set dari kuantitas traveltime, wavefield attribute, dan zero-offset (ZO) emergence location. Model kecepatan yang diperoleh melalui inversi tomografi gelombang NIP tersebut selanjutnya digunakan untuk proses PSDM. Depth image hasil PSDM inversi tomografi gelombang NIP tersebut dibandingkan dengan depth image hasil transformasi Dix dan model based tomography. Perbandingan tersebut menunjukan bahwa, model kecepatan hasil inversi tomografi gelombang NIP cocok untuk dijadikan sebagai model kecepatan inisial, terutama apabila struktur geologinya relatif komplek. ......Prestack depth migration (PSDM) is the interesting step of seismic processing. The recorded seismic reflection data is transformed into a depth image using PSDM which is considered to be an accurate structural description of the subsurface. A nearly correct velocity model is needed to produce a correct structural image and to focus stratigraphic details. A commonly used tool for the construction of such velocity models in laterally inhomogeneous media are model based tomography. In this thesis, velocity models are determined which is makes use of traveltime information derived from common reflection surface (CRS) stack processes in the form of kinematic wavefield attributes (CRS attributes). Traveltime inversion is done by an assumption that the back-propagated normal incidence point (NIP) wave focuses at traveltime at the reflector. Thus, a consistent velocity model (a smooth velocity distribution and not horizontally homogeneous) is found when these conditions is fulfilled for each picked set of the quantities traveltime, wavefield attributes, and zero-offset (ZO) emergence location. A velocity model from NIP wave tomography inversion and then used for the PSDM purpose. Depth image resulted by NIP wave tomography inversion will be compared to the results of depth image obtained through the application of Dix transformation and model-based tomography. The comparison showed that velocity model resulted by NIP wave tomography inversion suited to be an initial velocity model, especially for geological complex structures.