Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Metode AVO yang bekerja pada domain reflektifitas secara umum dapat dipakai untuk mengidentifikasi dan menganalisa adanya anomali hidrokarbon, akan tetapi pada kasus-kasus tertentu diperlukan analisa yang lebih dalam untuk mendeteksi keberadaan hidrokarbon. Dalam studi ini digunakan workflows Extended Elastic Impedance (EEI) untuk memetakan lapisan karbonat dan kandungan fluidanya di lapangan "X" Jawa Barat Utara. Dalam studi ini Metode Extended Elastic Impedance (EEI) akan dikombinasikan dengan metode Color Inversion untuk menghasilkan peta penyebaran fluida (gas) dan litologi. Identifikasi reservoar dilakukan dengan cara cross correlation antara kurva EEI dengan kurva GammaRay sedangkan untuk identifikasi kandungan fluidanya, dilakukan cross correlation antara kurva EEI dengan Resistiviti. Metoda cross correlation tersebut dilakukan dengan increment sudut 0 10 = c pada sumur lapangan dari sudut 0 90 − sampai dengan 0 90 . Hasil nilai c (chi) dengan koefisien korelasi terbesar yang didapatkan kemudian ditransformasikan ke dalam nilai sudut datang ( q) dengan menggunakan hubungan c tan = q 2 sin . Sudut q (teta) tersebut kemudian digunakan dalam kombinasi proyeksi linier antara inversi data seismik near dan far. Aplikasi metode EEI pada studi ini berhasil memperlihatkan pola penyebaran reservoar dan kandungan fluida (gas) nya sehingga selanjutnya bisa digunakan untuk keperluan pengembangan lapangan "X" di Jawa Barat Utara.

---

AVO method that works in reflectivity domain used to identify and analyze hydrocarbon anomaly. But, in some cases we need deeper analysis to predict the existence of hydrocarbon. In this study we use EEI workflows to predict lithology and fluid distribution of carbonate reservoir in "X" field, at North West Java basin. In this study, Extended Elastic Impedance (EEI) as an extension from Elastic Impedance (EI) method will be combined with Color Inversion method to predict lithology from fluid (gas). Cross correlation between EEI curve with Gamma Ray curve was used as a lithology identification and cross correlation between EEI curve with Resistivity curve as a fluid identification. The cross correlation was conducted every 0 10 of c(chi) value between 0 90 − to 0 90 . The c(chi) with the biggest coefficient correlation value then will be transformed to the angle of incident q (teta) thru equation : c tan = q 2 sin. Furthermore, the lithology and fluid impedance can be obtained by projecting seismic near and far inverse volume with q (teta) as an angle projection. The result of EEI method in this study has been successfully predicting lithology and fluid (gas) distribution, therefore this method is applicable for field development purposes for "X" field at North West Java area."

"Lapangan AAA merupakan lapangan gas yang terdapat pada lingkungan Delta Mahakam, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Lapangan AAA merupakan bagian dari lapangan gas dengan produksi terbesar di Indonesia yang telah dieksplorasi dan diproduksi lebih dari 40 tahun. Salah satu tahapan penting setelah proses eksplorasi adalah mengaplikasikan metode karakterisasi reservoar untuk pengembangan lapangan. Karakterisasi reservoar dalam penentuan distribusi lithologi dan fluida sangat penting dilakukan untuk mengetahui daerah berprospek ekonomis yang belum ditembus oleh sumur produksi. Pada penelitian ini karakterisasi reservoar yang digunakan adalah metode Analisa AVO dan Extended Elastic Impedance (EEI). Analisis AVO mengunakan data prestack 3D gather dan bantuan velocity cube. Data DTS yang digunakan pada penelitian ini terdapat pada sumur 3A45, 3A50, dan 3A45. Metode Extended Elastic Impedance (EEI) dimulai dengan penentuan sudut Chi (X) pada nilai koeffisien korelasi yang maksimum (mendekati nilai 1) dan analisis crossplot untuk menentukan nilai cut-off indikator lithologi dan indikator fluida pada setiap parameter fisika dari data sumur. Hasil analisis menyebutkan bahwa fluida pada daerah penelitian merupakan AVO kelas III. Indikator lihtologi (reservoar dan non reservoar) dapat dipisahkan dengan parameter Gamma Ray (reservoar bernilai 20 - 60 GAPI) dan Density (reservoar bernilai 1.75 - 2.17 g/cc). Sedangkan indikator fluida (gas dan water) dapat dipisahkan dengan parameter Lambda-Rho (gas bernilai 1.5 - 9 Gpa*g/cc), Lambda per Mu (gas bernilai 0.5 - 2.5), Vp per Vs (gas bernilai 1.5 - 2.2), dan Poisson Ratio (gas bernilai 0.16 - 0.35). Hasil inversi Extended Elastic Impedance (EEI) pada GTS 3A menyebutkan bahwa inversi Lambda-Rho mempunyai akurasi 78.57% (MFA) dan 85.71% (MFB), inversi Lambda per Mu mempunyai akurasi 50% (MFA) dan 85.71% (MFB), inversi Vp per Vs mempunyai akurasi 71.42% (MFA) dan 71.42% (MFB), Inversi Poisson Ratio mempunyai akurasi sebesar 71.42% (MFA) dan 78.57% (MFB).

---

AAA field is a gas field that located in Delta Mahakam environment, Kutei Basin, East Kalimantan. AAA field is a part of giant gas field which has biggest production in Indonesia already explored and produced almost over 40 years. One of important steps after exploration of the field is to conduct a reservoir characterization for field development. Reservoir characterization to determine lithology distribution and fluid content is very important to know the prospect area which has economical values and not penetrated yet by infill wells or production wells. Reservoir characterization method that has been used in this study are AVO analysis and Extended Elastic Impedance (EEI). Pre-stack 3D gather data and velocity cube used for AVO analysis in this study. DTS logs only available in 3A45, 3A50, and 3A55. Extended Elastic Impedance method started with determination of Chi (X) angle that has maximum correlation coefficient (near to 1 value) and cross-plot analysis to determine cut-off value for lithology indicator and fluid indicator in each well data parameter.

Analysis results show that fluid class in this study is AVO class III. Lithology indicator (reservoir and non reservoir) can be separated by Gamma Ray (value of reservoir between 20 - 60 GAPI) and Density (value of reservoir is between 1.75 - 2.17 g/cc). Fluid indicator (gas and water) can be separated by Lambda-Rho (value of gas is between 1.5 - 9 Gpa*g/cc), Lambda per Mu (value of gas is between 0.5 - 2.5), Vp per Vs (value of gas is between 1.5 - 2.2), and Poisson Ratio (value of gas is between 0.16 - 0.35). Results of Extended Elastic Impedance inversion in GTS 3A show that Lambda-Rho inversion has 78.57% accuracy (in MFA) and 85.71% accuracy (in MFB), Lambda per Mu inversion has 50% accuracy (in MFA) and 85.71% accuracy (in MFB), Vp per Vs inversion has 71.42% accuracy (in MFA) and 71.42% (in MFB), Poisson Ration has 71.42% accuracy (in MFA) and 78.57% accuracy (in MFB)."

"Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian yang terletak di cekungan Jawa Timur Utara, di sebelah utara Pulau Madura, Indonesia, telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada Karbonat CD Formasi Ngimbang berumur Oligosen Awal. Karbonat Formasi ini diendapkan dalam lingkungan paparan. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 70 - 143 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST) berkisar antara 450 - 4,449 BOPD. Reservoar terdiri dari enam (6) zona dengan ketebalan tiap tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis ataupun karbonat yang ketat. Identifikasi rock type merupakan komponen yang esensial dalam proses karakterisasi reservoar. Dalam studi ini, rock typing bersama dengan analisa impedansi akustik dari data seismik 3D post stack telah dilakukan pada reservoar karbonat. Hasil kedua analisa tersebut dijadikan sebagai masukan untuk pemodelan geologi. Analisa detil core meliputi porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur yaitu sumur Salemba-B dan Salemba-C. Selanjutnya data dari kedua sumur tersebut digunakan untuk kalibrasi rock typing pada sumur yang tidak memiliki data core yaitu sumur Cibubur-A dan Sumur Salemba-A. Dari hasil analisa core, menunjukan tidak terdapat hubungan yang jelas antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas. Sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan. Identifikasi rock type secara petrofisika dilakukan menggunakan persamaan Windland R35 yang di kalibrasi dengan data core. Karena ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik maka analisa impedansi akustik tidak dapat membedakan zona-zona produktif. Sehingga analisa seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan pola karakter gross reservoar secara kualitatif. Untuk mendistribusikan zona produktive yang diperoleh dari analisa petrofisika secara lateral digunakan metoda geostatistik yang dipandu oleh hasil impedansi akustik. Hasil dari pemodelan geologi dapat digunakan untuk mendelineasi distribusi zona-zona produktive yang digunakan untuk pengembangan lapangan.

---

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."

"Formasi X merupakan target utama di Lapangan Marlin, yang merupakan lapangan gas, berlokasi di Viosca Knoll, lepas pantai Louisiana, Gulf of Mexico. Reservoar yang utama adalah lapisan batupasir tebal, berumur Miosen Tengah, memiliki ciri amalgamated sheet, seperti endapan turbidit pada intraslope basin. Untuk karakterisasi properti batuan di lapangan ini, apabila hanya dengan mengaplikasikan analisis AVO dan impedansi akustik (P-impedansi) saja akan memberikan ketidakpastian yang besar pada hasilnya. Oleh karena itu, Elastic Impedance (EI) dan Simultaneous Inversion diaplikasikan pada interval formasi X ini. Aplikasi metoda inversi EI digunakan untuk memprediksi zona batupasir yang mengandung gas, dengan menggunakan sumur UI-1 dan UI-3 sebagai referensi untuk memprediksi properti reservoir di sumur UI-2, dilanjutkan dengan menganalisis penyebarannya dengan menggunakan partial post stack 3D seismic data. Metoda simultaneous inversion juga telah diaplikasikan sebagai metoda alternatif untuk memprediksi pore gas (Lambda-Rho) dan distribusi porositas, dengan menggunakan partial pre stack 3D seismic data yang diinversi secara simultan; dan dengan menggunakan sumur UI-1 dan UI-3 sebagai referensi untuk memprediksi properti reservoar di sumur UI-2 pada Lapangan Marlin. Kedua metoda tersebut memberikan hasil yang saling mendukung satu sama lainnya. EI dapat memprediksi wet zone pada sumur UI-2 seperti juga halnya simultaneous inversion. Kombinasi hasil kedua metoda tersebut akan mendapatkan perpotongan zona lapisan batupasir, maka zona dengan tingkat kepastian tertinggi atau yang paling mungkin memiliki reservoir batupasir gas dapat dipetakan. Porositas and prediksi pore gas diperkirakan sebesar 20 sampai 30 persen dan 5 sampai 15 GPa*g/cc di dalam lapangan tersebut. Dari hasil studi ini, dapat disimpulkan bahwa kedua metode ini dapat digunakan sebagai alternatif untuk memprediksi karakter reservoar formasi X di lapangan Marlin dan lapangan lainnya yang memiliki kondisi geologi yang mirip untuk mengurangi ketidakpastian dalam eksplorasi hidrokarbon.

---

X formation is the main target of Marlin field, a gas field, situated in Viosca Knoll area, offshore Louisiana, Gulf of Mexico. Main reservoir sands are thick, middle Miocene amalgamated sheet-like turbidite sands deposited in an intraslope basin. The use of AVO analysis and acoustic impedance (P-impedance) only to characterize rock properties in this field will lead us into large uncertainty. Therefore, to overcome that issue, elastic impedance (EI) inversion and simultaneous inversion are introduced and applied within X formation interval.

EI inversion is applied to predict gas sand area, using well UI-1 and UI-3 as the reference to predict reservoir properties in UI-2 well, then delineate the area using partial post stack 3D seismic data. Simultaneous inversion is also applied as an alternative method to predict the pore gas (Lambda-Rho) and porosity distribution, using partial pre stack 3D seismic data which are inverted simultaneously; then UI-1 and UI-3 well data which will be used as a reference well for predicting reservoir properties in UI-2 at Marlin field.

The results from both methods are supported each other. EI inversion result can predict wet zone in well UI-2 as well as simultaneous inversion result. By combining the two methods and drawing the intersection of the good gas sandstone reservoir from both methods, the maximum confident or the most likely of gas sandstone reservoir area can be delineated. Porosity and pore gas prediction suggested around 20 to 30 percent and 5 to 15 GPa*g/cc respectively, throughout the field. Hence, this combined method could be used as an alternative to predict X reservoir properties in Marlin field or could be applied to other fields with similar geological condition to reduce exploration uncertainty."

"Formasi Balikpapan yang terletak pada lapangan KEVEV, Cekungan Kutai merupakan reservoir batupasir yang cukup baik sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon. Dalam penelitian ini, telah dilakukan inversi impedansi akustik AI pada seismik 3D untuk mengetahui karakteristik dari lapisan target pada formasi Balikpapan di Lapangan KEVEV, Cekungan Kutai, Kalimantan. Inversi impedansi akustik pada data seismik yang dilakukan berbasis model dimana pembuatan model dikontrol oleh 6 Sumur yang digunakan dan juga 1 Horizon. Pada hasil inversi AI dilakukan slice untuk mendapatkan daerah low-Impedance yang berpotensi sebagai lapisan pasir sehingga dapat mengindikasikan adanya hidrokarbon pada lapangan "KEVEV" berdasarkan nilai impedansi akustik dan porositas. Dari proses inversi AI yang dilakukan pada data seismik 3D di Lapangan KEVEV diperoleh harga impedansi akustik untuk lapisan Horizon x adalah antara 20.000 ft/s g/cc-27.000 ft/s g/cc. Setelah dikonversikan menjadi porositas, didapatkan harga porositas untuk Horizon X sebesar 20-24 . Zona prospek hidrokarbon diindikasikan terdapat pada puncak dekat dengan sumur KEVEV 0060.Untuk sumur pengembangan berikutnya sebaiknya dilakukan di dekat titik tersebut.

---

Balikpapan formation, which is located in KEVEV field, Kutai Basin, is a quite good sandstone reservoir as a place where hydrocarbons are accumulated. In this study, Acoustic Impedance AI Inversion in 3D seismic, have been done to interpret characteristic of the target rsquo s layer in Horizon X, KEVEV field, Kutai Basin, Kalimantan. Acoustic impedance seismic inversion, which based on model controlled by 6 wells and 1 horizon.

The results of Al inversion sliced to get the low impedance area which are potential as a sand layer, so that the hydrocarbon can be indicated in KEVEV field, based on the value of acoustic impedance and porosity. The result of acoustic impedance inversion from 3D seismic data in KEVEV Field controlled by Horizon X is in range 20.000 ft s g cc - 27.000 ft s g cc. After being converted in to porosity, the value of porosity for Horizon X is obtained. The value is 20 - 24. Hydrocarbon prospect zone is indicated in the high structure, near to KEVEV 0060 well. The next develop well ought to be near that point."

"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 "X" telah dilakukan menggunakan inversi impedansi akustik dan geostatistik. Kedua teknik ini dapat menghasilkan peta persebaran reservoar yang didapatkan dari impedansi akustik hasil inversi dan porositas. Selain itu, peta persebaran reservoar dapat digunakan untuk melihat litologi batuan reservoar. Daerah penelitian terletak di Lapangan "X" pada Cekungan Sumatera Tengah, Provinsi Riau. Teknik inversi impedansi akustik yang digunakan adalah inversi model based, sedangkan teknik geostatistik yang digunakan adalah teknik cokriging. Hasil analisa terintegrasi dari kedua teknik menunjukkan bahwa daerah target mempunyai litologi batupasir ber-porous disekitar well A-1 dengan porositas tinggi pada nilai impedansi akustik 15.000-19592 ((ft/s)*(g/cc)) dan mempunyai litologi batupasir tight disekitar well A-12 dan well A-16 dengan porositas cukup rendah pada nilai impedansi akustik 15306-20204 ((ft/s)*(g/cc)) dan 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc)).

---

ABSTRAKReservoir characterization in 'X' field has been carried out using acoustic impedance inversion and geostatistics. Both of these techniques can produce a map of the distribution reservoir that obtained from acoustic impedance inversion and porosity results. Beside that, a map of the distribution reservoir can be used to view the lithology of rocks. The research area is in "X" field at Central Sumatera Basin, Riau, Indonesia. The acoustic impedance inversion is performed by using "model based" inversion, while the cokriging technique had been used as part of geostatistic technique. The integrated analysis results from these methods show that the reservoir in research field has porous sandstones around the well A-1 with high porosity in acoustic impedance values 15000-19592 ((ft/s) *(g/cc)) and has tight sandstone around well A-12 and well A-16 with low porosity in acoustic impedance values 15306-20204 ((ft/s) *(g/cc)) and 15306-21429 ((ft/s)*(g/cc))."

"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."