Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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. "

"Lapangan PS merupakan lapangan eksplorasi yang terletak di Onshore Cekungan Jawa Barat Utara, kegiatan eksplorasi di lapangan PS dimulai pada tahun 1985 ketika sumur eksplorasi TR-1 dibor untuk menguji struktur didaerah utara lapangan, beberapa tahun kemudian sumur deviasi TR-2 dibor berdekatan dengan sumur TR-1 sampai ke tenggara untuk menggambarkan struktur yang sama, kemudian sumur eksplorasi TR-A1 dibor untuk prospek baru di bagian tenggara blok tersebut. Prediksi tekanan pori pada penelitian dilakukan menggunakan data log sonik dengan metode yang dikembangkan oleh Eaton. Hasil perhitungan tekanan pori dalam penelitian ini dikalibrasi dengan data tekanan sumur yaitu data tekanan berat lumpur pengeboran dimana jika terjadi penyimpangan dari trend kurva normal pada data sumur merupakan karakteristik kondisi overpressure. Penelitian ini menggunakan beberapa teknik untuk memperkirakan tekanan pori dalam tiga formasi berbeda yaitu Baturaja, Talang Akar dan Mid Main Carbonate Bagian dari Upper Cibulakan . Proses Conditioning data sudah dilakukan sebelumnya. Normal Compaction Trend NCT dianalisis pada masing-masing formasi karena litologi yang berbeda. Dari proses inversi data seismik post-stack 2D akan menghasilkan penampang AI dan penampang kecepatan, kemudian dianalisis mana yang lebih mempengaruhi perubahan tekanan pori. Dimulai dari analisis sensitivitas berdasarkan crossplot dari masing-masing parameter terhadap tekanan pori, kemudian dibuat model tekanan pori 3D berdasarkan geostatistik untuk melihat distribusi tekanan pori. Langkah akhir akan diterapkan blind test untuk menentukan parameter mana yang lebih baik untuk mendistribusikan tekanan pori, dimana parameter AI memiliki korelasi yang lebih tinggi dibandingkan parameter kecepatan dalam menyebarkan tekanan pori. Hasil analisa ini akan berguna untuk perencanaan program pengeboran selanjutnya di area studi.

---

Field is exploration field that located in the onshore of North West Java Basin, exploration activity in PS area was commenced in 1985 when TR 1 exploratory well was drilled to test PS North structure, TR 2 located in the same pad with TR 1 well, was drilled to the southeastern of TR 1 well to delineate the same structure, then TR A1 exploratory well was drilled in a new prospect in the southeastern part of the block. Pore pressure prediction below the surface can be done by using well log or seismic data. Pore pressure prediction in this research are done by using a methods developed by Eaton. The calculation result of pore pressure in this research are calibrated by well pressure data consist drilling mud pressure value over normal trend on the well data is a characteristic feature of overpressure condition.

This study uses several techniques to estimate pore pressure in three different formation that is Baturaja, Talang Akar and Mid Main Carbonate Part of Upper Cibulakan using sonic log data and resisivity data. Conditioning data process has been done beforehand. Normal Compaction Trend NCT are analyzed in each formations due to different lithology. From the post stack seismic data 2D inversion process will generate AI section and velocity section, it will be analyzed which one is more affect the pore pressure changes.

Starting from sensitivity analysis based on crossploting each parameter to pore pressure to. Then, the blind test will be applied to determine which parameters is better to distribute pore pressure, where AI parameters have a higher correlation than velocity parameters to distribute pore pressure. The result of analysis can be useful to the future drilling program in the study area."

"Model impedansi akustik dapat menjadi indikator litologi, porositas, serta sebagai data untuk analisis kuantitatif dari sifat fisik reservoar seperti porositas. Hasil analisis inversi impedansi akustik serta dengan pendekatan geostatistika menunjukkan bahwa reservoar yang berkembang di lapangan penelitian adalah batupasir tight yang diendapkan pada lingkungan fluvial ? dominated fan delta, dengan nilai impedansi akustik yang tinggi, hidrokarbon gas, nilai porosity yang rendah, nilai gamma ray yang rendah, nilai resistivity yang tinggi, nilai sonic yang tinggi, dan nilai density yang tinggi pada horison Caddo, Davis, Runaway, Vineyard. Namun reservoarnya tidak tebal dan dibawah limit of separability tetapi masih diatas limit of visibility.

---

The reservoir is developed in the field of research is that tight sandstones deposited in fluvial environment - dominated fan delta, with high acoustic impedance value, hydrocarbon gases, low porosity value, low gamma ray value, high resistivity value, high sonic value, and high density value in horizon of Caddo, Davis, Runaway, Vineyard. But not thick reservoir and below the limit of separability but still above the limit of visibility."

"Karakterisasi Reservoar pada Lapangan Migas ?Boonsville? telah dilakukan menggunakan metode inversi seismik dan metode geostatistik. Kedua teknik tersebut saling melengkapi dimana metode inversi seismik mengacu pada data seismik sedangkan metode geostatistik mengacu pada data sumur. Dengan mengintegrasikan konsep inversi seismik dan geostatistik dapat dipetakan distribusi reservoar secara lateral. Pada studi ini, teknik inversi seismik yang digunakan adalah teknik inversi "Model Based" sedangkan teknik geostatistik yang digunakan adalah teknik "Kriging" dan "Co-Kriging". Teknik integrasi ini diaplikasikan pada data seismik 3D yang memiliki cakupan 133 inline (74 - 206), dan 97 xline (105 - 201). Data sumur yang digunakan adalah tujuh sumur yang memiliki log densitas dan log sonic. Hasil integrasi kedua teknik tersebut memperlihatkan pola persebaran reservoar dengan trend berarah dari barat daya ke timur laut.

---

Reservoir characterization of ?Boonsville? Oil and Gas field has been carried out using seismic inversion and geostatistic method. These methods are completing each other, in which seismic inversion method is referring to seismic data, while geostatistic method is referring to well data. By integrating both seismic inversion and geostatistic methods, lateral reservoir distribution map could be generated.

In this study, the seismic inversion is performed by using "Model Based" inversion algorithm, while the geostatistic is carried out by using "Kriging" and "Co- Kriging" technique. This integrating technique is applied to 3D seismic data, which consists of 133 inline (74 - 206), and 97 xline (105 - 201). The well data set consists of seven wells, which is completed by sonic and density log. The result of both methods are showing reservoir distribution trend on south-west to north-east direction."

"Seismik Inversi adalah satu dari sekian cara untuk menghasilkan tampilan seismik yang lebih baik sesuai dengan parameter yang diinginkan. Akustik Impedansi merupakan parameter batuan yang berhubungan langsung kepada faktor kecepatan batuan untuk merambatkan gelombang dan densitas batuan.Pada Studi Kasus Haurgeulis, Impedansi tinggi berasosiasi dengan densitas tinggi, nilai Impedansi tinggi dan nilai Gamma Ray rendah mengindikasikan ini adalah batu gamping dan dilihat dan penampang Akustik Impedansi bahwa batu gamping diselingi oleh lempung sehingga diperkirakan zona ini yang diprediksi terdapat fluida gas merata di tiap tempat karena cukup terlihat di semua penampang sehingga bisa dikatakan penyebarannya bisa dikategorikan cukup baik.

---

Seismic Inversion is a way to enhance better seismic view with its paramater. Accoustic Impedance is rock parameter related with velocity of rock directly for emitting wave and density of rocks.

In study case of Haurgeulis, high Accoustic Impedance associated with high density, high Impedance and Low Gamma Ray indcated limestone and from Seismic Inversion view, limestone embedded with clay so that zone predicted fluid is in this reservoir."