Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"[Lapangan Brian terletak pada bagian selatan Delta Mahakam dengan struktur geologi antiklin dengan sesar. Setelah 40 tahun diproduksi, lapangan ini memerlukan strategi pengembangan lapangan yang baru untuk meningkatkan produksi. Zona dangkal merupakan kandidat kuat untuk target produksi selanjutnya. Untuk merencanakan strategi pengembangan lapangan selanjutnya, diperlukan pemahaman karakterisasi reservoir & cadangan estimasi yang baik, penelitian inimengusulkan metode yang mengintegrasikan geofisika, petrofisika danpemodelan reservoar. Langkah-langkah penelitian yang telah dilakukan antara lain; 1) rekonstruksi struktur geologi bawah permukaan sebagai referensi pemodelan struktur 3 dimensi, 2) rekonstruksi distribusi facies dan zona prospek hidrokarbon menggunakan atribut RMS dan Analisis AVO, (3) perhitungan volume hidrokarbon. Hasil dari analisis AVO dapat menunjukkan respon gas yang cukup jelas pada reservoar E10-3, selanjutnya peta penyebaran facies batupasir channel diinterpretasi dengan menggunakan atribut RMS seismik. Dengan pemodelan numerik reservoar pada reservoar E10-3 didapatkan cadangan gas yang ekonomis. Berdasarkan analisis AVO & pemodelan numerik reservoar, optimalisasi target sumur baru dapat dilakukan pada reservoar E10-3 di kedalaman -1000 mdpl agar dapat meningkatkan produksi hidrokarbon Lapangan Brian khususnya zonadangkal.;Brian Field is located in the southern part of the Mahakam Delta with geological structure of anticline with fault. After 40 years of production, this field requires field development of new strategies to improve production. Shallow Zone is a strong candidate for the next production targets. To plan a strategy of further field development, reservoir characterization and understanding required reserve estimates are good, this study proposes a method that integrates geophysical, petrophysical and reservoir modeling. The steps ofresearch that has been conducted, among others; 1) reconstruction of the subsurface geological structure as the reference for the 3-dimensional modelling, 2) reconstruction of the facies distribution and hydrocarbon prospects Zone using RMS attributes and RMS AVO analysis, (3) calculation of hydrocarbon volumes. The results of the AVO analysis can show quite clearly that the gas response on the E10-3 reservoir, and then channel sandstone facies map distribution interpreted by using RMS seismic attributes. With reservoir numerical modeling in reservoir E10-3, resulting an economical gas reserves.Based on AVO analysis and numerical reservoir modeling, optimization targets new well can be done on Reservoir E10-3 in depth -1000mTVDSS in order to increase the production of hydrocarbons, especially Shallow Zone Brian Fields, Brian Field is located in the southern part of the Mahakam Delta with geologicalstructure of anticline with fault. After 40 years of production, this field requiresfield development of new strategies to improve production. Shallow Zone is astrong candidate for the next production targets.To plan a strategy of further field development, reservoir characterization andunderstanding required reserve estimates are good, this study proposes a methodthat integrates geophysical, petrophysical and reservoir modeling. The steps ofresearch that has been conducted, among others; 1) reconstruction of thesubsurface geological structure as the reference for the 3-dimensional modelling,2) reconstruction of the facies distribution and hydrocarbon prospects Zone usingRMS attributes and RMS AVO analysis, (3) calculation of hydrocarbon volumes.The results of the AVO analysis can show quite clearly that the gas response onthe E10-3 reservoir, and then channel sandstone facies map distributioninterpreted by using RMS seismic attributes. With reservoir numerical modelingin reservoir E10-3, resulting an economical gas reserves.Based on AVO analysis and numerical reservoir modeling, optimization targetsnew well can be done on Reservoir E10-3 in depth -1000mTVDSS in order toincrease the production of hydrocarbons, especially Shallow Zone Brian Fields]"

"

Gas alam adalah bahan bakar fosil berbentuk gas yang merupakan campuran hidrokarbon yang memiliki komposisi utama metana dan sisanya etana, propana, butana, isobutana, dan pentana. Selain hidrokarbon, gas alam juga mengandung gas pengotor (Inert gas) seperti helium (H), nitrogen (N), karbon dioksida (CO₂), serta karbon-karbon lainnya. Gas alam dapat dimanafaatkan sebagai bahan bakar seperti LNG dan LPG. Aktivitas pemboran pada tahun 2016 yang dilakukan pada 34 titik pengeboran dengan hanya mencapai rasio keberhasilan sebanyak 26% tidak adanya penambahan cadangan hidrokarbon yang berarti mengakibatkan penurunan cadangan gas bumi. Selain itu, adanya gas pengotor seperti CO₂ juga menimbulkan masalah pada peralatan produksi dan juga masalah lingkungan. Sehingga perlu adanya identifikasi gas hidrokarbon dan diskriminasi terhadap gas CO₂. Metode yang digunakan untuk identifikasi gas adalah Parameter Lame di mana paramter tersebut dapat membedakan efek yang diakibatkan oleh litologi dan fluida. Metode Batzle-Wang diaplikasikan untuk membedakan antar gas hidrokarbon dan gas CO₂ dengan mengestimasi properti fluida gas CO₂. Berdasarkan analisis hasil cross plot parameter Lamda-Rho dan Mu-Rho, kedua parameter tersebut dapat memisahkan dengan baik litologi serta mengidentifikasi kandungan fluida hidrokarbon. Daerah sekitar sumur C4 hidrokarbon berada pada kedalama 9930 – 9970 ft dan 10163 – 10210 ft dengan nilai Lamda-Rho 30 – 31.79 GPa*g/cc dan Mu-Rho 27 – 43 GPa*g/cc. Sedangkan berdasarkan analisis Batzle-Wang Vp tersaturasi gas CO₂ berada pada rentan 16000 – 17000 ft/s di mana masih berada pada rentang Vp tersaturasi gas hidrokarbon dengan sebaran pada reservoir berada pada sekitar sumur C4 berdasarkan analisis Parameter Lame dengan nilai Lamda-Rho CO₂ adalah 31.03 – 31.91 GPa*g/cc dengan Mu-Rho 37.9 – 44.2 GPa*g/cc.

---

Natural gas is a fossil fuel containing mixture hydrocarbons which has the main composition of methane and the rest ethane, propane, butane, isobutane, and pentane. Besides hydrocarbons, natural gas also contains impurity gases such as helium, nitrogen, carbon dioxide, etc. Natural gas can be used as fuel, such as LNG and LPG. Drilling activities in 2016 carried out at 34 points with only achieving a success ratio of 26%. It is effect in a decreasing in natural gas reserves. In addition, the presence of impurity gases such as CO₂, raises problems during production and environmental problems. So, it is necessary to identify hydrocarbon gas and discriminate to CO₂. The method used for gas identification is the Lame parameter where the parameters can distinguish the effects caused by lithology and fluid. The Batzle-Wang method is applied to distinguish between hydrocarbon gases and CO2 gas by estimating the fluid’s properties of CO₂ gas. Based on the analysis of result the parameters Lambda-Rho and Mu-Rho, both parameters can distinguish the lithology and identify the hydrocarbon fluid content. The area around the C4 is indicated hydrocarbon in 9930 - 9970 ft and 10163 – 10210 ft depth with Lambda-Rho 30 – 31.79 GPa*g/cc and Mu-Rho 27 – 43 GPa*g/cc. Based on the Batzle-Wang Vp analysis, saturated CO₂ gas is vulnerable at 16000-17000 ft/s where it is still in range Vp saturated hydrocarbon gas and distributed around the C4 well based on LMR analysis with CO₂ Lambda-Rho and Mu-Rho values are 31.03 – 31.91 GPa*g/cc and Mu-Rho 37.9 – 44.2 GPa*g/cc.

 

"

"Sistem Pendingin Ultra Low semakin berkembang untuk tujuan pengobatan dan medis. Sel hidup atau organ tubuh memerlukan suhu yang sangat rendah dalam penyimpanannya, untuk itu perlu adanya mesin pendingin ultra low, mesin pendingin ini kemudian dikenal dengan Sistem refrigerasi Autocascade. Dalam perkembangannya Sistem refrigerasi Autocascade menggunakan refrigeran yang dapat merusak ozon atau menyebabkan pemanasan global yang segera dilarang pemakaiannya. Oleh karena itu, ditelitilah refrigeran yang lebih ramah lingkungan seperti refrigeran hidrokarbon. Sistem refrigerasi Autocascade memiliki karakteristik yang tergantung pada refrigeran yang digunakan, maka dari itu dilakukan penelitian terhadap pemilihan refrigeran hidrokarbon baik untuk high system (fase liquid) maupun low system (fase gas).Penelitian ini menginvestigasi sistem refrigerasi autocascade dengan menggunakan tiga campuran refrigeran dengan memvariasikan refrigeran untuk low system (fase gas). Refrigeran yang digunakan adalah Propane dan Butan sebagai refrigeran fase liquid dan Metan dan Etan sebagai refrigeran fase gas. Penelitian ini menunjukkan bahwa pada komposisi yang hampir sama, pemilihan metan sebagai refrigeran fase gas pada sistem menghasilkan sistem yang lebih stabil walaupun temperaturnya hanya sampai -26,8°C.

---

Ultra Low Refrigeration System growing for medicinal purposes and medical research. Living cells or organs of the body requires very low temperatures in storage, to the need for ultra low engine coolant, engine coolant is then known as Autocascade refrigeration system. In the development of refrigeration systems using refrigerant Autocascade that can damage the ozone or global warming are immediately banned its use. Therefore, scientist are invented more environmentally friendly refrigerants such as hydrocarbon refrigerants. Autocascade refrigeration system has characteristics that depend on the refrigerant used, and therefore conducted a study of selection for hydrocarbon refrigerant on high system (liquid phase) and low system (gas phase).

This study investigates autocascade refrigeration system using refrigerant mixtures of three refrigerants by varying the low system (gas phase) refrigerant. Refrigerants used are Propanee and Butane as a refrigerant liquid phase and the Methane and Ethane as a refrigerant gas phase. This study shows that at nearly the same composition, the selection of methane as a gas phase refrigerant in the system produces a more stable system, although the temperature only up to -26,8°C."

"ABSTRAKCekungan Sumatera tengah merupakan salah satu cekungan prospekhidrokarbon di Pulau Sumatera. Dalam studi ini, dilakukan upaya identifikasi jenisdan zona prospek hidrokarbon berdasarkan konsep analisis deteministik dan fungsibobot dari masing–masing parameter petrofisika. Objek dalam studi ini berupareservoar shaly sand yang berada pada Formasi Bekasap dan Bangko, LapanganMandala, Sumatera Tengah. Sebanyak delapan data sumur digunakan sebagai datautama dalam studi ini, disamping data core yang digunakan sebagai pengontrol darinilai properti petrofisika. Studi yang dilakukan meliputi kontrol kualitas dari datasumur hasil akuisisi, koreksi dari kondisi lubang bor, pemodelan litologi dan fluidaformasi, dan perhitungan nilai properti petrofisika. Litologi pada resevoar inimerupakan shaly sand dengan metode pengukuran saturasi air menggunakan modelpersamaan Dual Water dan porositas menggunakan neutron-densitas. Hasilpemodelan menunjukkan bahwa seluruh sumur memiliki kolom oil yang potensial.Nilai properti petrofisika yang dihasilkan pada Lapangan Mandala berada padakisaran kandungan lempung 35%, porositas 17%, saturasi air 69% danpermeabilitas 398.5 mD

---

ABSTRACTCentral Sumatera Basin is one of the hydrocarbon prospective basin inSumatera Island. The objective of this study is for identifying of types hydrocarbonprospective zones based on deterministic analysis concept and weight function fromit’s petrophysical parameter. Well data from eight wells is used as the main data inthis study while core data is used as a controller for each results of petrophysicalproperties. The main target of this study is a shaly sand reservoir located inMandala Field, Bekasap and Bangko Formation, Central Sumatera. Qualitycontrol of well data, environmental correction, lithology and fluid formationmodeling, calculation of petrophysical properties value are included in this study.Water saturation has been analysed based on Dual Water saturation model becauseof shaly sand lithology and neutron-density are good indicator for porosity.Modeling result shows that each well has a potential oil column. Results ofpetrophysical properties value in Mandala Field is about 35% for clay volumevalue, 17% for porosity value, 69% for water saturation value and 398.5 mD forpermeability value"

"Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang sudah terbukti menghasilkan hidrokarbon di Indonesia. Tipe perangkap hidrokarbon yang berkembang selain perangkap struktural ada juga perangkap stratigrafi, dimana properti batuannya akan berbeda-beda secara lateral Pemodelan seismik inversi stokastik adalah inversi seismik dengan metoda geostatistik, dimana statistik dari data log sumur pemboran di integrasikan ke data seismik sehingga memberikan gambaran yang lebih baik mengenai karakterisasi reservoarnya. Kemudian data-data tersebut digunakan untuk mengestimasi properti batuan ditempat lainnya.Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa peta probabilitas hidrokarbon baik pada horison A, B maupun C, mengindikasikan tingkat peluang mendapatkan hidrokarbon yang cukup tinggi dan mempunyai pola seperti pola struktur antiklinnya. Peta-peta probabilitas ini dapat digunakan untuk membantu pengembangan lapangan, dimana dapat dicari arah peningkatan nilai probabilitas hidrokarbonnya. Namun demikian hasil penelitian ini tidak dapat berdiri sendiri dan harus dibantu dengan data dan penelitian lainnya untuk memperkecil resiko eksplorasi lapangan minyak.

---

South Sumatera basin is one of proven hydrocarbon's basin in Indonesia. This basin has various type of hydrocarbon?s trap, both structural and stratigraphic type, which have different reservoir properties laterally. Stochastic seismic inversion is a seismic inversion that using geostatistic method on its process, where the result of statistical analysis from well log data will be integrated to seismic data, to have a better reservoir characterization. Based on that model, we can estimate the reservoir properties for other place outside the well.

The result of this study showing that, the hydrocarbon?s probability maps on horizon A, B and C indicating high probability of hydrocarbon in this area and usually have a pattern like its structural trap, in this case is an anticline structure. This hydrocarbon's probability maps can be useful to assist on field?s development, where we can investigate the distribution of hydrocarbon?s probability to find the direction of field's development. However, this study should be supported by other data and other research to minimize the risk on hydrocarbon's exploration."

"Area penelitian merupakan struktur pengembangan pada bagian timur struktur "Sulis" dengan luas area sekitar 3 km2 dan merupakan kompartemenisasi batupasir. Perbedaan batas minyak air pada sumur-sumur existing mengindikasikan adanya perbedaan facies dan lingkungan pengendapan dari batu pasir. Terbatasnya jumlah sumur produksi serta data geologi pada area penelitian ini yang dapat memperkirakan penyebaran hidrokarbon secara lateral dan perubahan facies batupasir dapat menyebabkan suatu potensi kegagalan dalam memperoleh kandungan hidrokarbon pada pemboran sumur-sumur pengembangan di struktur "Sulis" ini. Tesis ini membahas metode analisa untuk dapat memperkirakan zona penyebaran hidrokarbon serta perkiraan jenis kandungannya. Perkiraan dari sebaran zona hidrokarbon adalah berdasarkan analisa dari kontras perubahan nilai poisson's ratio yang tinggi serta adanya respon anomali seismik pada area penelitian. Nilai poisson's ratio pada kisaran 0.1-0.2 diperkirakan merupakan jenis kandungan gas dan kisaran 0.2 - 0.3 merupakan jenis kandungan minyak. Data-data yang digunakan berupa data seismik 3D prestack gather dari struktur "Sulis", log sonic dan log density sumur acuan X-63 dan diproses menggunakan software Hampson Russell. Analisa AVO ini dilakukan dengan metode forward modelling yang meliputi poses Fluid Replacement Modelling, perhitungan perubahan nilai skala poisson's ratio serta analisa Amplitude Versus Offset. Hasil analisis yang berupa peta perubahan nilai poisson's ratio serta respon seismik berupa anomaly amplitude telah dapat digunakan untuk mengidentifikasi zona penyebaran hidrokarbon pada area penelitian di struktur "Sulis".

---

The area of study is development structure at the east of "Sulis" structure with 3km2 of wide. This area consist of sandstone compartement with variation of deposition environment. The diference of oil water contact at the existing wells were indicated different of sandstone facies and deposition environment. The limitation of production wells and geology data to estimate lateral hydrocarbon distribution and sandstone facies in this area will be a failure risk potential in drilling wells development at "Sulis" structure.

The topic of this thesis is discussed about the methode analysis to predict about the distribution and type of hydrocarbon. The estimation of hydrocarbon distribution zone is base on high contrast of poisson's ratio changed and seismic anomali respons in the area study. The value of Poisson's ratio in the range 0.1 - 0.2 is estimated of gas type and in range 0.2 - 0.3 is estimated of oil type.

3D seismic prestack gather of "Sulis" structure, sonic and density log of existing X- 63 well was used in processing analysis with Hampson Russell software. The AVO analysis is include forward modelling methode, fluid replacement modelling, scaled poisson's ratio changed and amplitude versus offset.

The analysis result of scaled poisson's ratio changed and amplitude anomalies respons has identified the distribution zones and type of hydrocarbon in area study of "Sulis" structure."

"Formasi Arang merupakan salah satu reservoir penghasil gas pada Blok "X", Cekungan Natuna Barat. Formasi ini diendapkan pada lingkungan pengendapan delta yang cukup fluktuatif, sehingga dapat memengaruhi persebaran fasies yang berhubungan dengan zona prospek hidrokarbon. Untuk memaksimalkan kegiatan eksplorasi maupun eksploitasi lapangan penelitian dilakukan studi pada Formasi Middle Arang dan Upper Arang melalui analisis log yang ditunjang oleh data report core, report biostratigrafi, dan depth structure map. Berdasarkan analisis log secara kualitatif yaitu elektrofasies yang divalidasi dengan data geologi, daerah penelitian terbagi menjadi 3 pola elektrofasies, yaitu cylindrical, cylindrical (boxy), funnel dan diinterpretasikan 5 fasies pengendapan, yaitu distributary mouth bar, distributary channel, proximal delta front, distal delta front, dan prodelta. Pada analisis log kuantitatif (petrofisika), didapat rata-rata parameter petrofisika zona hidrokarbon pada sumur penelitian adalah Volume Shale (Vsh): 0.128 – 0.493 V/V, Porositas Efektif (PHIE): 16.8 % s.d. 24.5 %, Saturasi Air (Sw): 0.467 s.d. 0.701 V/V. Nilai ketebalan zona hidrokarbon (net pay) dihitung dengan menggunakan nilai cut off sebesar 1) Vsh ≤ 0.6 V/V, 2) PHIE ≥ 7%, 3) Sw ≤ 0.75 V/V dengan ketebalan hidrokarbon pada masing-masing sumur adalah A-1: 52 ft, I-1: 29 ft, B-1: 1 ft, P-1: 108 ft, P-2: 195 ft, N-1: 137 ft, dan P-2: 151 ft

---

Arang Formation is one of the gas-producing reservoirs in Block "X", West Natuna Basin. This formation was deposited in delta with fluctuating depositional facies, which can affect the facies distribution along with the hydrocarbon prospect zone. To maximize exploration and exploitation activities in the research field, a study was conducted on the Middle Arang and Upper Arang Formations through log analysis supported by core report data, biostratigraphic reports, and depth structure maps. Based on qualitative log analysis, electrofacies study which was validated with geological data, the study area is divided into 3 electrofacies patterns, such as cylindrical, cylindrical (boxy), funnel and interpreted into 5 depositional facies, namely distributary mouth bar, distributary channel, proximal delta front, distal delta front, and prodelta. Through quantitative log analysis (petrophysics), the average petrophysical parameters of the hydrocarbon zone in the study wells were: Shale Volume (Vsh): 0.128 – 0.493 V/V, Effective Porosity (PHIE): 16.8 % s.d. 24.5 %, Water Saturation (Sw): 0.467 to 0.701V/V. The value of the thickness of the hydrocarbon zone (net pay) is calculated using a cut off value of 1) Vsh ≤ 0.6 V/V, 2) PHIE ≥ 7%, 3) Sw ≤ 0.75 V/V with the thickness of the hydrocarbon in each well being A-1: 52 ft, I-1: 29 ft, B-1: 1 ft, P-1: 108 ft, P-2: 19 5 ft, N-1: 137 ft, and P-2: 151 ft"