Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKIntegrasi data seismik dan log sumur dilakukan pada dataset lapangan Blackfootuntuk mengidentifikasi penyebaran litologi dan porositas pada zona targetreservoar tipis di lapangan ini. Integrasi dilakukan menggunakan analisa inversidan multi-atribut seismik. Dengan inversi seismik, tras seismik dapat diubahmenjadi volume impedansi akustik yang kemudian dikonversikan menjadiporositas dengan suatu asumsi sedangkan dengan multiatribut seismik, volumeporositas dapat diprediksi dengan transformasi linier dan non-linier antara propertilog sumur dengan serangkaian atribut seismik.Tiga jenis metoda inversi impedansi akustik diterapkan pada dataset yaitu inversirekursif, linear programming sparse-spike (LPSS) dan model-based. Hasil inversikemudian dibandingkan satu sama lain melalui parameter cross correlation danerror log. Hasil dari inversi yang berbeda-beda ini secara konsisten menunjukkanreservoar dengan impedansi rendah didalam channel pada kedalaman kurang lebih1060ms pada domain waktu. Inversi berbasiskan model menunjukkan pencitraanyang lebih baik dan koefisien korelasi yang paling tinggi (99.8%) dibandingkankedua jenis inversi lainnya. Karenanya, hasil inversi impedansi akustik modelbasedini kemudian digunakan sebagai atribut eksternal pada analisa multi-atribut.Volume pseudo porositas dibuat dari fungsi regresi dari crossplot hubunganimpedansi akustik hasil inversi dengan log porositas yang tersedia pada setiapsumur.Analisa multi-atribut digunakan untuk menghasilkan transformasi linier maupunnon-linier antara properti log sumur?dalam hal ini adalah log impedansi akustik,densitas dan porositas?dengan serangkaian atribut seismik. Untuk model linier,dipilih transformasi pembobotan linear step-wise regression (SWR) yangdiperoleh dari minimisasi least-square. Untuk mode non-linier probabilisticneural networks (PNN) di-training menggunakan atribut pilihan dari transformasiSWR sebagai input. PNN dipilih sebagai network yang akan diterapkan padadataset karena umumnya menunjukkan korelasi yang lebih baik dan mempunyaialgoritma matematis yang lebih sederhana.

---

AbstractIntegration of seismic and well log data of Blackfoot field dataset was conductedto identify the distribution of lithology and porosity of an interest thin reservoirzone in this field. The integration has been done using seismic and multiattributeanalyses. With seismic inversion, seismic trace can be changed into acousticimpedance which represent the physical property of the reservoir layer and thenconverted to be a porosity volume. With seismic multiattribute, log propertyvolumes are predicted using linear or non-linear transformations between logproperties and a set of seismic atrributes.Three types of seismic inversion have been applied to the dataset i.e. recursiveinversion, linear programming sparse-spike (LPSS) inversion and model-basedinversion. The results then were compared each other through cross correlationand error log parameters. The difference inversion results show clearly thereservoir with its related low impedance within a channel at the depth of 1550m ormoreless at 1060ms in time domain. The model-based inversion result showssmoothed image and the highest correlation coefficient (99.8%) compared to twoother inversions. Therefore, the acoustic impedance of model-based inversionresult was used for external attribute in multiattribute analyses. Pseudo-porosityvolume was produced from regression function of a crossplot between theacoustic impedance as an inversion result with the original porosity log.Multiattribute analyses were used to derive a relationship between well logproperties i.e. acoustic impedance, density and porosity logs?and a set of seismicattributes. The derived relationship can be linear (using step-wise regressiontransformation) or non-linear (using probabilistic neural network transformation).PNN is chosen as a network trained for final dataset because in general it showsbetter correlations and simpler matematic algorithms. The reliability of derivedrelationship is determined by cross-validation test."

"Lapangan 'HD' merupakan lapangan gas di Cekungan Sunda yang dikembangkan sejak tahun 2006 dan telah membuktikan keberadaan hidrokarbon pada lapisan batupasir Formasi Talang Akar bagian atas. Formasi ini merupakan sedimen sedimen darat yang terendapkan sepanjang aliran sungai purba (paleochannel) berumur Oligosen Atas dan berpotensi sebagai lapisan reservoir yang baik. Aplikasi multi atribut seismik merupakan salah satu teknik yang dipakai dalam mengidentifikasi pola sebaran dan kualitas reservoir sedimen tersebut. Penerapan teknik multi atribut seismik pada Lapangan "HD" menghasilkan 7 atribut kombinasi terbaik yaitu Filter 55/60-65/70, Duadrature Trace, Log (inversion), Filter 35/40-45/50, Derivative, Y-Coordinate, dan Second Derivative dengan koefisien korelasi sebesar 0.612388. Hasil dari sebaran distributary channel pada 4 lapisan reservoir target diinterpretasikan masuk ke dalam lingkungan pengendapan upper delta plain dimana secara kualitas Lapisan Sand-A mempunyai porositas terbaik 18%, Sand-B sebesar 20%, Sand-C bernilai 28%, dan Sand-D sebesar 24%. Sedangkan dari identifikasi kawasan prospek hidrokarbon, Lapisan Sand-A mempunyai 5 kandidat prospek (A1, A2, A3, A4 dan A5), Lapisan Sand-B terdapat 6 kandidat prospek (B1, B2, B3, B4, B5 dan B6), Lapisan Sand-C mempunyai 5 kandidat prospek (C1, C2, C3, C4 dan C5), serta Lapisan Sand-D terdapat 7 prospek (D1, D2, D3, D4, D5, D6 dan D7). Hasil perhitungan sumberdaya hidrokarbon keempat lapisan reservoir didapatkan original oil inplace Sand-A sebesar 1,63 mmscf, Sand-B sebesar 2,47 mmscf, Sand-C sebesar 0,7 mmscf, dan Sand-D sebesar 7,07 mmscf.

---

"HD" fields is a gas field in Sunda Basin, it developed since 2006. The hydrocarbon existence in this field is proven at sandstone layers of the Upper Talang Akar Formation. Upper Talang Akar Formation is a terrestrial sediments, which is deposited along the ancient river (paleochannel) of Upper Oligocene age and this formation is potential to be a good reservoir. Multi attribute seismic application is a techniques used to identify the patterns of distribution and reservoir sediments quality. The application of multi attribute seismic techniques in the "HD" field produce 7 best attributes combination, they are Filter 55/60-65/70; Duadrature Trace; log (inversion); Filter 35/40-45/50; Derivative; YCoordinate; and second derivative with correlation coefficient 0.612388.

The result of the distributary channel in the 4 layers reservoir target are interpreted into the upper delta plain deposition environment. Sand-A layer has the best porosity about 18%, Sand-B by 20%, Sand-C around 28%, and Sand-D approximately 24%. Whilst the hydrocarbon prospect identification of the region, Sand-A layer have 5 prospects candidate (A1, A2, A3, A4, and A5), Sand-B layer have 6 prospects candidate (B1, B2, B3, B4, B5, and B6), Sand-C have 5 prospects candidate (C1, C2, C3, C4, and C5), and Sand-D have 7 prospects candidate (D1, D2, D3, D4, D5, D6, and D7). The results of hydrocarbon resources calculation from reservoir layer obtained original oil inplace. Sand-A layer has 1,63 mmscf, Sand-B 2,47 mmscf, Sand-C 0,7 mmscf, and Sand-D 7,07 mmscf."

"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."

"ABSTRAKDaerah penelitian termasuk dalam fisiografi Pegunungan Kulon Progo sebelah timur, tepatnya di Sungai Niten, Kecamatan Giripurwo, Kulon Progo, DIY. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi struktur geologi dan hubungan stratigrafi Formasi Andesit Tua dan Formasi Sentolo. Metode penelitian meliputi pengamatan data struktur geologi meliputi data kekar dan sesar sedangkan data stratigrafi menggunakan metode pengukuran stratigrafi (MS) yang dilakukan di Formasi Andesit Tua bagian atas dan pada Formasi Sentolo bagian bawah. Berdasarkan hasil pengolahan data, sesar utama pada daerah penelitian adalah Right Slip Fault, dengan besaran rake yang didapat 5odan net slip N 340 oE. Bidang sesar utama memiliki arah dan kemiringan N 335o E / 55o. Arah gaya utama sesar diperoleh dari pembacaan (σ1) pada sesar utamayaitu didapatkan 50o, N 220oE, sesuai dengan arah umum extensional fracture yang berarah timurlaut-baratdaya. Pengaruh struktur geologi berupa sesar mendatar Mengkanan Niten, memotong satuan Breksi Andesit dan Batupasir Tufan karbonatan. Intepretasi pada peta geologi daerah penelitian terdapat offset pelamparan bukit di timur Sungai Niten. Offset bukit tersebut dikontrol oleh pergerakan Sesar Mendatar Mengkanan Niten. Hal itu didukung dengan sebaran satuan Breksi Andesit melampar hingga ke selatan di sebuah bukit kecil, sebelah timur Sungai Niten. "

"Besarnya ambiguitas dan kemungkinan dalam pemetaan bawah permukaan merupakan alasan utama dalam pengaplikasian berbagai macam teknik-teknik pemetaan untuk mendapatkan kemungkinan model bawah permukaan terbaik yang paling logis dan bisa digunakan untuk mendekati kondisi yang sebenarnya. Teknik analisa dan Pemodelan data gayaberat pada penelitian ini diaplikasikan untuk memastikan keberadaan struktur terumbu karbonat dari Formasi Kujung yang diidentifikasi sebagai struktur sembulan pada penampang seismik, dan pada penampang MT merupakan high resistivity zone. Berdasarkan kondisi geologi dan karakteristiknya, struktur karbonat ini diasumsikan akan mempunyai kontras densitas yang sangat baik dengan litologi batuan disekitarnya sehingga hasil pemodelan data gayaberat yang dikorelasikan dengan data-data geofisika lainnya ini, dapat dengan baik untuk digunakan dalam mendekati kondisi bawah permukaan area FW1807 dan dapat mengkonfirmasi keberadaan Kujung carbonates reservoir dalam bentuk terumbu karbonat yang berada pada kedalaman sekitar 2000-3000 m. tepat diatas basement.

---

The high ambiguity and the probability in subsurface mapping are the main reason for the application of many mapping techniques in order to get the best logical subsurface probability and also to approach the geological condition. Gravity analysis technique and modeling in this study are applied to ensure the presence of carbonate reef from Kujung Formation which is identified as an anticline at seismic section and from MT section as a high resistivity zone.

Based on geological condition and geological characterization, the carbonate structure is assumed will have a good density contrast compare with the surrounding lithology. The quality of gravity modeling which is correlate with others geophysical data, can well approach the subsurface condition of "FW1807" and can confirm the presence of Kujung carbonat reservoir in the form of carbonate reef at depth between 2000-3000 m. just above the basement."

"Gunung Endut merupakan salah satu gunung yang berada pada Kabupaten Lebak, Provinsi Banten. Daerah Gunung Endut didominasi oleh batuan vulkanik kuarter produk Gunung Endut, Sedimen tersier dari Formasi Bojongmanik dan batuan intrusi tersier. Formasi Bojongmanik tersusun atas batupasir tufan, batulempung, konglomerat, dan sisipan batubara muda. Sisipan batubara pada Formasi Bojongmanik memiliki ketebalan sekitar 2cm – 2m. Karakteristik batubara Formasi Bojongmanik pada daerah penelitian masih belum diketahui. Oleh karena itu, hal ini penting dilakukan untuk mengkarakterisasi batubara agar dapat mengetahui kualitas dari batubara tersebut.Penelitian ini bertujuan untuk mengkarakterisasi batubara dari Formasi Bojongmanik di daerah Gunung Endut menggunakan analisis batubara maseral, analisis proksimat, dan analisis ultimat. Lima sampel batubara dari darah penelitian telah dikumpulkan dan dianalisis. Analisis petrografi menunjukkan bahwa empat dari lima sampel menunjukkan bahwa lingkungan pengendapan dari batubara tersebut merupakan rawa yang masih dipengaruhi oleh pasang surut air laut, sehingga kualitas batubara buruk. Tetapi ada satu sampel batubara yang memiliki kualitas cukup baik namun tetap memiliki kandungan abu yang cukup tinggi, yaitu sampel batubara yang berada cukup dekat dengan intrusi batuan beku. Selain itu, hasil analisis proksimat dan ultimat menunjukkan bahwa hampir seluruh sampel memiliki kandungan abu yang tinggi dan mineral pirit yang cukup banyak sehingga menyebabkan nilai kalori batubara pada daerah ini buruk. Dari hasil tersebut, dapat disimpulkan bahwa kualitas batubara pada daerah penelitian ini memiliki kualitas yang buruk namun terdapat satu sampel batubara yang memiliki kualitas yang cukup baik.

---

Gunung Endut is a mountain positioned in Lebak Regency, Banten Province. The region is consisted of Quarternary volcanic rocks of Gunung Endut and Tertiary Bojongmanik Formation. The Bojongmanik Formation consisted of tuf f aceous sandstone, mudstone, conglomerate, and intercalation of young coal, with thickness from 2cm to 2 m. The coal characteristic s of Bojongmanik formation in study area are still not well known. Therefore, its important to characterise the coal in order to understand its quality.

This study attempted to characterise the coal from the Bojongmanik Formation in the Endut Mountain Area using coal maceral analysis, proximate analysis, and ultimate analysis. Five coal samples from the study area have been collected and analysed. Petrographic analysis indicate that four of the five samples has swamp depositional environment that was still affected by tidal sea water, causing the poor coal quality. However, there is one sample of coal that has a fairly good quality althoughstill has a fairly high ash content, which is a coal sample that is quite close to igneous intrusion. In addition, the results of the proximate and ultimate analysis showed that almost all samples had high ash content and pyrite minerals which caused the calorific value of coal in this area is poor. From these results, it can be concluded that the quality of coal in this study area is poor but there is one sample of coal still has a fairly good quality."

"Daerah penelitian berada pada Lapangan XYZ yang merupakan bagian dari Cekungan Sumatera Tengah. Penelitian ini mengkaji potensi perangkap stratigrafi sistem onlap Formasi Bekasap pada tinggian basement, berdasarkan pendekatan konsep sekuen stratigrafi. Tujuannya untuk menentukan potensi jebakan stratigrafi pada Formasi Bekasap dimana hidrokarbon dapat terakumulasi. Penemuan jebakan stratigrafi diharapkan dapat menjadi alternatif perangkap hidrokarbon sehingga dapat menahan laju penurunan produksi lapangan XYZ. Data utama yang digunakan dalam studi ini adalah data log sumur, data batuan inti dan data seismik 3D sedangkan data tambahan berupa data biostratigrafi dan data tekanan formasi. Data batuan inti dan data biostratigrafi digunakan dalam menentukan fasies dan lingkungan pengendapan. Pada studi ini dilakukan korelasi sumur dan pemetaan isochore, atribut RMS amplitudo seismik dan peta frekuensi rendah10 Hz dan 15 Hz. Integrasi data yang diperoleh digunakan untuk mendukung analisis mengenai pemodelan lingkungan pengendapan serta penentuan potensi jebakan stratigrafi Formasi Bekasap. Hasil analisis menunjukkan bahwa Formasi Bekasap terdiri dari fasies estuarine channel, estuarine bar dan bar shoreline. Fasies tersebut terendapkan pada lingkungan estuarin hingga laut dangkal. Potensi jebakan stratigrafi berupa jebakan isolated bar yang berada dibagian selatan Lapangan XYZ, dengan potensi resources sebesar 5,400.54 MBO.

---

The research site, located in XYZ field, is part of the Central Sumatra Basin. This study examines stratigraphic trap potential Bekasap Formation onlap system on high basement, based on sequence stratigraphic concept. Which is intended to determine the stratigraphic trap potential of the Bangko formations where hydrocarbons accumulate. Thus, the discovered stratigraphic traps are expected to be alternatives to hydrocarbon trap so that they can restrain the rate of decline oil production in XYZ field.

The primary data in this study are well log, core, and 3D seismic, and the secondary data are that of biostratigraphy and formation pressure data. The seismic-well tie is conducted to tie the seismic data to well log prior to seismic mapping. This study generates well log correlation and mapping isochore, RMS amplitude seismic and low frequency 10 Hz and 15Hz map. The integration of all collected data is to support the analysis of the depositional environment modeling and to determine potential stratigraphic traps of the Bekasap Formation. Bekasap Formation consists of estuarine channel facies, estuarine shoreline bar and estiarine bar.

The facies shows that the Bekasap Formation in XYZ Field is generally deposited on the estuarine environment to the shallow marine. Potential stratigraphic trap on Bekasap Formation is isolated bar located in the southern part of XYZ Field with total resources 5,400.54 MBO."

"Lapangan "Bonjour" adalah salah satu dari sedikit lapangan eksplorasi yang merupakan konsesi kerja VICO Indonesia di areal Delta Mahakam yang sampai saat ini tidak dikembangkan sebagai lapangan produksi. Penyebab utama-nya adalah karena kedua sumur eksplorasi di struktur ini, yaitu La Mare 01 (LAM01) yang dibor pada September 1973 dan La Mare 02 (LAM02) pada Oktober 1975, tidak menunjukkan hasil yang menggembirakan, sehingga lapangan ini kemudian di klasifikasikan sebagai lapangan marginal. Survei seismik 3D kemudian dilakukan pada tahun 1997, yang kemudian dilanjutkan dengan reprocessing pada tahun 1998 sampai dengan tahun 1999. Tetapi ketiadaan data akustik berupa shear wave pada kedua sumur tua tersebut menyebabkan sampai saat ini berbagai analisa yang dilakukan selalu hanya seputar pada analisa amplitudo dan impedansi akustik dengan data compressional sonic wave. Berbagai studi yang kemudian dilakukan di lapangan ini tidak cukup meyakinkan untuk melakukan pemboran sumur baru yang sangat dibutuhkan terutama untuk mendapatkan data shear wave sebagai dasar untuk mendapatkan nilai impedansi elastik yang sangat penting dalam karakterisasi reservoar untuk mendefinisikan keberadaan reservoir gas. Studi ini merupakan integrasi antara ilmu geologi dan geofisika dalam melakukan analisa seismik 3D Lapangan Bonjour. Identifikasi pola-pola channel yang merupakan rumah dari reservoir dilakukan pada penampang seismik melalui analisa fasies seismik, sementara penyebaran reservoir batupasir berhasil diidentifikasikan dengan hasil analisa inversi impedansi akustik dan kandungan gas pada reservoir teridentifikasi dengan hasil inversi Pwave dari log sonik dan inversi densitas dari log density. Penelitian telah berhasil mengidentifikasi channel-channel yang dilalui sumur pemboran dan keberadaan channel-channel gas yang tidak terdeteksi oleh studi-studi sebelumnya, sehingga akan digunakan sebagai acuan untuk pengusulan sumur bor selanjutnya di lapangan ini.

---

"Bonjour" Field is one of VICO Indonesia's consessions area in Mahakam Delta, which is not developed as producing field until today. The main reason is because two exploration wells, which was drilled (La Mare 1 (september 1973) and La Mare 2 (October 1975)) were not giving promising results and made it classified as a marginal field.

3D seismic survey were then performed in 1997, which was continued with reprocessing activity from 1998 to 1999. The absent of shear wave sonic data from both wells has made all previous and current seismic analysis for this field were focused on amplitude analysis and accoustic impedance using compressional sonic wave data.

All previous study were not enough to enhance confidence level in drilling new wells for further data acquisition program such as shear wave sonic, which is very important for reservoir characterization analysis to identify gas reservoirs.

In this study, were integrate geology and geophysic analysis in Bonjour Field 3D seismic data. Channels were firstly identified from seismic sections throughout seismic fasies analysis, which then laterally shown by using accoustic impedance as a result of seismic inversion analysis, while the gas contents were detected using P-wave and density inversion.

The Study has successfully identified channels detected from well, also gas channels which were not identified from previous studies, and it going to be used as preliminary justification for next driliing activities in the field."

"Inversi Impedansi Akustik dan multi atribut merupakan bagian dari metode seismik yang digunakan dalam mengkarakterisasi reservoir. Melalui inversi impedansi akustik memberikan gambaran mengenai fluida dan litologi dari reservoir, multi atribut dapat mengkarakterisasi reservoir secara lebih baik, dan atribut variansi digunakan dalam mengidentifikasi keberadaan struktur geologi. Berdasarkan ketiga metode akan menghasilkan peta resolusi lateral yang baik sekaligus mengidentifikasi sebaran batuan yang ada serta pengaruh patahan terhadap eksplorasi migas pada Lapangan "V”, Formasi Lower Talang Akar, Cekungan Sumatera Selatan. Tujuan Penelitian yaitu menentukan karakterisasi dari zona prospek pada batuan reservoir berdasarkan peta struktur geologi bawah permukaan dan peta impedansi akustik, menentukan distribusi porositas berdasarkan analisis multi-atribut, dan mengetahui pengaruh patahan terhadap eksplorasi berdasarkan atribut variansi. Hasil penelitian menunjukkan terdapat 3 patahan normal berorientasi timur laut – barat daya berperan menjadi hydrocarbon trap. Zona reservoir pada Sumur-A memiliki karakteristik impedansi akustik dengan rentang 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) sedangkan Sumur-B dengan rentang 9000 ((m/s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) dan gamma ray < 60 gAPI. Porositas pada lapangan “V” mengindikasikan porositas yang cukup baik hingga baik sebesar 17 – 20 % untuk Sumur-A dan 12 - 15 % untuk Sumur-B yang terdistribusi relatif berada di timur laut dan barat daya.

---

Acoustic impedance inversion and multi-attribute are part of seismic method used to characterize the reservoir. Through acoustic impedance inversion, provides an overview the fluid and lithology of reservoir, multi-attributes can better characterize reservoir, and variance attribute is used to identify presence of geological structures. Based on the three methods will produce a good lateral resolution map as well as identify the distribution of existing rocks and effect of faults on oil and gas exploration in the "V" Field, Lower Talang Akar Formation, South Sumatra Basin. The research objective is to determine the characterization of the prospect zone in reservoir rocks based on the map. subsurface geological structure and acoustic impedance map, determine the distribution of porosity based on multi-attribute analysis, and determine the effect of faults on exploration based on variance attributes. The results show that 3 normal faults oriented northeast – southwest act as hydrocarbon traps. Reservoir zone Well-A has characteristic acoustic impedance 7574 ((m/s)*(g/cc)) – 8645 ((m/s)*(g/cc)) while Well-B has 9000 ((m/cc) s)*(g/cc)) – 10610 ((m/s)*(g/cc)) and gamma ray < 60 gAPI. The porosity in “V” field indicates a fairly good porosity up to 17-20% for Well-A and 12-15% for Well-B which are distributed relatively in the northeast and southwest."