Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Full Waveform Sonic Log dapat merekam gelombang compresional (P) dan shear (5) sehingga modulus elastisitas dan rasio VpNs batuan di sumur pemboran migas dapat diketahui dengan menggunakan tambahan data dari log densitas.Dengan mengkombinasikan data hasil log konvensionai (SP, Gamma Ray, resistivitas,porositas dan densitas), dan hasil uji kandungan lapisan di sumur Tegal Tangkil-1 dengan hasil perhitungan modulus elastisitas (Poisson' Ratio, Modulus Bulk, kompresibilitas, modulus Young, modulus rigiditas) dan rasio VpNs maka akan diketahui karakter atau ciri modulus elastisitas dan rasio VpNs untuk setiap jenis litologi (batuan), sifat-sifat petrofisika dan kandungan hidrokarbon di sumur ini.Penelitian menunjukan bahwa Poisson's Ratio, kompresibilitas dan rasio VpNs merupakan metoda yang terbaik untuk mendeteksi jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan tingkat ketelitian yang cukup baik. Nilai Poisson's Ratio untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 0.33 - 0.36, Batugamping Formasi Baturaja dan Parigi : 0.28 - 0.33, Batulempung Formasi Cibulakan Atas : 0.37 - 0.40, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 0.16 - 0.20, batupasir gas Formasi Cibulakan Atas : 0.21 - 0.25.Dari hasil cross plot Poisson's Ratio dengan Vpdapat diketahui jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan cukup akurat. Nilai rasio VpNs untuk untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 2.0 - 2.1, Batugamping Formasi Baturaja dan Parigi : 1.8 - 2.0, Batu lempung Formasi Cibulakan Atas : 2.2 -- 2.45, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 1.6 - 1.7, batupasir mengandung gas Formasi Cibulakan Atas : 1.65 - 1.75. Dari hasil cross-plot rasio VpNs dengan acoustic impedance dapat diketahui jenis litologi dan kandungan hidrokarbon dengan cukup akurat.Nilai kompresibilitas untuk batupasir Formasi Cibulakan Atas adalah: 0.05 - 0.08, Batugamping Formasi Baturaja : 0.03 - 0.05, Batugamping Formasi Parigi 0.035 - 0.07, Batulempung Formasi Cibulakan Atas : 0.06 - 0.015, Batugamping gas Formasi Cibulakan Atas : 0.16 - 0.165, batupasir gas Formasi Cibulakan Atas : 0.23 - 0.25. Porositas , kandungan shalellempung , dan tekanan mempengaruhi kecepatan gelombang P (Vp) dan gelombang S (Vs). Porositas dan kandungan lempung (Vshale) mengurangi vp dan Vs, tetapi Vshale meningkatkan rasio VpNs . Pengaruh porositas Iebih dominan dibandingkan Vshale, sedangkan tekanan meningkatkan Vp dan Vs."

"Telah dihasilkan persamaan hubungan koefisien refleksi (R) sebagai fungsi ray parameter (p) yang dimodifikasi dari persamaan Shuey dan Verm & Hilterman. Dengan persamaan tersebut dapat dihitung nilai kecepatan gelombang shear (Vs), Poisson's ratio (σ), dan kontras Poisson's ratio (Δ σ) pada bidang batas dari dua lapisan. Untuk menghitung nilai parameter-parameter yang tidak diketahui tersebut digunakan metode inversi least square karena hubungan antara koefisien refleksi dengan ray parameter kuadrat adalah linier. Dasar perhitungan metode inversi ini adalah dengan meminimumkan penjumlahan kuadrat data observasi dan model. Uji coba metode perhitungan inversi AVO ini dilakukan pada lapangan DC-1, Pulau Padang - Cekungan Sumatera Tengah yaitu pada lintasan seismik HM86-21. Hasil perhitungan ini selanjutnya dibandingkan dengan data sumur MSDC-1 (sumur ini terletak pada SP 1122 lintasan HM86-21). Untuk mengestimasi nilai saturasi air atau gas telah dilakukan percobaan uji kecepatan gelombang akustik terhadap perconto inti pengeboran (core) yang diarnbil dari care#1 sumur MSDC-1. Pengukuran waktu transit gelombang primer (tp) dan gelombang shear (ts) yang dilewatkan melalui perconto dilakukan dengan vaniasi nilai saturasi air. Dari tp dan ts ini kecepatan gelombang primer (Vp) dan kecepatan gelombang shear (Vs) dapat dihitung. Dan kedua nilai kecepatan tersebut dapat ditentukan parameter-parameter reservoar Poisson's ratio ( σ), modulus hulk (K), modulus shear (µ), dan modulus Young (E). Dan nilai parameter-parameter tersebut dibuat cross plot antara Vp danσ dengan variasi porositas dan saturasi. Estimasi saturasi air dari perhitungan inversi AVO adalah dengan meletakkan nilai Vp dan σpada kurva empiris, sehingga didapat nilai saturasi air. Perhitungan inversi AVO dengan metode least square pada CDP 2245, CDP 2268, dan CDP 2294 memberikan nilai saturasi air berturut-turut sebesar 20 %, 50 %, dan 80 %. Sedangkan dari data sumur MSDC-1 nilai saturasi air yang bertepatan dengan CDP 2245 adalah 27 - 70 %.

---

The reflection coefficient as a function of ray parameter R(p) has been modified from Shuey and Verm & Hilterman equations. From this equation, the shear wave velocity (Vs), Poisson's ratio ( σ), and Poisson's ratio contrast ( Δ σ ) at the reflecting interface can be determined. To calculate these unknown parameters the least squares method were used, because the relationship between the reflection coefficient and the square of ray parameter is linear. The basic calculation of the inversion method is minimizing the sum of the squares of the observed minus model data.

The method has been applied to DC-1 field, Pulau Padang, Central Sumatera Basin i.e. seismic line HM86-21. The result of inversion has been compare to MSDC-1 well data (it's located at SP 1122). Estimation on water or gas saturation has been done from acoustic velocity measurement of care#1 MSDC-1 Well.

The transit time of the primary and the shear waves which passed trough the sample with varies water saturation were measured. The primary and shear waves velocity, as well as the reservoir parameters i.e. Poisson's ratio, bulk modulus, shear modulus, and Young modulus can be calculated. Therefore, cross-plot between Vp and a with various porosity and water saturation can be generated. Water saturation estimation from AVO inversion can be represented in the empiric curve.

AVO inversion with the least squares method at CDP 2245, CDP 2268, and CDP 2294 yields water saturation values of 20%, 50%, and 80% respectively. However, water saturation from MSDC-1, which is close to CDP 2245, has a range from 27% to 70%."

"Untuk menentukan konstanta dielektrik dan kekasaraan permukaan obyek dari data citra radar multiangle telah dikembagkan model sederhana hamburan balik sebagai fungsi konsatanta dielektrik, kekasaran permukaan dan sudut datang. Model tersebut diturunkan berdasarkan hubungan kualitalif antara hamburan permukaan dengan kekasaran permukaan dan asumsi bahwa besarnya tenaga total yang dihamburkan sama dengan koefisien reflektivitas.Dengan penyederhanaan koefisien reflektivitas, dihasilkan persamaan hamburan balik dimana antara variabel konstanta dielektrik, kekasaran permukaan dan sudut datang saling independen. Dari persamaan tersebut dapat dilakukan algoritma balik untuk menghitung konstanta dielektrik dan kekasaran permukaan dengan data citra radar multiangle.Pengelasan dilakukan dengan menggunakan data simulasi yang dihasilkan oleh model sederhana hamburan balik sebelum dilakukan penyederhanaan koefisien reflektivitas. Dari perhitungan balik didapatkan harga kekasaran permukaan sama dengan harga yang sebenarnya. Pada perhitungan balik konstanta dielektrik terjadi kesalahan yang besarnya ditentukaan oleh sudut datang dan kekasaran permukaan. Pada sudut datang: 300, 35° & 400 dengan variasi kekasaran permukaan M = 0 s/d 2,5 kesalahan perhitungan balik konstanta dielektrik kurang dari 10%."

"ABSTRAKStudi ini mempelajari penjalaran gelombang seismik pada medium berlapis dengan metode state space model (SSM) pantulan normal (Ni) dalam domain waktu, dengan anggapan medium sebagai medium homogen isotropis dan tidak meredam gelombang.Seismogram sintetis state space model yang dihasilkan merupakan jumlah gelombang downgoing dan upgoing pada titik titik yang berbeda kedalainannya dan biasanya sebanding dengan interval ruang. Informasi titik kedalaman tidak dapat digunakan untuk menentukan persamaan keadaan, tetapi dengan menggunakan tambahan koefisien refleksi dari bidang batas baru dapat ditentukan persamaan keadaan. Adapun model elastik setiap lapisan dilukiskan oleh densitas dan kecepatan penjalaran gelombang.Pada tesis ini dikembangkan prosedur singkat untuk menghitung seismogram sintetis dan koefisien refleksi arah vertikal pantulan normal. Seismogram sintetis dibentuk oleh superposisi gelombang downgoing dan upgoing pada setiap posisi kedalaman (level) dibawah permukaan tanah. Dari plot trace seismik diberbagai kedalaman memperlihatkan pola gelombang downgoing dan upgoing yang menggambarkan karakteristik perlapisan medium."

"Pemodelan reservoar batupasir cekungan laut dalam sering sulit dilakukan karena kurangnya data sumur eksplorasi yang tersedia, dan kualitas data seismik yang kurang baik. Data seismik yang ada seringkali banyak mengandung noise dari multiple gelombang yang berasal dari kolom air laut yang tebal, dan adanya pengaruh struktur bawah permukaan yang sangat komplek akibat aktifnya proses tektonik didaerah penelitian.Oleh karena diperlukan suatu metoda yang dapat digunakan untuk mendeteksi penyebaran batupasir turbidit dan kualitas reservoarnya. Salah satu metoda yang dapat digunakan dengan memanfaatkan terbatasnya data-data yang ada adalah metoda analisis multivariate.Metoda ini memanfaatkan berbagai jenis data seismik dan turunannya untuk memprediksi parameter petrofisika batuan dengan memanfaatkan hubungan korelasi statistik antara data atributatribut seismik dan data log sumur. Melalui kombinasi berbagai atribut dengan parameter petrofisik log sumur dapat diperoleh operator hubungan linier dan non-linier dari data-data tersebut. Operator korelasi yang paling optimal akan diaplikasikan kedalam data seismik untuk memprediksi parameter petrofisika batuan diseluruh wilayah penelitian.Analisis korelasi geostatistik tersebut terdiri atas tiga buah metoda analisis yaitu: analisis atribut tunggal (bivariate geostatistics), analisis regresi linier multivariate, dan analisis Probabilistic Neural Network (PNN). Analisis atribut tunggal dan regresi linier multivariate memanfaatkan hubungan linier antar atribut dan parameter petrofisika log sumur, sedangkan PNN memanfaatkan hubungan non-linier antar atribut dan parameter petrofisika log sumur.Pada penelitian ini parameter yang petrofisika batuan yang dicari adalah parameter Gamma Ray (GR) dan parameter porositas neutron. Melalui parameter GR dapat digunakan untuk identifikasi litologi sehingga dapat digunakan untuk mendeteksi distribusi channell batupasir dan kipas turbiditnya. Sedangkan parameter porositas neutron dapat digunakan untuk mendeteksi kualitas dari reservoar tersebut dan penyebarannya.Deep water sandstone reservoir modeling is typically difficult, due to limited well data and poor seismic data quality. Deep water seismic data is often poor quality due to water bottom multiples, and the effects of complex subsurface structure.

Therefore, an analytical technique is required to determine turbidite sandstone distribution and reservoir quality. One method that can be used with limited data is multivariate analysis.

This method uses different attributes of seismic data to predict petrophysical rock parameters by determining a statistical correlation between seismic attributes and well log data. This correlation can be both linear and non linear. The method determines the optimum correlation, which is applied to the seismic data to predict petrophysical rock parameters for the study area.

Geostatistical correlation analysis consists of three analysis methods : single attribute analysis (bivariate geostatistics), multivariate linear regression analysis, and probabilistic neural network (PNN) analysis. Single attribute analysis and multivariate linear regression analysis determine a linear correlation between seismic attributes and well log petrophysical parameters. PNN determines a non-linear correlation between seismic attributes and well log petrophysical parameters.

For this project, the petrophysical rock parameters that we wish to calculate are Gamma Ray ,and neutron porosity. The GR parameter is used for lithology identification, and is used to detect sandstone channel and turbidite fan distribution. The Neutron porosity parameter is used to detect reservoir quality and distribution."

"Cantik adalah lapangan yang memproduksi minyak yang berlokasi di Blok South Sumatra Extension, yang merupakan daerah operasi dari Medco E&P. Lapangan Cantik telah memproduksi minyak dari 10 sumur. Prediksi perhitungan dari volume oil in-place sekitar 4.2 MMBO, sampai saat ini cadangan yang telah dihasilkan sekitar 1.3 MMBO. Dari 2 sumur yang terakhir ditemukan bahwa reservoir tight dan sulit untuk diprosuksi. Hal tersebut membuat tantangan yang lebih besar lagi untuk mengembangkan lapangan ini. Metoda atribut dan interpretasi konvensional mempunyai keterbatasan akses untuk mendeliniasi distribusi reservoir dengan tingkat heteroginitas tinggi. Berdasarkan permasalahan heteroginitas dan interpretasi dari perangkap stratigrafi yang komplek dari batugamping, menyebabkan sulitnya untuk mengembangkan dan mengelola lapangan Cantik. Kita membutuhkan suatu pendekatan yang baru untuk memecahkan masalah tersebut, pendekatan terbaru yang memungkinkan penentuan distribusi dari reservoir adalah dengan menentukan batas dari kontak fluida. Atribut "sweetness" menunjukkan rasio dari karbonat-serpih, namun pada kasus ini ditemukan juga korelasi atribut sweetness dengan keterdapatan fluida. Dari analisa AVO diharapkan dapat mendeteksi distribusi kontak fluida berdasarkan data seismic dan sumur. Diharapkan dari hasil validasi berbagai macam atribut diharapkan dapat mendeliniasi gambaran geologi yang kompleks ini. Kombinasi dari atribut sweetness dan analisa AVO memperlihatkan distribusi dan orientasi dari target reservoir. Metoda ini membantu kita untuk menentukan tidak hanya kesuksesan sumur eksplorasi, tetapi diharapkan dapat memberikan ide untuk menambah kolam minyak yang ada. Karena dari studi inilah, resiko dari penentuan sumur development dapat secara signifikan berkurang.

---

Cantik is an oil-producing field located in South Sumatra Extension Block, a Medco E&P operation area. Cantik has 10 oil producer wells. Oil in-place volumetric calculations predict approximately 4.2 MMBO, while the proven reserve is about 1.3 MMBO. From the two last drillings founded that the reservoir was tight and difficult to develop. From that point make bigger challenges to develop Cantik field. Conventional attribute and interpretation methods provide limited access for delineating a highly heterogeneous reservoir distribution. Due to the problems of heterogeneous limestone and complex stratigraphic trap interpretation, it is difficult to develop and manage Cantik field. We need new approach to solving Cantik field problem, new approach method that can help to define reservoir distribution is defining fluid contact from various attributes. Sweetness attribute was used to define carbonate-shale ratio, but in some case, we also can find the relationship between sweetness attribute and relative fluid content. And from AVO Analysis anlysis, can be detect fuid contact distribution base on well and seismic data. Hopefully with validation of various attribute can be delineated this complex geological feature. The validating of sweetnees attribute and AVO analysis reveals the distribution and orientation of the reservoir targets, which are consistent with well data. This method helped us to propose not only successful exploration wells but also gave us an idea about the extent of the pool. Because of this study, the risks of proposing development wells can significantly reduced."

"Salah satu metode pemodelan reservoar untuk karakterisasi reservoar adalah pemetaan distribusi hidrokarbon reservoar seperti gas dengan seismik inversi menggunakan parameter elastik batuan sebagai parameter inversinya. RAKA field ditemukan sekitar tahun 1980 terdapat tiga formasi Belut, Gabus dan Arang. Formasi Arang adalah salah satu formasi penghasil gas dengan tipe reservoar batu pasir, dengan rata-rata ketebalan 70 ft pada lingkungan pengendapan terrestrial (low sinuousity channel) ke transitional lacustrinal deltaic system. Salah satu metodologi untuk memodelkan distribusi spasial dari properti reservoar adalah menggunakan elastik impendansi. Elastik impendasi merupakan kesamaan dengan AI untuk data non zero-offset dapat ditunjukkan dengan fungsi yang disebut elastik impedansi (EI). Fungsi ini merupakan generalisasi dari akustik impedansi untuk sudut datang yang bervariasi yang memberikan konsistensi dan kerangka kerja untuk mengkalibrasi dan menginversi data non zero-offset seismik seperti yang dilakukan AI pada zero-offset. Detail yang diinterpretasikan adalah formasi Arang pada struktur horizon top horizon A5_Horz dan bottom horizon A4_Horz. Dari analisa awal hasil ekstraksi RMS amplitudo volume near offset dan far offset menunjukkan adanya anomali AVO. Dengan melakukan cross plot antara AI dan EI normalisasi pada zona A5_Horz dan A4_horz pada data sumur menunjukkan perbedaan gradien antar zona gas dan zona non-HC dan cross over antara AI dan EI dengan penuruan nilai EI juga menunjukkan adanya gas. Pemodelan reservoar dilakukan dengan membandingkan inversi AI pada volume near offset dan inversi EI normalisasi pada volume far offset. Dari perbandingan tersebut didapatkan hubungan antara distribusi gas dengan anomali AVO pada indikasi awal dari ekstraksi RMS amplitudo.

---

The success of prediction of reservoir modeling is the mapping of hydrocarbon reservoirs such as gas distribution using inversion elastic parameters of rocks. RAKA field found around the year 1980 there are three formations Belut, Gabus and Arang. Formation of Arang is one type of gas-producing formations of sandstone reservoirs, with an average thickness of 70 ft in terrestrial depositional environments (low sinuousity channel) to the transitional lacustrinal deltaic system. One methodology for modeling the spatial distribution of reservoir properties is to use elastic impendance. Elastic impendance is common with accoustic impedance for the non zero-offset data can be shown with the function called Elastic Impedance (EI). This function is a generalization of the acoustic impedance for varying angle which provides consistency and a framework for calibrating and data menginversi non-zero-offset seismic as the AI in the zero-offset. Details are interpreted is the formation of Arang on the horizon structure A5_Horz top and bottom horizon horizon A4_Horz. Initial analysis of the extracted RMS amplitude of the volume of near offset and far offset shows the AVO anomaly. Cross plot wells data of AI and EI normalization in between A5_Horz zone and A4_horz show different gradient gas bearing zone and non-HC bearing zone (background trend) and cross over of AI and EI with low EI values can showing gas present. Then modeling of reservoir is done by comparing the inversion of AI in the volume of near offset and inversion of EI normalization the far offset volume. Comparison of two volume invertion of AI and EI normalization showing the gas distribution showed AVO anomaly at the first indication of the RMS amplitude extraction."

"Penerapan seismik inversi metode ?Band Limited? dan ekstraksi atribut seismik pada data seismik 2D dari hasil pemetaan lapisan batupasir Z-1100MN di lapangan minyak ?MNY? daerah DOH Sumbagut Pertamina telah dilakukan untuk menghasilkan petapeta dari penyebaran lapisan batupasir tersebut beserta sifat-sifat dan karakterisasi reservoar yang lebih terinci. Lapisan batupasir Z-1100MN dengan ketebalan 12 m didalamnya telah ditemukan minyak berdasarkan tes uji kandungan lapisan (UKL) sumur YSNT-01. Lapisan batupasir ini berada dalam Formasi Keutapang-Bawah, Cekungan Sumatra Utara. Sifat-sifat dan karakter dari lapisan batupasir Z-1100MN telah ditandai oleh penampang-penampang seismik inversi dan ekstraksi atribut data seismik. Daerah-daerah sebaran lapisan batupasir Z-1100MN yang memiliki potensi minyak (hidrokarbon) yang tinggi ditandai oleh lapisan batupasir yang memiliki porositas antara 26% hingga 32%, saturasi air (Sw) sebesar 60% hingga 65%, impedansi akustik dengan cut-off dibawah 6100 gr.m/cc.det., atribut frekuensi instantaneous dengan cut-off dibawah 38 Hz., dan atribut kuat refleksi dengan cut-off diatas 10000 satuan. Pengintegrasian dari peta-peta impedansi akustik dan atribut seismik tersebut akan menunjukkan zona-zona atau daerah-daerah yang sangat baik untuk titik pemboran baru.

---

Application of seismic inversion with band limited method and extract seismic attributes from 2D seismic data can help to define the distribution of sand Z-1100MN in ?MNY? Oil Field of Pertamina Area (DOH Sumbagut Pertamina). The characteristics reservoir of sand Z-1100MN in ?MNY? Oil Fied of Pertamina area were distinguished in detail as 12 m thick and be full of hydrocarbon (oil) from well data (DST YSNT-01 well). The sand Z-1100MN layer is part of Lower Keutapang Formation in North Sumatra Basin. Their characteristics have been marked to seismic section from seismic inversion and seismic attributes extraction. The high potential area with contain hydrocarbon from seismic inversion and seismic attribute extraction maps was characterized as the sand layer contents 26% - 32 % porosity, 60 % - 65 % water saturation, has cut-off lower than 6100 gr.m/cc.s. of Acoustic Impedance, has cut-off lower than 38 Hz, and has strong reflection with cut-off bigger than 10000 units. The overlapping maps of seismic inversion and seismic attributes extraction can result the best conclusion of the good area to drill."

"Migrasi Seismik merupakan salah satu proses akhir dalam prosessing seismik yang berfungsi untuk memindahkan kedudukan reflektor pada posisi dan waktu pantul yang sebenarnya. Migrasi yang digunakan dalam penelitian ini adalah migrasi geser-fase dan fourier split-step. Migrasi ini bekerja dalam domain frekuensi-bilangan gelombang dan mempunyai kemampuan untuk memigrasi struktur dip sampai 90o. Namun pada struktur yang memiliki perubahan kecepatan secara lateral, metode ini kurang mampu menanganinya. Metode geser-fase dan fourier split-step dicoba untuk melihat hasilnya dan ternyata metode fourier split-step mempunyai kemampuan yang lebih baik dalam menangani perubahan kecepatan secara lateral dibandingkan dengan metode geser-fase.

---

Seismic migration is a part of final process in seismic processing that have a function to move the reflector to the true position. Migration method that is used in this thesis is phase-shift and split-step fourier migration. This migration works in frequensi-wave number domain and has the ability to migrate the structure that has dip until 90o. But for the structure that has lateral velocity variation, this method is less to handle it. Phase-shift and split-step fourier is used to migrate seismic data and the result is split-step fourier migration has the ability to handle lateral velocity variation more than phase-shift migration."