Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Karakterisasi reservoar di lapangan Barent Sea telah dilakukan dengan integrasi analisa atribut seismik dan inversi seismik. Analisa atribut seismik dilakukan untuk mengidentifikasi batas lapisan, yang diindikasikan dengan adanya perbedaan jenis batuan antara dua lapisan. Di samping itu, inversi seismik digunakan untuk memperlihatkan impedansi akustik, yang sangat penting untuk mengetahui properti dari lapisan. Kedua atribut ini (amplitude seismik dan impedansi akustik) diharapkan berguna untuk mengkarakterisasi reservoar secara lengkap. Studi ini menggunakan data seismic 2D dan 3 data sumur. Analisa difokuskan pada dua horison, yang dipercaya sebagai target reservoar. Hasil peta horison dianalisis untuk mendapatkan peta distribusi reservoar. Hasil dari semua atribut menunjukan konfirmasi reservoar dengan nilai impendansi akustik tinggi antara 40000 - 50000 (gr/cc)*(m/s), nilai gamma ray dibawah 100 API, serta nilai resistivitas yang tinggi antara 13,4 ? 14,8 ohm - m.

---

Reservoir characterization in Barent Sea field has been carried out by integrating seismic attribute analysis and seismic inversion. Seismic attribute analysis is performed to identify layer interface, which is indicated with the contrast between two layers. In other hand, the seismic inversion is applied to provide the acoustic impedance, which is important in understanding the property of layer body. These two attributes (seismic amplitude and acoustic impedance) are expected to be useful in investigating the reservoir completely.This study is based on 2D seismic data and 3 well log data. The analysis is focused on two horizons, which is believed as target reservoir. The generated horizon map is analyzed to map the reservoir distribution. The results show a confirmation of all the attributes of the reservoir with high acoustic impedance value between 40000-50000 (g / cc) * (m / s), the value of gamma rays above 100 API, as well as high resistivity values between 13.4 to 14.8 ohm - m."

"Saat ini telah dikembangkan cara alternatif untuk menjawab permasalahan emisi gas CO2 hasil eksplorasi dan produksi migas dengan menginjeksikan gas emisi CO2 ke dalam sebuah reservoir penyimpanan atau yang disebut sebagai Carbon Capture and Storage (CCS). Metode ini telah diterapkan sejak tahun 1996 pada lapangan Sleipner, Laut Utara Norwegia yang dilakukan pada formasi Pasir Utsira karena dianggap memiliki kualitas batu pasir yang baik serta persebarannya yang luas (Baklid dkk., 1996). Studi ini menerapkan metode Inversi seismik Model-based yang digunakan untuk mendapatkan nilai impedansi akustik dari susunan lapisan batuan pada reservoir penyimpanan lapangan ini dengan mengintegrasikan dua data seismik 3D post stack tahun 1994 dan 2010 dengan dua data sumur. Litologi formasi target yaitu Top hingga Base Utsira didominasi oleh batu pasir dengan pembacaan nilai gamma ray rendah yang berasosiasi dengan nilai impedansi rendah. Pada kedua penampang seismik didapatkan nilai impedansi akustik pada target reservoir yaitu Top hingga Base Utsira dengan rentang nilai 2300—3200 ((m/s)*(g/cc)). Peta persebaran AI pada Top Utsira untuk penampang seismik tahun 1994 menunjukkan rentang nilai 3100—3700 ((m/s)*(g/cc)) dan pada penampang seismik tahun 2010 menunjukkan rentang nilai 3100—3800 ((m/s)*(g/cc)).

---

Currently, an alternative method has been developed to answer the problem of CO2 gas emissions resulting from oil and gas exploration and production by injecting CO2 emission gas into a storage reservoir or what is known as Carbon Capture and Storage (CCS). This method has been applied since 1996 in the Sleipner field, North Sea of ​​Norway which was carried out on the Utsira Sand formation because it is considered to have good sandstone quality and wide distribution (Baklid et al., 1996). This study applies the Model-based seismic inversion method which is used to obtain the value of the acoustic impedance of the rock layer arrangement in this field storage reservoir by integrating two 3D post stack seismic data acquired in 1994 and 2010 with two well data. The lithology of the target formation is Top to Base Utsira which is dominated by sandstone with low gamma ray readings associated with low impedance values. In both seismic data, the acoustic impedance values at the reservoir target from Top to Base Utsira is in the range of 2300-3200 ((m/s)*(g/cc)). The AI distribution map for the 1994 seismic on Top Utsira shows a value range of 3100-3700 ((m/s)*(g/cc)) and for 2010 seismic shows a value range of 3100-3800 ((m/s)*(g/ cc))."

"ABSTRAKAnalisa atribut merupakan suatu metode kualitatif yang bertujuan memunculkanfitur-fitur data seismik yang tidak nampak, baik secara geometrical maupunphysical. Secara geometrical atribut seismik dapat membantu interpreter dalammengidentifikasi diskontinuitas dikarenakan adanya struktur sementara physicaldapat membantu interpreter dalam mengetahui fisis dari batuan. Dalam penelitianini digunakan atribut koherensi yang merupakan atribut geometrical untuk melihatpersebaran dan kemenerusan patahan secara lateral guna mendapat interpretasipatahan yang lebih baik. Selain itu juga digunakan atribut amplitudo RMS yangberguna untuk memetakan persebaran dari reservoir sand. Dalam penelitian inipeneliti memetakan persebaran suatu lapisan batupasir E yang terletak padakelompok sihapas, Cekungan Sumatra Tengah, Indonesia serta menginterpretasistruktur-struktur patahan yang ada yang dapat menjadi suatu jebakan hidrokarbon.Dari analisa atribut ditemukan bahwa hasil ekstraksi atribut amplitudo RMSberkorelasi dengan lingkungan pengendapan kelompok sihapas dimana atributtersebut membentuk suatu pola yang mirip dengan tidal sand bar yang terdapatpada lingkungan pengendapan tide dominated delta yang berkembang pada bagiantenggara dari area penelitiaan.

---

ABSTRACTAttribute analysis is a qualitative method that aims to bring the features of seismicdata that is not readily apparent, both geometrical and physical. Geometricalattribute can assist interpreter in identifying discontinuities due to structure andPhysical attribute can help in knowing the physical interpretation of rock. Thisstudy used an attribute that is an attribute of geometrical coherent to see thedistribution and continuity of the fault laterally in order to obtain a betterinterpretation of the fault. RMS amplitude attribute also used for mapping thedistribution of reservoir sand. In this study, researcher mapped the distribution of asandstone layer that lies in group E sihapas, Central Sumatra Basin, Indonesia andinterpret the fault structures that exist which can be a trap for hydrocarbons. Fromthe analysis it was found that the extraction attribute RMS amplitude correlates withsihapas group depositional environment where these attributes form a pattern thatis similar to the tidal sand bar located on tide dominated delta depositionalenvironments that thrive in the south eastern part."

"Perubahan impedansi seismik memberikan petunjuk adanya perubahan sifat-sifat batuan, seperti porositas, densitas, saturasi dan lain-lain. Dengan inversi seismik kita dapat membuat korelasi pada domain impedansi berdasarkan perubahan sifat-sifat batuannya. Namun demikian, analisa seismik inversi dengan full stack gelombang-P memberikan kesimpulan yang terlalu umum, masih mengandung multi interpretasi pada kondisi eksplorasi tertentu. Melalui inversi simultan, kita mendapatkan kesimpulan yang lebih pasti dimana kita dapat mengestimasi densitas, impedansi P dan impedansi S, dimana masing-masing memberikan respon yang cukup berbeda dalam memisahkan pengaruh lithology dan fluida. Proses inversi simultan menggunakan data partial angle stack, yang kemudian wavelet yang diekstrak dari setiap offset diinversikan secara bersamaan. Dari hasil inversi simultan diatas, selanjutnya dengan teknik analisa rock physics kita dapat memprediksi distribusi lithology, porosity dan kandungan hidrokarbon (gas). Proses selanjutnya dengan mentransformasikan hasil inversi menjadi Lambda-Rho (λρ) dapat digunakan untuk memperkuat argumentasi adanya indikator kandungan fluida di pori batuan. Akhirnya dengan melakukan analisa peta distribusi sifat batuan yang di overlay dengan peta struktur dan sumur produksi, kita dapat mengidentifikasi area potensial untuk strategi pengembangan lebih lanjut untuk mengoptimalkan pengurasan hidrokarbon pada area studi.

---

The change of seismic's impedance giving clues that there is change of lateral rock properties such as porosity, density, fluid saturation etc. Seismic inversion allows us to make correlation in the impedance domain based on the change of rock properties. However the analysis of the early P-wave fullstack seismic inversion data alone can lead to ambiguous conclusions in many exploration conditions.

By performing simultaneous inversion will bring us to a less ambiguous interpretation of our inversion results in which we are able to estimate Density, Pimpedance and S-impedance which they are giving different response to discriminate fluid and lithology effects. Simultaneous inversion process uses partial angle stack data which can be inverted simultaneously using wavelet extracted from each offset.

Based on result above, using further rock physics technique analysis we can predict sand, porosity and hydrocarbon content distribution. Further process, the result can be transformed to Lambda-Rho (λρ) that can be used for pore fluid content indicator.

Finally by analyzing the rock properties distribution map overlaid by structure map and producer well, we can identify the potential area for further development strategy to optimize the hydrocarbon recovery of the study area."

"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."

"Telah dilakukan penelitian pada reservoar karbonat di Lapangan "D" yang terletak pada cekungan Jawa Timur. Inversi seismik extended elastic impedance (EEI) digunakan untuk mengidentifikasi distribusi reservoar hidrokarbon pada reef karbonat. Pada sudut tertentu (χ) diperoleh nilai korelasi yang tinggi antara log target dengan log EEI yang merupakan best chi angle yang digunakan dalam membuat volum seismik scaled reflectivity. Korelasi log EEI dengan log LMR cukup besar dengan nilai sudut χ sebesar 12º (r=0.987287478) untuk parameter Lamda Rho, sedangkan parameter Mu Rho diperoleh nilai sudut χ sebesar -13º (r=0.995584548). Post stack inversi seismik sparse spike digunakan terhadap volum scaled reflectivity untuk mendapatkan seismik cube LMR. Sebagai hasilnya, sensitivitas parameter LMR terhadap keberadaan hidrokarbon digunakan untuk mengetahui kandungan fluida reservoar. Sumur D-02 memiliki potensi kandungan hidrokarbon yang cukup banyak dibandingkan dengan sumur D-01. Kemudian hasil inversi EEI digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar karbonat yang berarah Utara semakin dalam menyebar kearah Selatan dan membelok kearah Barat Daya.

---

A study of characterization of carbonate reservoir has been done in Field "D" located at East Java basin. Extended elastic impedance (EEI) seismic inversion was applied to identify the distribution of hydrocarbon reservoir in a reef carbonate. At a certain angle (  ) obtained high correlation between target log and EEI log that best chi angle which is used to make scaled reflectivity seismic cube. Correlation EEI log with target log is good enough at a value of  angle 12º (r = 0.987287478) for Lambda Rho parameters, while the Mu Rho parameter obtained the value of  angle -13º (r = 0.995584548). Post Stack Sparse Spike Seismic Inversion is applied to scaled reflectivity seismic cube to get LMR seismic cubes. As Results, sensitivity of LMR parameter with the presence of hydrocarbons is used the fluid content of reservoir. D-02 well has potential hydrocarbon content than D-01 well. Then, EEI inversion results are used to determinate carbonate reservoir distribution that its direction at North so deeply the distribution spread to South and divert to Southwest."

"Lapangan FM merupakan salah satu lapangan penghasil hidrokarbon yang terletak di Cekungan Jawa Barat Utara. Salah satu Formasi yang berpotensi sebagai penghasil hidrokarbon adalah Formasi Cibulakan berupa batupasir dan batugamping yang menjadi reservoar objektif. Untuk memprediksi penyebaran reservoar batupasir digunakan metode multi-atribut seismik. Metode multi-atribut merupakan metode untuk memprediksi reservoar. Prediksi tersebut didapat dari hubungan fisis diaplikasikan dengan properti atribut dari data seismik. Berdasarkan analisa crosplot diketahui bahwa log gamma-ray dan density merupakan parameter yang sensitif terhadap keberadaan reservoar batupasir. Metode multi-atribut digunakan dalam membuat volume pseudo gamma-ray dan density. Kombinasi antara gamma-ray dengan density dapat memisahkan dengan baik antara batupasir, batu gamping dan batu lempung. Hasil pemetaan menunjukkan reservoar batupasir terdistribusi pada daerah Tinggian. Hasil penelitian ini dapat digunakan untuk eksplorasi lebih lanjut dalam penyebaran reservoar pada Formasi Cibulakan di Lapangan FM.

---

Field FM is one of the hydrocarbon-producing field located in the North West Java Basin. One of the potential formation of hydrocarbon-producing formations are sandstones and limestones Cibulakan form the reservoir objective. To predict the spread of reservoir sandstones research using multi-attribute seismic methods. Multi-attribute method is a method for predicting reservoir parameters. The predictions obtained from the physical relationship was applied to the property attribute of the seismic data.

Based on the analysis crosplot known that gamma-ray logs and density are parameters which are sensitive to the presence of reservoir sandstones. Multi-attribute method is used to predict the pseudo volume of gamma-ray and density. The combination of gamma-ray logs with density can separate well between sandstone, limestone and claystone.

Mapping results indicate reservoir sandstones in the area of distributed Tinggian. The results can be used for further exploration in the spread of the Formation reservoir in the Field Cibulakan FM."

"Telah dilakukan studi pemetaan distribusi reservoar dengan menggunakan metode inversi seismik. Pemetaan distribusi reservoar dilakukan dengan melihat persebaran dari nilai Acoustic Impedance (AI). Nilai AI didapatkan dengan melakukan metode inversi AI dengan masukan data seismik 3D Post-Stack dan kontrol dari empat buah sumur. Metode inversi yang digunakan adalah inversi bandlimited dan inversi spare-spike. Hasil proses inversi yaitu peta persebaran AI yang akan diidentifikasi sebagai distribusi reservoar pada tiga horizon (FS8, FS7, dan FS4). Lapangan F3 terletak di sektor laut utara Belanda. Lapangan ini memiliki potensi akumulasi hidrokarbon yang dangkal. Hal ini diindikasikan dengan keberadaan fenomena bright spots dan gas chimney pada penampang seismik. Berdasarkan hasil persebaran nilai AI dan porosity untuk ke tiga horizon, daerah prospek terdapat pada bagian tengah mengarah ke bagian timur daerah penelitian.

---

The studied of reservoir distribution mapping using seismic inversion methods have been conducted. Reservoir distribution mapping was conducted by looking at the distribution Acoustic Impedance’s (AI) values. AI valeus were obtained by the AI inversion method with input from 3D Post Stack Time Migration (PSTM) seismic data and control from four wells. Inversion Methods that have been used are band limited inversion and spare spike inversion.

The results of inversion process are AI distribution map which will be indentified as a distribution reservoir on three horozons (FS8, FS7, and FS4). F3 field was located on the Dutch sector of the North Sea. This field has shallow potential of hydrocarbon accumulation. This was indicated by the phenomenon's presence of gas chimney and the bright spot on the seismic section.

Based on the results of AI distribution and porosity values on those horizons, the prospect area were located on the middle leads to the eastern part of the study area."

"Kombinasi aplikasi atribut dan inveri seismik telah dilakukan untuk menghasilkan parameter sifat fisik batuan yang dapat membantu dalam memetakam distribusi reservoir pada studi kasus Formasi Tarakan. Formasi Tarakan secara sedimentologi merupakan daerah pengendapan delta yang cukup dikenal sebagai perangkap sebagai hidrokarbon. Pada studi ini atribut seismik dalam hal ini kekuatan amplitude (Reflection Strength) dipadukan dengan akustik impedance yang diperoleh dari inversi seismik. Hasil analisa menunjukkan bahwa reservoar pasir diidentifikasikan oleh nilai amplitude envelope yang tinggi, nilai impedansi akustik yang rendah dan nilai porositas berkisar dari 23% ? 28 %. Untuk mendapatkan persebaran batupasir yang menjadi target pada daerah studi dilakukan penentuan ranking area prospek reservoar. Penentuan ranking ini dilakukan dengan melakukan overlay pada peta struktur, peta impedansi akustik dan peta seismik atribut. Berdasarkan prospek ranking reservoar didapat tiga zone prospek yang tersebar dibagian utara (1), bagian tengah (2) dan tenggara (3) daerah penelitian reservoar pasir. Hasil yang didapat dari studi ini menunjukkan bahwa daerah prospek (2) merupakan daerah yang paling potensial, sehingga usulan sumur pemboran di fokuskan didaerah tersebut.

---

Combination of attribute and seismic inversion applied to gain parameter of petrophysical properties that could map the reservoir distribution in case study of Tarakan Formation. Tarakan Formation deposited in delta area that known as a hydrocarbon trap. In this study, seismic attribute that is an amplitude strength (Reflection strength) combined with Acoustic impedance that derived from seismic inversion. The analysis result show that the sand reservoir is identified by high amplitude envelope, low impedance acoustic and the porosity value between 23% - 28%.

To resolve sandstone distribution in this study area we has to confirm prospect ranking in reservoir zone. Prospecting ranking is derived from overlaying structure map, impedance map and seismic attribute map. Based on reservoir ranking prospecting in this case study we can identified three area of sand reservoir distribution which are distribute in the north zone (1), in the center zone (2) and the Southeast zone (3). The result of the study shows that prospect area (2) is the most potential area, therefore the propose well is focused in that area."

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."