Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Dekomposisi spektrum seismik dalam kawasan waktu-frekusensi adalah suatu bagian dari teknologi seismic imaging yang berkembang cukup pesat dan sangat berguna untuk mendeteksi keberadaan reservoar hidrokarbon secara cepat berdasarkan kandungan spektrum waktu-frekuensinya Beberapa metode dekomposisi spektrum yang banyak digunakan adalah Short Time Fourier Transform (STFT), Continous Wavelet Transform (CWT), Matching Pursuit Decomposition (MPD). Metode MPD merupakan modifikasi dari STFT maupun CWT dan menawarkan solusi untuk keterbatasan resolusi untuk kedua metode tersebut.Pada penelitian ini diaplikasikan dekomposisi spektrum berbasiskan transformasi wavelet dengan metode MPD pada data seismik dari suatu lapangan eksplorasi untuk mengetahui zone yang memiliki kualitas reservoar paling baik pada lapangan tersebut. Salah satu indikator keberadaan reservoar hidrokarbon adalah adanya anomali low frequency pada spektrum waktu-frekuensinya (Castagna dan kawan-kawan, 2003).Selanjutnya untuk memprediksi distribusi dan kandungan fluida dari reservoar tersebut dilakukan pemetaan distribusi anomali low frequency hasil dekomposisi spektrum MPD. Untuk mempertajam kenampakan distribusi low frequency zone selanjutnya dilakukan metode RGB image blending pada isofrequency slices hasil MPD tersebut. Sehingga bisa diketahui zone-zone yang mempunyai properti reservoar yang baik.

---

Seismic spectral decomposition in the time-frequency domain is a part of seismic imaging technology that is growing quite rapidly, and very useful to detect the presence of hydrocarbon reservoir quickly based on spectral content of timefrequency spectrum. Several spectral decomposition methods widely used are the Short Time Fourier Transform (STFT), Continuous Wavelet Transform (CWT), Matching Pursuit Decomposition (MPD). MPD method is a modification of the STFT and CWT, and offers solutions to the limitations of the resolution for both methods.

In this study, spectral decomposition was applied based on wavelet transforms using the MPD method on seismic data of an exploration field to find out which zone has the best reservoir quality in the field. One indicator of the hydrocarbon reservoir presence is low frequency anomaly on the time-frequency spectrum (Castagna et al., 2003).

Furthermore, the low frequency anomaly of MPD spectral decomposition was mapped to predict the distribution of reservoir. The RGB image blending method was performed on isofrequency slices of MPD results to sharpen the appearance of low frequency zone distribution, so that it can be recognized which zones have good reservoir properties."

"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."

"ABSTRAKInterpretasi seismik yang dilakukan pada Lapangan D telah dilakukan dengan memprediksi beberapa volum properti log dengan menggunakan analisis multiatribut. Analisis ini dilakukan untuk memprediksi adanya sebaran reservoar batupasir pada zona D-28A. Selain untuk memetakan sebaran reservoarnya, analisis ini juga dilakukan untuk memprediksi adanya persebaran fluida hidrokarbon terutama hidrokabron minyak yang menjadi target pada penelitian ini. Daerah penelitian ini terletak di Lapangan D yang berada di Utara Jawa Barat. Lokasi penelitian ini dekat dengan sub-cekungan Ardjuna. Teknik analisis multiatribut ini membutuhkan input atribut tambahan yaitu model impedansi akustik yang didapatkan dengan metode inversi. Metode inversi yang digunakan pada penelitian ini adalah metode inversi model based. Hasil analisa terintegrasi dengan gabungan irisan ? irisan yang terbentuk dari volume gamma ray, resistivity, dan water saturation. Dari irisan ketiga volume ini terlihat adanya beberapa tren yang sama yang mengindikasikan adanya persebaran reservoar batupasir sekaligus adanya kandungan fluida yang diindikasikan sebagai fluida hidrokarbon minyak. Tren ini diindikasikan dengan nilai cut off gamma ray 70 API, resistivitas 1.7 ohm-m, dan saturasi air 0.9 0.SW.

---

ABSTRACTSeismic interpretation performed on D Field has been carried out with some predicting volume by using the log property multiatribut analysis. This analysis was conducted to predict the distribution of reservoir sandstones in zone D-28A. In addition to map the distribution of reservoarnya this analysis is also performed to predict the distribution of hydrocarbon fluid, especially oil hidrokabron that being targeted in this study. The research area is located on the D Field located in the North West Java. The research location is close to the sub-basin Ardjuna. Multiatribute analysis techniques requires an additional attribute input, that input is acoustic impedance model that obtained by the inversion method. The inversion method used in this study is a model-based inversion methods. Results of the combined analysis is integrated with slices that are formed from the volume of gamma ray, resistivity and water saturation. The three volume of the slices have seen a couple of the same trends that indicate the distribution of reservoir sandstones at the same time their fluid content which is indicated as fluid hydrocarbon oil. The trends shown with cut off value of gamma ray 70 API, resistivity 1.7 ohm-m, and water saturation 0.9 0.SW.;"

"Spektral Dekomposisi merupakan salah satu teknik analisa sinyal dalam interpretasi data seismik. Analisa fourier biasa atau transformasi 1D menghasilkan sinyal dari domain waktu menjadi domain frekuensi. Para ilmuwan mengembangkan analisa fourier biasa yang menghasilkan sinyal 2D dalam waktu dan frekuensi, kemudian melakukan short-time window setelah dilakukan transformasi fourier. Metode ini dikenal dengan nama Short-Time Fourier Transform (STFT). Akan tetapi, resolusi time-frekuensi dengan menggunakan STFT terbatas dalam menentukan lebar window. Keterbatasan metode STFT ini dapat diatasi dengan metode Continous Wavelet Transform (CWT). Proses analisis time-frekuensi dilakukan dengan cara mengkonvolusi sinyal dengan wavelet, resolusi frekuensi diperoleh dengan mendilatasi wavelet menggunakan skala tertentu dan resolusi waktu diperoleh dengan mentranslasi wavelet dengan faktor translasi tertentu. Penentuan inilah menjadikan metode Continous Wavelet Transform (CWT) menghasilkan analisis yang mempunyai resolusi yang tinggi. Perkembangan atribut seismik dewasa ini sangat membantu dalam menunjukkan indikasi adanya hidrokarbon pada reservoar. Keberadaan hidrokarbon gas biasanya lebih mudah teridentifikasi dibandingkan minyak dan air karena atenuasi gas lebih besar dibandingkan dengan minyak dan air. Atribut spektral sesaat yang didasari dari hasil komputasi CWT diharapkan dapat menjadi atribut yang berguna untuk mendeteksi adanya indikasi keberadaan hidrokarbon. Untuk mendukung hasil metode CWT, akan dikombinasikan dengan hasil metode inversi untuk meyakinkan akan keberadaan hidrokarbon tersebut yang ditandai dengan nilai akustik impedansi (AI) yang relatif rendah dengan sekitarnya. Dari hasil penelitian ini menunjukkan adanya low frequency effect pada frekuensi 15 Hz di prospect "L" yang terlihat pada line line yang melewati area prospect tersebut. Hal ini didukung dengan hasil inversi yang menunjukkan nilai AI yang rendah yaitu berkisar 17000 ? 22000 ((ft/s) *(gr/cc)) dan kontras dengan nilai AI sekitarnya. Kombinasi metode dekomposisi spektral berbasis CWT yang dengan metode inversi seismik (AI) mengindikasikan adanya akumulasi hidrokarbon pada prospect "L".

---

Spectral Decomposition is one of a signal analyzer in the seismic interpretation. Analysis of 1D Fourier transform generates a signal from time domain into the frequency domain. Scientists developed a 1D Fourier transform to generatee 2D signal in time and frequency domain, then do short-time window after the Fourier transformation. This method is known as Short-Time Fourier Transform (STFT). However, the time-frequency resolution by using the STFT is limited in determining the width of the window. Limitations STFT method can be overcome by using continuous wavelet transform (CWT). The process of timefrequency analysis was done by convolution signal with wavelet, the frequency resolution obtained by using wavelet dilatation with a spesific scale and time resolution obtained by translating the wavelet with a specific translation factor. This determination makes the method of Continuous Wavelet Transform (CWT) can produce high resolution analysis.

Seismic attribute these days is very helpful in showing indications of hydrocarbons in the reservoir. The presence of hydrocarbon gas is usually more easily identified than the oil and water due to greater attenuation for gas compared to oil and water. Spectral Attribute based on the CWT computation is expected to be useful attribute to detect indication presence of hydrocarbons. To support the CWT method, will be combined with inversion methods to assure the existence of hydrocarbons by the value of acoustic impedance (AI) is relatively low with the surroundings.

Results of this study indicate a low frequency effect on the frequency 15 Hz at the prospect ''L " that looks at the lines that passes through the prospect area. This is supported by the results of inversion show that low AI values ranged 17000-22000 ((ft / s) * (gr / cc)) and contrast with the surrounding AI value. The combination of spectral decomposition based on CWT method and seismic inversion method (AI) indicates a hydrocarbon accumulation at the prospect of "L"."

"Cekungan Jawa Timur Utara membentang sepanjang lebih dari 600 km dari barat ke timur, dan memanjang sekitar 250 km dari arah utara ke selatan, serta telah menjadi tempat eksplorasi dan eksploitasi minyak sejak seratus tahun lamanya (Lunt, 2013). Pada batas antara Eosen dan Oligosen, Central Deep mulai mengalami pemekaran (rifting), kemudian terjadi subsidensi secara cepat ke kondisi laut sangat dalam dan menangkap sebagian besar sedimen yang sebelumnya tertransport jauh ke arah timur. Daerah penelitian berada di area struktur Central Deep, tepatnya pada formasi Kujung. Formasi tersebut didominasi oleh litologi claystone dengan banyak sisipan tipis karbonat dan batupasir. Penelitian ini bertujuan untuk mengarakterisasi reservoir yang ada pada formasi Kujung (middle Kujung hingga lower Kujung) menggunakan inversi seismik simultan dan transformasi LMR. Metode tersebut akan menghasilkan model properti batuan berupa Zp, Zs, densitas, rigiditas, dan inkompresibilitas, yang dapat digunakan untuk mengetahui sebaran litologi dan kandungan fluida di dalam batuan. Berdasarkan hasil analisis, dapat disimpulkan bahwa hasil inversi simultan mampu mendelineasi zona reservoir karbonat dan batupasir dengan masing-masing nilai parameter sebagai berikut. Reservoir karbonat memiliki nilai impedansi P sebesar 8823 – 11788 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 5338 – 6636 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.47 – 2.7 gr/cc, dan rasio VpVs paling rendah yaitu 1.63 – 1.8. Sedangkan reservoir batupasir memiliki nilai impedansi P sebesar 7764 – 8823 (m/s)*(gr/cc), impedansi S 4597 – 5338 (m/s)*(gr/cc), densitas 2.33 – 2.47 gr/cc, dan rasio VpVs sebesar 1.75 – 1.99. Hasil transformasi LMR menunjukkan bahwa reservoir yang mengandung hidrokarbon memiliki nilai parameter sebagai berikut. Zona hidrokarbon pada karbonat memiliki nilai inkompresibilitas 31.9 – 34.2 GPA*gr/cc dan riditas 22.7 – 32.1 GPA*gr/cc. Sedangkan zona hidrokarbon pada batupasir memiliki nilai inkompresibilitas 27.9 – 31.9 GPA*gr/cc dan rigiditas 17.4 – 22.7 GPA*gr/cc.

---

The North East Java Basin extends more than 600 km from west to east, and about 250 km from north to south, has been a place of oil exploration and exploitation for hundred years (Lunt, 2013). At the boundary between the Eocene and the Oligocene, the Central Deep begins to rifted, then subsided rapidly to very deep sea conditions and captures most of the sediment that was previously transported far to the east. The research area is in the Central Deep structure, precisely in the Kujung formation. The formation is dominated by lithology of claystones with many thin interbeds of carbonates and sandstones. This study aims to characterize the reservoir in the Kujung formation (middle Kujung to lower Kujung) using simultaneous seismic inversion and LMR transformation. This method will produce a rock property model in the form of Zp, Zs, density, rigidity, and incompressibility, which can be used to determine the lithological distribution and fluid content of the rocks. Based on the results of the analysis, it can be concluded that the simultaneous inversion result can delineate the carbonate and sandstone reservoir zones with each of the following parameter values. The carbonate reservoir has a P-impedance value of 8823 - 11788 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 5338 - 6636 (m/s)*(gr/cc), density of 2.47 - 2.7 gr/cc, and the lowest value of Vp/Vs is 1.63 - 1.8. While the sandstone reservoir has a P-impedance value of 7764 - 8823 (m/s)*(gr/cc), S-impedance value of 4597 - 5338 (m/s)*(gr/cc), density of 2.33 - 2.47 gr/cc, and the Vp/Vs of 1.75 - 1.99. The results of the LMR transformation show that the reservoir containing hydrocarbons has the following parameter values. The hydrocarbon zone in the carbonate has an incompressibility value of 31.9 - 34.2 GPA*(gr/cc) and rigidity of 22.7 - 32.1 GPA*(gr/cc). Meanwhile, the hydrocarbon zone in the sandstones has an incompressibility value of 27.9 - 31.9 GPA*(gr/cc) and rigidity of 17.4 - 22.7 GPA*(gr/cc)."

"Lapangan G yang berlokasi pada Cekungan Sumatera Selatan, merupakan salah satu lapangan reservoar hidrokarbon. Untuk mengetahui karakter dari reservoar Lapangan G, dalam penelitian ini, dilakukan pendekatan petrofisika serta penggunaan multi atribut seismik dengan metode Probabilistic Neural Network yang berfokus pada Formasi Gumai. Atribut seismik yang digunakan adalah atribut sesaat, yaitu amplitudo sesaat, fase sesaat, dan frekuensi sesaat serta parameter nilai petrofisika yang dicari adalah nilai porositas, saturasi air, dan volume shale. Anomali seismik Lapangan berupa dim spot diantara kedua patahan utama yang berorientasi NorthWest-SouthEast dan patahan berorientasi NorthEast-SouthWest, diperkirakan sebagai tempat akumulasi hidrokarbon. Output utama penelitian ini adalah hasil lumping untuk melihat zona suatu sumur yang memiliki prospek hidrokarbon dan hasil volume seismik prediksi dari ketiga nilai parameter petrofisika serta output sampingan dari interpretasi penampang seismik. Baik hasil lumping dan volume seismik prediksi, menampilkan bahwa Formasi Gumai memiliki prospek hidrokarbon yang juga ditampilkan pada data sumur, didapatkan bahwa Zona 5 pada Sumur G1 dan Zona 4 pada Sumur G3 memiliki prospek cadangan hidrokarbon dengan nilai volume shale sebesari 0.500, nilaii saturasii airi sebesari 0.406, dan nilai porositas sebesar 0.131.

---

Field G, which is located in the South Sumatera Basin, isi onei ofi thei hydrocarboni reservoir fields. To determine thei character ofi thei G Field reservoir, in this study, a petrophysical approach was used and the use of multiple seismic attributes using the Probabilistic Neural Network method which focused on the Gumai Formation. Seismic attributes used are instantaneous attributes, namely instantaneous amplitude, instantaneous phase, and instantaneous frequency and the parameters of the petrophysical value sought are the value of porosity, water saturation, and shale volume. Seismic anomaly in the field in the form of a dim spot between the two main faults oriented NorthWest-SouthEast and fault oriented NorthEast- SouthWest, is estimated as a place of accumulation of hydrocarbons. The main output of this research is the lumping results to see the zone of a well that has hydrocarbon prospects and the predicted seismic volume results from the three petrophysical parameter values as well as the side output from the interpretation of the seismic cross-section. Both the lumping results and the predicted seismic volume, showing that the Gumai Formation has a hydrocarbon prospect which is also shown in the well data, it is found that Zone 5 in Well G1 and Zone 4 in Well G3 have prospects for hydrocarbon reserves with a shale volume value of 0.500, a water saturation value of 0.406, and a porosity value of 0.131."

"Lapangan F3 merupakan lapangan yang terletak di sektor Laut Utara Belanda. Wilayah ini diduga memiliki potensi hidrokarbon berupa gas, dengan ditemukannnya brightspot dan gas chimney pada penampang seismik 3D. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan evaluasi prospektivitas berdasarkan integrasi dari data seismik 3D PSTM dan 4 data sumur. Integrasi dari data seismik dan 4 data sumur, diaplikasikan dalam metode inversi impedansi akustik untuk mengetahui persebaran prospek reservoar. Prospektivitas reservoar dilihat berdasarkan peta kedalaman dan distribusi impedansi akustik. Peta distribusi impedansi akustik yang sudah dikonversi ke dalam domain kedalaman, digunakan untuk menghitung volume prospek hidrokarbon. Berdasarkan hasil distribusi impedansi akustik dan potensi jebakan dari peta kedalaman, diketahui bahwa persebaran batu pasir terbesar terdapat pada horizon FS8 dan FS7.

---

F3 Field is located in North Sea Area of Netherlands. This Field is expected to have hydrocarbon potential Of gas, as the 3D seismic shows the brightspot and gas chimney. This Research aims to do prospectivity evaluation by combining 3D PSTM seismic data and 4 well data. Integration of seismic and well data is applied in acoustic impedance inversion method to determine the reservoir prospect distribution. Reservoir prospectivity can be seen based on depth map structure and acoustic impedance distribution. Distribution map of acoustic impedance which was converted to depth domain is used to calculate the volume of hydrocarbon prospect. Results of acoustic impedance distribution and potency of trap which is based on depth map structure shows that the greatest sandstone distribution is located at horizon FS8 and FS7."

"Potensi sumberdaya hidrokarbon terutama minyak dan gas bumi di cekungan busur muka (forearc basin) masih belum banyak yang tersingkap. Kendala utama yang menyebabkan tahapan kegiatan eksplorasi di lokasi cekungan busur muka ini terlihat berjalan lambat adalah karena data dan informasi mengenai sistem hidrokarbon di sana masih sangat sedikit, serta lokasinya yang berada di laut dalam (frontier area). Dalam penelitian ini, berdasarkan hasil pengolahan dan analisis data seismik dan penerapan metode AVO diketahui terdapat indikasi kehadiran hidrokarbon di dalam Cekungan Busur Muka Lombok. Penentuan model dan estimasi parameter fisis terhadap respon seismik yang digambarkan oleh sintetik seismogram terhadap offset atau sudut datang berdasarkan konsep analisis AVO, dapat memberikan informasi sifat fisik yang mendekati karakteristik batuannya seperti nilai kecepatan gelombang P (Vp), kecepatan gelombang S (Vs), dan densitas (ρ), sehingga nilai Rasio Poisson (σ) yang sangat berati dalam mendeterminasi kandungan fluida dalam batuan dapat dihitung.

---

Potency of hydrocarbon resources especially oil and gas in forearc basin still not yet been expressed. The resistance causing step activity of exploration in forearc basin walk tardyly is because information and data concerning hydrocarbon system over there still very few, and also the location of residing in deep sea (frontier area). In this research, based on seismic data processing and analysis result and applying of AVO method known that there are indication presence of hydrocarbon in Lombok Forearc Basin. Determination of parameter estimation and model to seismic respon depicted by seismogram synthetics to offset or angle of incidence pursuant to AVO analysis concept, can give information of physical properties closing to the rock characteristic like a P wave velocity (Vp), S wave velocity (Vs), and density (ρ), so that Poisson?s Ratio (σ) which is very mean in determination of fluid in rock can be calculated."