Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Analisis atribut seismik diaplikasikan untuk mengidentifikasi area prospek reservoar hidrokarbon yang sebelumnya tidak teridentifikasi dengan baik melalui pengolahan data seismik konvensional. Analisis dilakukan dengan menggunakan perhitungan atribut amplitudo dan atribut frekuensi yang merupakan parameter dasar untuk karakteristik reservoar hidrokarbon. Area-area prospek tersebut diidentifikasi sebagai anomali amplitudo tinggi dab anomali frekuensi rendah yang merupakan respon keberadaan hidrokarbon. Atribut seismik dihubungkan dengan data log sumur untuk melihat sifat-sifat fisis seperti porositas batuan pada zona disekitar posisi sumur. Hasil yang diperoleh dalam analisis a tribut seismik dinyatakan dalam peta atribut amplitudo rms, peta atribut amplitudo positif maksimum, peta atribut amplitudo sesaat, dan peta sama pada area di bagian barat, timur, dan tenggara. Berdasarkan hubungan dari sumur A dan sumur B (sumur kering) dengan zona anomali amplitudo dan anomali frekuensi, makan penentuan sumur pengeboran baru diusulkan pada area di bagian barat (Zona I, II, III), Timur (Zona IV, VII), dan Tenggara (Zona V, VI) "

"Cekungan Jawa Barat Utara terbukti merupakan penghasil hidrokarbon yang cukup besar di Indonesia. Reservoir target merupakan resevoir karbonat formasi baturaja yang diendapkan pada kala Miosen.Pada reservoar karbonat perlu dilakukan karakterisasi untuk mengetahui jenis Fasies,lingkungan pengendapan, kualitas petrofisika dan penyebaran Impedansi Akustik dan penyebaran Porositas dengan parameter berupa analisa thin section dan data core, analisa wireline log, interpretasi seismik dan analisa inversi untuk mengetahui proses Diagenesa porositas, penyebaran porositas zona hidrocarbon dan ketebalan reservoar tersebut untuk mendapatkan informasi reservoar.Data penelitian terdiri dari 412 inline dan 2160 xline seismik tiga dimensi (3D) serta data log sumuran (UI-1,UI-2 dan UI-3). Hasil dari penelitian ini adalah pada lapangan Bimo ditemukan 3 fasies yatu Mudstone,Wackestone dan Packedstone berdasarkan klasifikasi dari dunham, didapatkan pula diagenesa nya adalah dolomitisasi, sementasi, mikritisasi dan disolusi. Sementara lingkungan pengendapannya dalah Lagoon dan Back reef dengan lingkungan diagenesa nya adalah freatik dan pencampuran.Dari klasifikasi Dunham fasies dan lingkungan pengendapan yang ditemukan mengindikasikan lingkungan laut dangkal. Pada analisa petrofisika didapat porositas pada sumur UI-1,UI-2, dan UI-3 yaitu 0.16,0.22 dan 0.2 dengan ketebalan reservoar 3.5, 2 dan 37 ft menunjukan pada sumur UI-3 yang memiliki reservoar yang tebal. Sementara pada nilai AI yaitu 16250-24000  ft/s*gr/cc pada sumur UI-1,18750-23475 ft/s*gr/cc pada sumur UI-2 dan juga 16175 dan 18175 ft/s*gr/CC pada sumur UI-3.Hasil tersebut menunjukan pada litologi karbonat memiliki nilai Impedansi Akustik yang lebih besar daripada litologi shale. Penelitian ini menyimpulkan bahwa zona reservoar dipengaruhi oleh diagenesa dari batuan Karbonat dan juga penyebaran nilai Impedansi Akustik dimana saat Impedansi Akustik kecil porositas besar dikarenakan semakin besar Impedansi Akustik maka nilai densitas batuan semakin besar.

---

The North West Java Basin is proven to be a large hydrocarbon producer in Indonesia. With reservoar Carbonate which is a hydrocarbon producer of 60% in the world it is necessary to characterize it to determine the quality of the reservoar. This basin is deposited in baturaja formations in the miocene age. Carbonate reservoars need to be analyzed by analyzing thin section and core data, wireline log analysis, seismic interpretation and inversion analysis to determine the porosity formation process, the spread of hydrocarbon zone porosity and the thickness of the reservoar.The research data consisted of 412 inline and 2160 xline three-dimensional seismic (3D) and well log data (UI-1, UI-2 and UI-3).

The results of this study were found in field Bimo 3 facies of Mudstone, Wackestone and Packestone based on the classification of dunham. Then the diagenesis was obtained as dolomitization, cementation, micritization and dissolution. While the depositional environment is Lagoon and Back Reef with its diagenetic environment is Phreatic and mixing. In petrophysical analysis obtained porosity in wells UI-1, UI-2, and UI-3 namely 0.16.0.22 and 0.2 with reservoar thickness 3.5, 2 and 37 ft while at AI value is 16250-24000 Ft / s * gr / cc at well UI-1,18750-23475 ft / s * gr / cc in wells UI-2 and also 16175 and 18175 Ft / s * gr / CC in well UI-3. This study concludes that the reservoar zone is influenced by the diagenesis of carbonate rocks and also the spread of AI values where when large AI is a large porosity due to large AI feeds, the value of the rock descent is greater."

"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."

"Karbonat Oligosen-Miosen di Cekungan Jawa Timur, atau Formasi Kujung 1, telah memberi kontribusi terhadap penemuan cadangan hidrokarbon sejak tahun 1990-an. Beberapa studi dilakukan untuk karakterisasi reservoar didominasi oleh penggunaan data pre-stack untuk membedakan antar fluida. Dengan adanya ketersediaan data seismik post-stack pada Lapangan “PATRA”, dilakukan integrasi antara analisis petrofisika dan analisis multi-atribut untuk melengkapi hasil inversi seismik post-stack. Studi ini menghasilkan volume petrofisika semu (kandungan serpih, porositas dan saturasi) menggunakan 5 kombinasi atribut seismik yang ditentukan melalui analisis multi-atribut. Atribut ini termasuk atribut eksternal (impedansi akustik hasil inversi berbasis model) dan atribut internal (amplitudo sesaat, frekuensi sesaat, fase sesaat, polaritas semu, frekuensi rata-rata dan frekuensi dominan). Jika atribut impedansi akustik digunakan untuk menghasilkan parameter petrofisika, maka error berkisar pada 32-57%. Penggunaaan multi atribut, dan juga PNN, mengurangi error ini menjadi 32-40% hingga 19-35%. Interpretasi seismik terintegrasi ini memungkinkan untuk delineasi zona interest yang berpotensi. PROMETHEUS dengan ketebalan ~213 ft dan luas 58.268.238 ft2 memiliki rata-rata kandungan serpih, porositas dan saturasi air sebesar 0,12-0,25, 0,3 dan 0,7. Prospek ini memiliki estimasi Hydrocarbon Initially in Place sebesar ~930.835.102 scf.

---

The Oligocene-Miocene carbonates of the East Java Basin, or the Kujung 1 Fm., have contributed significant hydrocarbon discoveries since the 1990s. Multiple studies conducted for reservoir characterization dominantly use pre-stack information to differentiate fluids. With the availability of post-stack seismic data Field “PATRA”, the integration of petrophysical analysis and multi-attribute analysis is done to enhance the results of post-stack inversion. This study created pseudo-petrophysical volumes (shale content, porosity and water saturation) using 5 combinations of seismic attributes through multi-attribute analysis. These attributes include external attributes (inverted P-Impedance from model-based inversion) and internal attributes (instantaneous amplitude, instantaneous frequency, instantaneous phase, apparent polarity, average frequency and dominant frequency). If a single attribute of P-impedance is used to derive the petrophysical parameter, the error ranges 32-57%. The use of multi attributes, and then PNN, reduced this error to 32-40% to 19-35%. The integration of seismic interpretation made it possible to delineate a potential zone of interest. PROMETHEUS with a thickness of ~213 ft and an area of 58,268,238 ft2 has average shale content, porosity and water saturation value of 0.12-0.25, 0.3 and 0.7. This zone of interest has an estimated Hydrocarbon Initially in Place of ~930,835,102 scf."

"Perkembangan teknologi interpretasi seismik tidak lagi hanya mengandalkan struktural tetapi telah dikembangkan kearah kombinasi stratigrafi dan struktural. Interpretasi stratigrafi lebih mengandalkan pada amplitudo gelombang seismik yang saat ini lebih dikenal sebagai atribut seismik. Atribut Amplitudo adalah salah satu atribut dasar dari trace seismik untuk mengetahui persebaran dari distribusi reservoar (karbonat). Persebaran dari reservoar karbonat diindikasikan dengan nilai amplitudo yang tinggi. Analisa atribut ini diaplikasikan pada data seismik 2D dan 2 buah data sumur pada Cekungan Tarakan, Lapangan-X, Formasi Tabul. Atribut yang digunakan adalah amplitudo RMS, maximum, dan minimum. Analisa difokuskan pada suatu horison yang dianggap sebagai reservoar. Hasil cross-plot antara amplitudo dan porositas menunjukan korelasi antara atribut seismik dengan log properti. Hasil analisa dapat menunjukkan bahwa distribusi reservoar dapat dipetakan dengan mudah dalam pengertian secara geologi.

---

Nowadays, the technology of seismic interpretation has been growing fast. Seismic interpretation is not only using structural scheme, but it is implemented by using combination of structural and stratigraphy. Stratigraphic interpretation is rely on the seismic amplitude. The so called seismic attributes. The amplitude attribute is one of the basic attributes of the seismic trace to determine the spread of the distribution reservoir (carbonate). Distribution of carbonate reservoirs as indicated by high amplitude values.

Attribute analysis was applied on 2D seismic data and two pieces of data in the Tarakan Basin wells, Field-X, Tabul Formation. The attribute used is the RMS amplitude, maximum, and minimum. The analysis focused on some horizons which is considered as a reservoir. Cross-plot results between amplitude and porosity showed a correlation between seismic attributes to log properties. Results of analysis can show that the reservoir distribution can be mapped easily in a geological sense."

"Lapangan Kutilang merupakan lapangan penghasil gas di Jawa Timur. Lapangan ini mengalami penurunan produksi yang mengakibatkan tergerusnya cadangan dan nilai keekonomian lapangan tersebut. Kegiatan eksplorasi dilakukan guna menambah sumberdaya dan cadangan dengan target Formasi Kujung I. Formasi ini memiliki potensi hidrokarbon dari interpretasi data log dan gas yang tinggi di Sumur K-2. Anomali SQp dan SQs di zona gas Sumur K-2 memiliki kesamaan rentang nilai dengan anomali SQp dan SQs di lepas pantai Malaysia. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mendeliniasi fasies, properti dan fluida pori pada Formasi Kujung I dengan metode atenuasi SQp dan SQs. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data seismik 3D dan 3 buah data sumur pemboran. Hasil penelitian ini diharapkan dapat menemukan sumberdaya baru di Lapangan Kutilang. SQp dan SQs didapatkan dengan menggunakan rasio VpVs dan densitas yang didapatkan dari inversi seismik simultan. Analisis fasies sumuran menghasilkan asosiasi fasies A yang tersusun oleh batugamping dan serpih dan asosiasi fasies B yang tersusun oleh batugamping masif. Peta atribut sweetness, rms amplitude, distribusi fasies serpih-batuan reservoar dan volume serpih memberikan gambaran penyebaran Asosiasi fasies A yang mencirikan pengendapan pada lingkungan paparan karbonat tersebar merata di daerah penelitian sedangkan asosiasi fasies B yang mencirikan pengendapan terumbu berada di tepi Tenggara daerah penelitian. Penelitian ini juga membuktikan bahwa metode SQp dan SQs dapat digunakan untuk diskriminasi serpih dengan reservoar yang mana serpih memiliki rentang nilai SQp lebih dari 0.8 dan nilai SQs sebesar 0.5-0.65. Selain itu, SQp memiliki hubungan linear dengan volume serpih dan menghasilkan sebuah persamaan empiris (R=0.74). SQs memiliki hubungan linear dengan porositas batuan dan menghasilkan sebuah persamaan empiris (R=0.54). Kedua persamaan empiris tersebut dapat digunakan untuk memprediksi volume serpih dan porositas serta penyebarannya. Metode ini juga dapat digunakan untuk mendiskriminasi reservoar pembawa hidrokarbon dengan rentang SQp kurang dari 0.5 dan SQs sebesar 0.6-0.76. Penyebaran porositas bagus dan zona reservoar pembawa hidrokarbon terakumulasi disekitar struktur Sumur K-2 dengan arah penyebaran relatif Timur Laut-Barat Daya. Prospek hidrokarbon dapat diketahui dengan mengintegrasikan peta kontur kedalaman, volume serpih, porositas, dan reservoar pembawa hidrokarbon. Terdapat 2 buah prospek yaitu prospek A yang berada di arah Timur Laut dari Sumur K- 1 dan prospek B yang berada di arah Barat dari Sumur K-1. Pengembangan Lapangan Kutilang dapat dilakukan dengan melakukan pemboran exploration tail.

---

Kutilang gas field is one of the gas field in East Java. Production decline triggers issues in reserve and economic aspect. Exploration activity is expected to find new resource and reserve which is focused on deeper reservoir target, Kujung I Formation. Hydrocarbon is found by formation evaluation and high gas reading in K-2 well. SQp and SQs hydrocarbon anomaly of K-2 well has same range value as SQp and SQs hydrocarbon anomaly of Offshore Malaysia case. In order that, this study is aimed to identify the distribution of facies, rock property and pore fluid within Kujung I Formation by using prestack simultaneous attribute based attenuation method of SQp and SQs. This study is completed by post stack and prestack 3D seismic and three exploration wells. VpVs ratio and density volume are resulted from simultaneous inversion of all those data. Then, those are calculated to find SQp and SQs. Well based facies analysis results that facies association A composed by limestone and shale and facies association B composed B massif limestone. Most of study area is covered by carbonate platform composed by facies association A while carbonate reef composed by facies association B is situated on southeastern edge of study area. These are well depicted by sweetness map, RMS amplitude map, litofacies map and shale volume map. SQp and SQs method is able to identify the presence of shale facies from reservoir which SQp has a value more than 0.8 and SQs has value ranging from 0.5 to 0.65. Shale volume can be predicted by empirical equation yielding from SQp and shale volume linear relationship (R=0.74). Porosity can be predicted by empirical equation yielding from SQs and porosity linear relationship (R=0.54). Moreover, this method can also discriminate hydrocarbon bearing reservoir from water bearing one which SQp has a value lower than 0.5 and SQs has value ranging from 0.6 to 0.76. Good porosity reservoir and hydrocarbon bearing reservoir distribution is accumulated surrounding of K-2 well with Northeast-Southwest trending. Two prospects are succesfully identified which are situated on Northeastward and Westward of K-1 well by integrating of depth structure map of Kujung I, shale volume map, porosity distribution map, and payzone map. The future development of Kutilang gas field is sugggested by drilling the deeper target reservoir of Kujung I Formation with exploration tail scheme."

"Lapangan X yang terletak di Graben Viking, Laut Utara tersusun oleh endapan deltaik dengan karakteristik struktural berupa sistem patahan yang kompleks. Hal ini menimbulkan kesulitan untuk mengetahui kemenerusan serta pola penyebaran reservoar batupasirnya. Guna mengarakterisasi reservoar lapangan X, data seismik 3D dan data log dari 15 sumur dianalisa dengan menggunakan metode inversi dan ekstraksi atribut seismik. Metode seismik inversi menghasilkan distribusi nilai impedansi akustik sedangkan ekstraksi atribut seismik menghasilkan peta distribusi nilai amplitudo. Hasil integrasi dari kedua metode tersebut ditambah data hasil analisis multi atribut berupa peta distribusi gamma ray dan porositas mampu menggambarkan bentuk reservoar batupasir.

---

Field X in the Viking Graben, North Sea, is believed to be a deltaic depositional system with structural characteristics is complex fault system. This issue cause a problem to identify the distribution of the reservoir. To characterize the reservoir, 3D seismic data and well log data from 15 wells were analyzed using seismic inversion and extraction of seismic attribute. As a result, acoustic impedance distribution map from seismic inversion and amplitude distribution map from seismic attribute extraction. Both were integrated and combined with gamma ray and porosity distibution map from multi attribute analysis, able to map the bodies of sandstone reservoir."