Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pada studi ini telah dilakukan analisis petrofisika dan evaluasi reservoar pada lapangan Barent Sea. Analisis petrofisika dan evaluasi formasi dilakukan pada enam buah sumur yaitu C1, C2, C3, C4, C5 dan C6, yang tersebar pada lapangan Barent Sea. Identifikasi reservoar dihasilkan dari parameter sifat fisik suatu batuan seperti porositas, kandungan lempung, permeabilitias, dan saturasi air yang dihasilkan dari perhitungan evaluasi formasi. Evaluasi formasi yang dilakukan meliputi tahapan identifikasi zona target, perhitungan kandungan lempung, porositas, saturasi air dan hasilnya ditampilkan dalam lumping. Dari studi ini dihasilkan parameter petrofisika untuk mempresentasikan batuan reservoar pada setiap zona-zona potensial. Dari enam buah sumur dan lima diantaranya memiliki rata rata nilai porositas yaitu 15%, kandungan lempung 7% dan saturasi air 44%, sedangkan satu buah sumur tidak memiliki zona yang potensial karena memiliki nilai saturasi air yang tinggi yaitu diatas 84%.

---

In this study has analysed of petrophysic and reservoir evaluation on Barent Sea field. The analys of petrophysic and formation evaluation carried on six of wells; are C1, C2, C3, C4, C5 and C6 on Barent Sea's field spreadly. The result of identification resevoar from behavior physic parameter of rocks are porosity, concentrate of clay, permeability and water saturation that calculated from formation evaluation. On this formation evaluation consist of identification of target zone level, concentrate of clay measurement, porosity, water saturation, and the result will be displayed on lumping. Petrophysic parameter resulted from this study for presentating of reservoar rocks on each of potential zone. From these six of wells and five of wells found porosity average is 15%, concetrate of clay is 7% and water saturation is 44%, whereas one of well is not contained of potential zone since the water saturation is high above 84%."

"Telah dilakukan inversi seismik berbasis model untuk menentukan karakteristik impedansi akustik reservoar D-1 dan 0-2 serta memetakan ketebalan vertikal kedua reservoar tersebut di lapangan Durna Balikpapan, Kalimatan Timur. Digunakan analisa data log, inversi seismik 3D, penentuan harga cut-off impedansi akustik, untuk perhitungan ketebalan vertikal reservoar. Proses inversi seismik 3D dikerjakan dengan software Hampson-Russell Strata 3D dengan menggunakan teknik inversi stokastik. Crossplot data log menunjukkan bahwa harga impedansi akustik rendah berkorelasi dengan reservoar D-1 dan D-2. Secara umum, kedua reservoar tersebut mempunyai harga cut-off[D-1 = (16.900-17.900) ft/s gr/cc, D-2 = (17.500-18.700) ft/s grim] yang kWh rendah dari lapisan shale yang berada di atas dan di bawahnya Bagian yang tebal, baik pada reservoar D-1 maupun D-2, terdapat di tengah dan pada arah Barat Daya lapangan Durna-7. Secara keseluruhan, reservoar D-2 (range ketebalan 40 ft-140 ft, ketebalan rata-rata = 91 ft) lebih tebal daripada reservoar D- I (47 ft-1 I l ft, 78 ft). Tingkat keabsahan estimasi ketebalan vertikal adalah 81% untuk reservoar D-I adalah dan 87% untuk reservoar D-2."

"Telah dilakukan estimasi permeabilitas reservoar batugamping dari data seismogram sintetik konfigurasi VSP (vertical seismic profiling) sintetik yang melibatkan efek absorpsi dan dispersi pada model tiga lapis reservoar yang berupa batupasir, batugamping, dan dolomit. Data rill VSP digunakan sebagai contoh aplikasi untuk mengetahui nilai permeabilitas reservoar tersebut. Estimasi permeabilitas dilakukan dengan menggunakan dua metode, yaitu metode linier Alpha, dan metode linier Rasio Amplitudo (RA) yang dikerjakan dalam kawasan frekuensi. Nilai permeabilitas model dihitung pada berbagai variasi kecepatan dan frekuensi gelombang seismik. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa pengaruh permeabilitas kurang signifikan terhadap perubahan frekuensi dan kecepatan gelombang seismik. Namun demikian, kedua metode tersebut mampu mengestimasi nilai permeabilitas reservoar melalui analisis atenuasi gelombang seismik. Uji numerik memberikan nilai kesalahan estimasi untuk metode linier Alpha dan RA sekitar 5 %. Estimasi permeabilitas di sumur Nira pada sistem lapisan dua (batugamping) berkisar antara (1047-1166) mD. Sedangkan estimasi permeabilitas pada sistem lapisan tiga (batugamping) memberikan nilai (317-329) mD. Metode linier Alpha memberikan tingkat kepercayaan lebih balk dalam mengestimasi nilai permeabilitas. "

"Pada studi ini telah dilakukan identifikasi lead dan prospek pada bagian kecil lapangan Barent Sea. Lapangan ini secara geografis terletak diutara Norwegia dekat dengan rusia. Secara geologi, lapangan ini terdiri dari 3 play utama yaitu Permian Carbonate Play, Triassic Play, dan Jurassic Play. Struktur jebakan dikontrol oleh patahan yang berupa patahan normal, mekanisme migrasi yang melalui patahan.Kajian pada studi ini lebih ditekankan pada pemahaman konsep interpretasi seismik untuk mengidentifikasi lead dan prospek dengan ekspektasi akhir berupa perhitungan volumetrik zona prospek. Interpretasi dilakukan pada 42 lintasan seismic 2D dengan mengacu pada 1 sumur eksplorasi. Empat horizon secara berurutan dari atas ke bawah dapat diidentifikasi secara jelas yang berada pada formasi Jurassic, Bjarmalend, dan Gipsdeland. Gambaran struktur reservoar memperlihatkan dua dareah prospek dengan potensi bulk volume sebesar 501.849x 106 m3 dengan volum STGIP sebesar 8.109977x 106 cf pada prospek1 dan bulk volume 545.797x 106m3 dengan volume STGIP 8.820155x 106cf pada prospek2.

---

This study has been conducted on the identification of leads and prospects on a small part of the Barent Sea field. This field is geographically located at the Norway north close to Rusia. Geologically, the field consists of three main play is Permian Carbonate Play, Triassic Play, and Jurassic Play. Trap is controlled by fault structures in the form of a normal fault, which migrate through the fracture mechanism.

This study more emphasising in understanding the concept of seismic interpretation to identify leads and prospects with the expected result of the calculation of volumetric zone prospects. Interpretation had been done on the track 42 lines of 2D seismic and referring to a exploration wells. Four horizons in sequence from top to bottom can be clearly identified which are Jurassic Formations, Bjarmalend, and Gipsdeland. Description of the reservoir structure shows two prospects area. The prospect 1 have potential bulk volume 501.849x 106 m3 with STGIP volume 8.109977x 106 cf on and prospect 2 have bulk volume 545.797x 106m3 with STGIP 8.820155x 106cf"

"Analisa log petrofisika dilakukan untuk mengetahui nilai parameter petrofisika batuan dalam formasi sehingga dapat menjadi bahan pendukung evaluasi kondisi reservoar serta identifikasi zona prospek hidrokarbon dan jenis hidrokarbon dari suatu lapangan eksplorasi. Parameter petrofisika yang diperoleh dideskripsikan dengan lebih sederhana dalam bentuk lumping. Dalam penelitian ini dilakukan evaluasi formasi reservoar pada lapangan Boonsville berdasarkan analisa log petrofisika dari data 38 sumur yang berada pada lapangan Boonsville. Hasil akhir penelitian ini berupa log parameter petrofisika yaitu porositas, saturasi air, kandungan lempung, movable oil saturation, residual oil saturation, dan movable hydrocarbon index yang kemudian dirangkum dalam tabel laporan hasil lumping reservoar lapangan Boonsville.

---

Petrophysical log analysis is performed to determine the petrophysical parameters of rocks in the formation so it can be a support for evaluation of reservoir conditions and identification of prospects hydrocarbon zones and types of hydrocarbons from a field of exploration. Petrophysical parameters are described in more modest in the form of lumping. In this study the evaluation of reservoir formation in the Boonsville field based on petrophysical log analysis of 38 wells data.

The final results of this study in the form of log petrophysical parameters of porosity, water saturation, clay volume, movable oil saturation, residual oil saturation, and movable hydrocarbon index and then summarized in the table reports the results of field Boonsville lumping reservoir."

"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."

"Terdapat beberapa sumur yang telah di bor oleh operator onshore yang ditujukan untuk mengevaluasi formasi berdasarkan konsep multi-mineral, dengan menggunakan Data WL (Wireline Log) dan Data Core sebagai input utama. Objek penelitian ini berupa reservoar karbonat yang berada pada Lapangan Diamond, Blok Matindok, Sulawesi Tengah, yang memiliki litologi kompleks dengan proses dolomitisasi yang beragam, serta keberadaan dari kuarsa dan lempung. WL yang lengkap digunakan untuk memudahkan dalam mengkarakterisasi reservoar. Logging yang dilakukan diantaranya adalah gamma-ray, spontaneous-potential, laterolog, micro-spherically focused log, neutron, densitas, dan sonik. Porositas dan permeabilitas merupakan parameter utama dalam mengidentifikasi reservoar, juga dibutuhkan parameter saturasi air dan kandungan lempung untuk mengidentifikasi reservoar secara lebih terperinci. Penelitian ini merepresentasikan hasil dari integrasi antara analisis data konvensional core dan WL. Analisis dengan core menunjukkan validitas dari model litologi dan fluida yang dihasilkan pada ELAN, dengan kisaran nilai porositas dan permeabilitas sekitar 23% dan 154 mD, serta nilai saturasi air dan kandungan lempung yang kurang dari 18%. Dari analisis core, juga ditunjukkan tipe dari porositas yang ada pada formasi tersebut, yaitu vuggy dan mouldic, yang dsebabkan oleh proses pelarutan.

---

There are several wells which have drilled by an onshore operator in order to perform multi-mineral formation evaluation using WL (Wireline Log) Data and Core Data as main inputs. This study was in a carbonate reservoir in Diamond Field, Matindok Block, Central Sulawesi, which has a complex lithology with variable amounts of dolomitization and presence of quartz and clay. A complete WL program followed for a better understanding of reservoir characteristics. The logging program included gamma-ray, spontaneous-potential, laterolog, micro-spherically focused log, neutron, density, and sonic. Porosity and permeability are the key parameters for identifying reservoir, and also needs water saturation and clay volume parameters to identify reservoir more clearly.

This study presents the results of integration between conventional core analysis and WL. Core analysis shows the validity of the lithology and fluid model which is resulted by ELAN, and has porosity and permeability around 23% and 154 mD, and less than 18% of water saturation and clay volume. From core analysis, it also shows a type of porosity in this formation, which is vuggy and mouldic, because they were generated by dissolution process."

"Penelitian geologi dan seismik permukaan mungkin mampu memberikan dugaan potensi hidrokarbon di bawah permukaan, akan tetapi sampai saat ini belum ada suatu solusi nyata selain melakukan penggalian lubang sumur serta mengadakan serangkaian pengukuran di dalam sumur dan evaluasi data hasil rekaman untuk memastikan ada tidaknya kandungan hidrokarbon di bawah permukaan tanah. Karakteristik reservoar hidrokarbon dapat diketahui dari beberapa parameter sifat fisik batuan seperti densitas, porositas, dan permeabilitas. Pada studi ini, perhitungan parameter petrofisika dilakukan dengan menggunakan software Techlog. Analisa petrofisika dilakukan untuk menentukan parameter kandungan lempung, porositas, dan saturasi air. Kemudian parameter-parameter tersebut digunakan untuk menentukan nilai cutoff dan permeabilitas yang digunakan sebagai aspek dalam pembuatan lumping. Tahap akhir dari analisa petrofisika ini adalah pembuatan lumping dari net reservoar dan net pay. Berdasarkan analisa petrofisika, besarnya porositas pada sumur Drew Point sebesar 12% dan saturasi air 35% pada reservoar top Nanushuk group yang dimungkinkan berupa minyak.

---

Surface geology and seismic research may be able to provide hydrocarbons potential in the subsurface, but until now there has been no real solution than well drilling and conducted a series of measurements to the well and recording data evaluation to certain whether any content of hydrocarbons under the surface. In the oil and gas industry, the physical properties of rocks is very important to learn to know the character of the reservoir as a viable rock drilling or production to be done further. Hydrocarbon reservoir characteristics can be seen from some of the parameters of rock physical properties such as density, porosity, and permeability.

In this study, the calculation of petrophysical parameters is done using Techlog software. Petrophysical analysis performed to determine the parameters of clay content, porosity, and water saturation. Then these parameters are used to determine the cutoff value and permeability are used as an aspect in the making of lumping.

The final stage of petrophysical analysis is making lumping of net reservoir and net pay. Based on petrophysical analysis, the amount of porosity in the Drew Point’s well is 12% and water saturation is 35% in the reservoir top of Nanushuk group that is possible contained oil."

"Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur dari 4 buah sumur yang disediakan, Resevoar yang akan diteliti berada pada formasi Ekofisk yang batuannya didominasi oleh batuan chalk. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai porositas berkisar antara 24%-28% dan saturasi air berkisar antara 35%-58%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter resevoar secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan Analisis multiatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.

---

The result of petrophysical analysis can provide vertical information about the character of the reservoir in porosity and water saturation parameter. However, this method is lacking on horizontal resolution. In this case we can provide the 3D information from multiattribute analysis. Based on 4 well data, the chalk formation in Danish North Sea Field is in the area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be studied in this study, such as porosity and water saturation. From petrophysical analysis calculation, the value of obtained porosity are ranged between 24%-28% and the water saturation are ranged between 35%-38%. Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted by using multiattribute analysis. Model based inversion results will be used as an external attribute. The result from the log input will be spread throughout the seismic volume."

"Penelitian ini membahas karakterisasi zona reservoar hidrokarbon berdasarkan analisis petrofisika. Penelitian dilakukan dengan melakukan evaluasi formasi dan analisis petrofisika. Dalam evaluasi formasi dibutuhkan parameter-parameter fisika untuk mengevaluasi dan memprediksi kandungan minyak dan gas bumi dalam batuan reservoar. Parameter-parameter fisika tersebut adalah kandungan lempung, porositas, kejenuhan air dan permeabilitas yang didapatkan dari analisis petrofisika. Dalam penelitian ini dilakukan analisis petrofisika dari 7 data sumur. Berdasarkan hasil akhir analisis petrofisika, reservoar zona target pada lapangan penelitian adalah reservoar pada sumur Lisburne 1 dengan kandungan lempung sebesar 9%, porositas efektif 24% dan saturasi air 10%. Litologi pada reservoar ini merupakan batupasir dengan ketebalan reservoar sebesar 53,64 meter. Reservoar ini terletak pada kedalaman 1978 - 2154 ft.

---

This study discusses the caracterization of hydrocarbon reservoir zones based on petrophysical analysis. The study was conducted by formation evaluation and petrophysical analysis. In formation evaluation physics parameters needed to evaluate and predict the content of oil and gas in the reservoir rocks. The physical parameters are the clay content, porosity, water saturation and permeability obtained from petrophysical analysis.

In this study carried petrophysical analysis of 7 well data. Based on the final results of petrophysical analysis, reservoir target zone on the research field is reservoir at Lisburne 1 well with the clay content is 9%, effective porosity is 24% and water saturation is 10%. Lithology in this reservoir is sanstone with a reservoir thickness is 53,64 meters. The reservoir lies at a depth 1978 - 2154 ft."