Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRACTThe study establishes the thickness and distribution of the ?X? sandstonereservoir in the ASA Field that is located at the southern margin of West NatunaBasin, southwestern South China Sea. The field is located on top of the ?D?horst, which is bordered by the east-northeast (ENE) -west-southwest (WSW)trending basement ridge on the south. By application of discrete Fouriertransform (DFT) on high-resolution 3D seismic data over a short windowcovering the geologic zone of interest, the amplitude spectra of an ?X?sandstone prone channel can help delineate temporal bed thickness variabilityand sandstone distribution.Spectral decomposition is just valid for analysis covered one waveletseismic that will decrease the noise, so that all of frequency range until Nyquistfrequency can be used for analysis. Noise appearance can be used todetermine geological boundaries such as channels and sand bars, but it cannotbe used for the thickness estimation. The maximum value of the first peakfrequency will determine the thinnest layer observable within analysis window.The average tuning thickness ranges is from 30 to 40 feet. The thinnestdetectable layer is about 12 feet that are found at the finite area, this is equalwith 1/12λ, where λ is seismic wavelet wavelength. The tuning thickness of thesandstone reservoir detected by spectral decomposition analysis is thinner thanconventional tuning calculation which is about 35 feet on ¼λ.The paleo-stream flow is interpreted to be from northwest to southeastacross the study area based on spectral decomposition analysis. Faulting wasnot active during ?X? sandstone deposition as evidenced by lack of downthrownthickening and continuity of interpreted sand bars across faulted area.Based on this study, more advance study is recommended to be done tounderstand the optimum window length for spectral decomposition analysisespecially using more than one seismic wavelet to determine sand distributionand its thickness. More advanced method of spectral decomposition analysis isnecessary to detect, within one seismic wavelet, variation in bulk rock propertiesfrom which inferences regarding depositional environment and lithology can bemade."

"Semakin menipisnya cadangan minyak bumi dan semakin sempitnya daerah eksplorasi merupakan tantangan untuk mengoptimalkan pencarian dan perolehan minyak bumi dengan pengembangan metoda-metoda tertentu. Keterbatasan data adalah suatu permasalahan yang dapat diatasi dengan mengintegrasikan data-data dari segala aspek (geofisika, geologi, reservoir) kemudian dengan metoda tertentu dapat menggambarkan karakteristik reservoir suatu lapangan.Dalam penelitian ini metoda gabungan seismik inversi impedansi akustik gelombang-P dan geostatistik mencoba memberikan pendekatan untuk memetakan properti pada suatu reservoar batupasir dan konglomerat formasi Tanjung di lapangan minyak X yang terdapat di cekungan Barito, Kalimantan.Hasil akhir pemetaan properti Øeff mampu memberikan informasi yang cukup baik dan berguna dalam penentuan lokasi pengeboran dan penentuan area untuk dilakukannya waterflood dengan lebih akurat. Hasil penelitian ini juga dapat digunakan sebagai masukan simulasi reservoir untuk menentukan pola sumur injeksi-produksi dalam projek waterflood.

---

Decreasing oil reserve and exploration areas are challenges to optimize oil recovery by developing advance methods used in the oil industry. Data limitation is a solvable problem with integrating some data from all aspect (geophysics, geology, reservoir) and using some method capable of describing reservoir characteristics.

This research is using acoustic impedance from P-wave inversion of seismic data and geostatistic method to give some approach for describing reservoir sandstone and conglomerat in Tanjung formation at X oil field, Barito basin, Kalimantan.

The result is a distribution Øeff that give good information and benefit in determination of drilling location and prospect area in waterflood project accurately. The result is also used as an input in reservoir simulation for determining well injection-production pattern in waterflood project."

"Pemetaan distribusi reservoir pada lapangan X, Jawa Barat Utara, dilakukan dengan menggunakan seismik inversi impedansi akustik dan analisis atribut RMS. Pada studi ini data seismik diinversi menjadi nilai impedansi akustik yang diturunkan dari data sumur untuk mengubah data volume seismik menjadi data volume impedansi akustik. Inversi seismik model based digunakan untuk melakukan proses tersebut. Analisa terfokus pada hasil inversi dan atribut RMS pada reservoar batu pasir Oligocence awal. Identifikasi pada reservoar dari data sumur terlihat pada kedalaman 2500 m - 2700 m dengan ketebalan yang relatif tipis yaitu berkisar 8 m. Berdasarkan data log dan hasil inversi, reservoar batu pasir memiliki nilai impedansi akustik yang cukup tinggi yaitu sekitar 8500 - 13000 (m/s)*(gr/cc). Hasil inversi dan atribut dapat mendeteksi distribusi batu pasir pada horizon Reservoar di formasi Pre-TAF terkonsentrasi pada bagian barat hingga selatan daerah penelitian.

---

Mapping the distribution of reservoirs in the field of X, the North West Java, is carried out by using seismic acoustic impedance inversion and attribute analysis of RMS. In this study the seismic inversion is constrained by well to change the volume of seismic data to the data volume of acoustic impedance. Seismic inversion model based is used to invert the siesmic data. Analysis is focused on the inversion results and RMS attributes of the reservoir of sandstone Oligocence early. Identification of the reservoir from well data visible at a depth of 2500 m - 2700 m with a relatively thin thickness of about 8 m. Based on well data and the results of inversion, reservoir sandstone has a value of acoustic impedance is high at around 8500 -13 000 (m / s) * (g / cc). The results of inversion and attributes can detect the distribution of sandstones at Reservoar horizon in the formation of Pre-TAF concentrated in the west to the southern area of research."

"ABSTRACTTelah berhasil dilakukan karakterisasi pada reservoir karbonat menggunakan simultaneous inversion pada lapangan x untuk mengetahui litologi dan kandungan fluida pada lapangan X. Reservoir tersebut berupa reef karbonat pada formasi Tuban yang terletak di cekungan Jawa Timur bagian Utara. Reservoir karbonat berbeda dengan reservoir lainnya dikarenakan karbonat memilik tingkat heterogenitas yang tinggi serta dapat mengalami diagenesa. Inversi Simultan digunakan pada penelitian kali ini dikarenakan dapat menghasilkan parameter impedansi akustik, impedansi shear, dan densitas secara simultan. 3 output dalam inversi simultan kemudian akan dilakukan transformsi untuk mendapatkan parameter lame yaitu Lambda Rho yang sensitif terhadap fluida serta Mu Rho yang sensitif terhadap litologi. Diharapkan parameter Lame dapat mempertajam Identifikasi litologi maupun fluida yang berada di reservoir. Vp/Vs ratio juga dapat dimunculkan dengan bantuan dari ketiga output inversi simultan tersebut yang berguna juga untuk menganalisis fluida. Inversi Simultan yang dilakukan pada lapangan xdikontrol oleh dua sumur yaitu M01 dan M02 yang masing-masing diantaranya hanya berbeda 1 inline. Input data seismik yang digunakan pada penelitian kali ini adalah data angle gather. Berdasarkan analisis dari Lambda Mu Rho serta Vp/Vs ratio, zona target sumur M01 dan M02 memiliki potensi sebagai reservoir hidrokarbon. Indikasi hidrokarbon ini ditunjukan dari analisis crossplot Vp/Vs vs Lambda Rho dengan nilai Vp/Vs berkisar 1.7-1.8 dan Lambda Rho berkisar 40-60 Gpa g/cc dengan nilai Mu Rho berkisar 40 ndash; 80 Gpa g/cc. Dari nilai tersebut dapat dibuat slicing untuk mengetahui litologi dan arah penyebaran kandungan hidrokarbon dan arah sebarannya mengarah ke arah Barat Laut untuk litologi dan kandungan fluida hidrokarbon.

---

ABSTRACTCarbonate Reservoir have been characterized in X field using Simultaneous Inversion to determine lithology and fluid content. This reservoir located in Nort East Java Basin in the form of big Reef Carbonate on Tuban Formation. Carbonate Reservoir has unique charateristics than the other reservoir because its heterogenities and diagenesis can be occured. Simultaneous Inversion used in this study because it can generate accoustic impedance, shear impedance and density simultaneously. Those 3 outputs then can be transformed to extract Lambda Rho which is sensitive to fluid content and Mu Rho which is sensitive to lithology. Vp Vs also can be generated from those 3 outputs which is usefull to determine fluid content. Hopefully, those parameters can be used to sharpen analysis about lithology and fluid content. Simultaneous inversion which used in X Field controlled by 2 wells, M01 and M02 which respectively only space for 1 inline. Seismic input on this study using angle gather. Based on analysis from Lambda Mu Rho and Vp Vs ratio, this reservoir has potential hidrocarbon inside. Hidrocarbon is indicated from crossplot Vp Vs vs Lambda Rho, Vp Vs is about 1.7 ndash 1.8 and Lambda Rho is about 40 ndash 60 Gpa g cc and Mu rho is about 40 ndash 80 Gpa g cc from Mu Rho vs Densitys Crossplot. Then Slicing can be generated to determine distribution of lithology and fluid content and the spreading delineated to North West for lithology and hidrocarbon fluid itself. "

"Cekungan Banggai merupakan salah satu cekungan yang memiliki potensi hidrokarbon dan terletak di Sulawesi Tengah. Formasi Lower Kintom B yang terendapkan pada masa Pliosen Awal diinterpretasikan dapat menjadi reservoir hidrokarbon di Cekungan Banggai. Formasi ini terbentuk saat terjadinya kolisi antara Banggai-Sula dengan sabuk ofiolit Sulawesi Timur sehingga membentuk endapan molasse. Penelitian ini dilakukan untuk mengevaluasi sifat-sifat petrofisika batuan yang terdapat di Cekungan Banggai berdasarkan data log sumur yang terdapat pada sumur VR-3, VR-14, dan VR-15. Sifat-sifat petrofisika yang dihasilkan dari perhitungan ketiga log sumur, seperti nilai volume shale, porositas, dan saturasi air digunakan untuk penentuan kandidat reservoir yang juga didukung oleh data petrografi dan data mud log untuk mengetahui jenis litologi yang terdapat di zona reservoir. Berdasarkan hasil yang diperoleh, Formasi Lower Kintom B didominasi batulempung yang berasosiasi dengan batupasir dan batugamping di bagian atasnya. Batugamping tersebut diperkirakan sebagai zona reservoir Formasi Lower Kintom B, yaitu berupa batugamping mudstone hingga wackestone dan wackestone hingga packstone. Hasil perhitungan petrofisika pada zona reservoir Formasi Lower Kintom B didapatkan bahwa nilai volume shale berkisar antara 28-40%, nilai porositas efektif berkisar antara 14-36%, dan nilai saturasi air berkisar antara 29-40%.

---

The Banggai Basin is one of the basins that has potential for hydrocarbons and is located in Central Sulawesi. The Lower Kintom B Formation which was deposited in the Early Pliocene is interpreted to be a reservoir of hydrocarbons in the Banggai Basin. This formation was formed during a collision between Banggai-Sula micro-continent and the ophiolite belt of East Sulawesi which formed molasses deposits. This research was conducted to evaluate the petrophysical properties of the rocks in the Banggai Basin on well log data in the VR-3, VR-14, and VR-15 wells. Petrophysical resulting from the calculation of the three well logs, such as shale volume, porosity, and water saturation values are used to determine reservoir candidates which are also supported by petrographic and mud log data to determine the type of lithology in the reservoir zone. Based on the result obtained, the Lower Kintom B Formation is dominated by claystone associated with sandstone and limestone at the top. The limestone is interpreted to be a reservoir zone for the Lower Kintom B Formation, namely mudstone towackestone and wackestone to packstone. The result of petrophysics calculations in the reservoir zone of the Lower Kintom B Formation found that shale volume values ranged from 28-40%, effective porosity values ranged from 14-36%, and water saturation values ranged from 29-40%."

"Daerah penelitian terletak di Formasi Tomori Blok “X” Cekungan Banggai yang berada di wilayah Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Formasi Tomori terendapkan pada masa Miosen Awal hingga Miosen Tengah dan diinterpretasikan dapat menjadi reservoir hidrokarbon di Cekungan Banggai. Formasi ini disusun oleh dominan batugamping bioklastik, terbentuk saat terjadinya proses syn-rift ketika aktivitas tektonik relatif tenang. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik reservoir dengan mengevaluasi sifat-sifat petrofisika batuan yang terdapat di Formasi Tomori, Cekungan Banggai berdasarkan data log sumur R3 dan R2ST. Sifat-sifat petrofisika yang dihasilkan dari perhitungan ketiga log sumur, seperti nilai volume shale, porositas, dan saturasi air digunakan untuk rekomendasi reservoir yang didukung oleh data petrografi, serta data mudlog guna mengetahui jenis litologi di zona reservoir. Berdasarkan hasil yang diperoleh, Formasi Tomori tersusun atas batugamping mudstone, batugamping wackestone, dan batugamping packstone yang di beberapa interval ditemukan sisipan batubara dan batulempung. Hasil perhitungan petrofisika pada zona reservoir Formasi Tomori didapatkan nilai volume shale berkisar 38%-40%, porositas efektif 7%-0%, dan saturasi air 23%-34%.

---

The research area is located in the Tomori Formation Block "X" of the Banggai Basin in the Banggai Regency, Central Sulawesi Province. The Tomori Formation was deposited during the Early Miocene to Middle Miocene and is interpreted to be a hydrocarbon reservoir in the Banggai Basin. This formation is composed of predominantly bioclastic limestones, formed during syn-rift processes when tectonic activity is relatively calm. This study aims to determine the characteristics of the reservoir by evaluating the petrophysical properties of the rocks in the Tomori Formation, Banggai Basin based on well log data R3 and R2ST. Petrophysical properties resulting from the calculation of the three well logs, such as shale volume, porosity, and water saturation values are used for reservoir recommendations supported by petrographic data, as well as mudlog data to determine the type of lithology in the reservoir zone. Based on the results obtained, the Tomori Formation is composed of mudstone limestone, wackestone limestone, and packstone limestone which at some intervals was found intercalated with coal and claystone. The results of petrophysics calculations in the reservoir zone of the Tomori Formation obtained shale volume values ranging from 38%-40%, effective porosity 7%-10%, and water saturation 23%-34%."

"Cekungan “X” yang terletak pada bagian tenggara New Orleans, Louisiana, Amerika Serikat merupakan cekungan yang termasuk pada kompleks Gulf of Mexico. Cekungan ini berjenis cekungan margin divergen yang dicirikan oleh tektonik retakan ekstensional dan patahan bertipe wrench fault yang memiliki potensi hidrokarbon yang besar. Analisis petrofisika menjadi indikator pendukung untuk mengetahui paramater fisik batuan seperti volume lempung, kejenuhan air, porositas, dan permeabilitas dimana lapisan reservoir batu pasir yang teridentifikasi menunjukan keberadaan akumulasi hidrokarbon gas pada sumur Well_1. Data seismik 3D yang terdiri dari 14.500-15.000 Inline dan 1.500 – 1.580 Xline dengan luas area cakupan seluas +- 2 km2 yang menunjukkan kondisi perlapisan secara vertikal dan lateral dan sebuah data sumur yang menunjukkan karakteristik batuan bawah permukaan daerah penelitian. Berdasarkan hasil dari penilitian pada lapangan “X” yang terletak pada cekungan sebelah utara Gulf of Mexico, menunjukkan bahwa persebaran reservoir batupasir formasi Cotton Valley dan Hosston dengan nilai impedansi akustik rendah berada di tengah daerah penelitian yang menunjukan bidang perlapisan yang terlihat seperti membaji atau unconformity, memiliki stratigraphic trap pada batuan lempung yang sangat kompak namun brittle (formasi Bossier). Metode inversi post-stack seismik 3D berhasil menunjukan respon nilai impedansi akustik rendah yang secara keseluruhan berkisar antara 6300 – 6800 m/s*g/cc pada line seismic 3D Inline 14770, xline 1528, dan xline 1530 serta tampilan 3D yang mengindikasikan persebaran lapisan reservoir yang tersaturasi oleh hidrokarbon.

---

Basin "X" which is located in the southeastern part of New Orleans, Louisiana, United States is a basin that belongs to the Gulf of Mexico complex. This basin is a divergent margin basin which is characterized by extensional fracture tectonics and a wrench fault type fault which has a large hydrocarbon potential. Petrophysical analysis is a supporting indicator to determine rock physical parameters such as clay volume, water saturation, porosity, and permeability where the identified sandstone reservoir layer shows the presence of gas hydrocarbon accumulation in Well_1 well. 3D seismic data consisting of 14,500-15,000 Inline and 1,500 – 1,580 Xline with a coverage area of +- 2 km2 which shows the condition of layering vertically and laterally and a well data showing the characteristics of the subsurface rock of the study area. Based on the results of research on the "X" field which is located in the northern basin of the Gulf of Mexico, it shows that the distribution of the Cotton Valley and Hosston formation sandstone reservoirs with low acoustic impedance values is in the middle of the study area which shows the bedding plane that looks like wedge or unconformity, has a stratigraphic trap in very compact but brittle clay rocks (Bossier formation). The 3D seismic post-stack inversion method has successfully shown a low acoustic impedance response, which overall ranges from 6300 – 6800 m/s*g/cc on the 3D Inline 14770 seismic line, xline 1528, and xline 1530 as well as 3D views indicating the distribution of reservoir layers saturated by hydrocarbons."

"Penelitian ini menggunakan inversi simultan untuk karakterisasi reservoir batupasir dengan target upper dan lower Sihapas di Cekungan Sumatera Tengah. Inversi Simultan dilakukan pada data angle gather dari 3D seismik pre-stack time migration dan data sumur sebagai kontrol data. Data seismik terdiri atas 280 inline dan 760 crossline. Agar kualitas data meningkat, data seismik diubah menjadi domain sudut, dilakukan proses conditioning data untuk mereduksi noise dan meningkatkan signal to noise ratio S/N. Dari angle gather kemudian dibagi menjadi tiga domain yang berbeda yaitu near angle 5-15 , mid angle 14-24 , dan far angle 23-34. Analisa pra-inversi dilakukan untuk melihat korelasi antara hasil inversi dengan kontrol data sumur untuk mendapatkan error yang kecil. Hasil inversi simultan adalah impedansi-p, impedansi-s, densitas, dan rasio Vp/Vs untuk melihat sebaran litologi batupasir di zona target. Pada model impedansi-p didapatkan nilai pasir sebesar 23.000-34.000 ft/s g/cc, impedansi-s sebesar 13.000-21.000 ft/s g/cc, rasio Vp/Vs sebesar 1.5-1.8, dan densitas kurang baik dalam menggambarkan sebaran pasir karena tidak mampu memisahkan antara shale dan batupasir. Sebaran batupasir banyak ditemukan di daerah target Lower Sihapas.

---

In this research we used simultaneous inversion for characterization sandstones reservoir with target upper and lower Sihapas in Sumatera Tengah basin. Simultaneous inversion is performed by angle gather from 3D seismic data pre stack time migration and one well data as a control. Seismic data has 280 inline and 760 crossline. For improving data quality, seismic data is changed to angle domain, doing the conditioning data process to decrease noise and improves signal to noise ratio S N. From angle gather divided into difference three domain there are near angle 5 15 , mid angle 14 24 , and far angle 23 34. Pre Inversion analysis is done to get the small error. Simultaneous inversion's result are p impedance, s impedance, density, and Vp Vs ratio to see the distribution sandstone lithology in the target zone. In p impedance's model is gotten the value of sandstone is 23000 34000 ft s g cc, s impedance is 13000 21000 ft s g cc, Vp Vs ratio is 1.5 1.8 and density is not good for distributing of sandstone because can not separates between sandstone and shale. A lot of distribution of sandstone is found in targer area Lower Sihapas."

"Metode inversi EEI dapat mengkarakterisasi reservoar batuan, baik litologi maupun kandungan fluida pengisi pori. Metode EEI diharapkan dapat mengkarakterisasi reservoar di lokasi penelitian yang memiliki perselingan batuan pasir dan lempung dengan ketebalan kurang dari 60 ft. Parameter-parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah parameter yang memiliki koefisien korelasi yang tinggi antara log target dan log parameter pada sudut tertentu best chi angle . Parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah impedansi P AI , Vp/Vs, porositas total PHIT , dan volum lempung VCL.Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa Formasi Lower Sihapas memiliki batuan pasir yang lebih dominan dibandingkan dengan Formasi Upper Sihapas. Pada batuan pasir di Formasi Lower Sihapas terdapat konten minyak yang ditandai dengan nilai volume lempung rendah, Vp/Vs rendah, dan saturasi air bernilai 25 - 60.

---

EEI inversion method can characterize reservoir rock, either lithology and fluid content. EEI method hopefully can characterize reservoir in research area that have lithology of sand and shale which have less than 60 ft thickness. Parameters that are used in EEI inversion are parameters that have high value of correlation coefficient Parameters that are used in this research are P impedance, Vp Vs, total porosity PHIT , and volume of clay VCL.

The results show that lithology in Lower SIhapas Formation have more dominant sandstone than Upper Sihapas Formation. Sandstone in Lower Sihapas Formation have oil content which is identified by low value of VCL, low value of Vp Vs, and water saturation value range from 25 60."