Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Teknik principal component proximity transform (PCPT) digunakan untuk memprediksi kandungan volume shale ke dalam data seismik dalam kerangka pemodelan reservoir. Tujuan yang hendak dicapai pada penelitian ini adalah untuk mendapatkan pencitraan volume shaledalam bentuk tiga dimensi sehingga dapat diperoleh gambaran penyebaran reservoir yang ada. Pemodelan reservoir membutuhkan gabungan sumber data kuantitatif dan kualitatif yang dikumpulkan dari berbagai sumber yaitu data sumur dan data seismik. Penggabungan metode PCPT dan geostatistik, dapat menghasilkan informasi yang lebih detil untuk keperluan karakterisasi propertyreservoir. Akhirnya dapat ditunjukkan bahwa model yang dibuat telah mencapai tingkatan yang cukup baik dengan koefisien korelasi sebesar0,986 antara data sumur dengan data volume shale seismik yang telah diprediksi. Zona reservoir dapat dilihat pada zona yang memilikivolume shale rendah (<0,5) yang divisualisasikan dengan warna abu-abu gelap.

---

AbstractPrincipal component proximity transform (PCPT) technique was used to predict the content of volume shale into seismic data in reservoir modeling framework. The goal in this research is to get the volume shale imaging in three dimensions and allow for reservoir modelling. The reservoir modelling requires an integrated quantitative and qualitative data sources collected separately, such as well and seismicdata. Integrating PCPT and Geostatistic methods can generatethe detail information for characterization of reservoir?s properties. Finally, it shows that the model was valid with correlation coefficient of 0.986 between volume shale in the well and predicted volume shale in the seismic. Reservoir zone can be found with low level of volume shale (<0.5) that it was visualized by colour dark-grey."

"Konversi waktu menjadi kedalaman merupakan salah satu bagian terpenting dalam interpretasi seismik. Domain seismik adalah waktu dan kita membutuhkan data kedalaman pada akhir proses salah satunya untuk melakkukan pengeboran. Metode regression, ordinary kriging dan kriginng with external drif adalah salah satu cara untuk melakukan konversi kedalaman. Metode ordinary kriging dan kriging with external drift merupakan teknik geostatistika. Metode ini membutuhkan variogram dalam melakukan prosessnya. Pada prinsipnya metode ini menggunakan Best Linear Unbiased Estimation. Salah satu keuntungan dari geostatistik memberikan error variance yang dapat digunakan sabagai acuan untuk menentukan model variogram terbaik.

---

Time-depth conversion is to be one of the most important part in the seismic interpretation. Domain seismic is time and the we need depth at the end of the process e.g. drilling. Regression method, ordinary kriging and kriginng with external drif is one way to do the conversion depth. Method of ordinary kriging and kriging with external drift is a technique of geostatistics. This method requires variogram in the prosess. In principle, this method using the Best Linear Unbiased estimation. One of the advantages of geostatistics is given error variance that can be used for reference to determine the best variogram model."

"Cekungan Sumatera Tengah merupakan cekungan yang memiliki petroleum sistem yang prolific. Penerapan teknologi seismik mutlak diperlukan dalam eksplorasi dan juga pengembangan lapangan hydrocarbon. Tuntutan untuk mengikuti perkembangan kebutuhan industri migas menjadi motivasi dalam mengembangkan teknik penerapan dan aplikasi pengolahan data seismik. Metode Pseudo 3D seismik merupakan suatu teknik inovasi dalam pengolahan data yang memodifikasi seismic profile dari seismik 2D dan juga data sumur. Penelitian ini bertujuan untuk memodifikasi seismic profile 2D dan juga data sumur dalam Pseudo 3D data seismik. Dari data seismic profile 2D dan juga data sumur diperlukan input berupa time structure map untuk membuat kerangka model dan juga geometri dari Pseudo 3D seismik tersebut. Hasil dari Pseudo 3D seismik ini nantinya akan diaplikasikan ke dalam beberapa atribut seismik seperti relative accoustic impedance dan root mean square, dalam upaya mendapatkan karakterisasi reservoir pada area penelitian. Hasil akhir pada Pseudo 3D seismik yang telah didapatkan dari kedua data, kemudian dibandingkan dengan seismik aslinya. Didapatkan perbandingan hasil yang menunjukkan bahwa hasil Pseudo 3D seismik lebih bagus dibandingkan dengan seismik aslinya karena dapat terlihat bahwa spektrum frekuensi yang dimiliki oleh seismik asli dengan Pseudo 3D nya sudah sama serta sudah terletak pada satu garis yang sama dan ternyata menghasilkan trend pada kedua penampang seismiknya sama, akan tetapi memiliki hasil yang berbeda dimana hasil penampang Pseudo 3D seismik ini lebih baik yang memiliki resolusi hasil yang lebih bagus, amplitudonya lebih kontras dan data yang dihasilkan lebih clean. Setelah dilakukan run attribute pada kedua hasil Pseudo 3D nya didapatkan hasil interpretasi bahwa karakterisasi zona menarik atau zona reservoir yang ada di Cekungan Sumatera Tengah ini memiliki karakteristik litologi batuannya adalah batupasir.

---

Central Sumatra Basin is a basin that has a prolific petroleum system. The application of seismic technology is absolutely necessary in the exploration and development of the hydrocarbon field. The demand to keep up with the development needs of the oil and gas industry is a motivation in developing application techniques and seismic data processing applications. Pseudo 3D seismic method is an innovative technique in data processing that modifies the seismic profile of 2D seismic as well as well data. This study aims to modify the 2D seismic profile as well as the well data to be integrated into the Pseudo 3D seismic data. The challenges in this research are limited seismic data and there are more well data so that well data plays an important role in making this seismic 3D pseudo. In integrating the 2D seismic profile and well data, input in the form of a time structure map is needed to create a model framework and also the geometry of the Pseudo 3D seismic. The results of this seismic 3D pseudo will later be applied to several seismic attributes such as relative accoustic impedance and rms, in an effort to obtain reservoir characterization in the research area. The final results on Pseudo 3D seismic that have been obtained from both data, then compared with the original seismic. A comparison of the results shows that the Pseudo 3D seismic results are better than the original seismic because it can be seen that the frequency spectrum owned by the original seismic and the Pseudo 3D is already the same and is already located on the same line and it turns out that the trend in both seismic sections is the same. , but has different results where the results of this seismic 3D pseudo-section are better which have better resolution results, more contrasting amplitude and cleaner data. After running the attribute on the two Pseudo 3D results, the interpretation results obtained that the characterization of the interesting zone or reservoir zone in the Central Sumatra Basin has a rock lithology characteristic of sandsto"

"Lapangan-A merupakan lapangan minyak dan gas yang sudah diproduksi sejak tahun 1975. Selama ini, untuk melakukan perhitungan cadangan dan penempatan lokasi sumur yang baru, bertumpu pada model geologi yang merupakan model 3-dimensi, dengan sumber data dari data sumur dan beberapa penampang seismik 2-dimensi. Setelah kurang lebih 40 tahun berproduksi, dengan recovery factor dari minyak yang sudah diproduksi mencapai ~50%, perlu dilakukan terobosan-terobosan untuk meningkatkan dan meninjau recovery factor dengan jalan menemukan zona-zona minyak yang selama ini masih belum terproduksi secara optimal, baik disebabkan adanya kompartemenisasi akibat pensesaran atau perangkap stratigrafi yaitu lateral discontinuity akibat perbedaan facies. Untuk memetakan zona-zona dengan dengan kondisi pengurasan yang kurang optimal, dilakukan akuisisi seismik 3D pada akhir tahun 2011, dengan harapan dapat digunakan untuk membantu dalam prediksi penyebaran facies secara lateral dan juga memetakan hidrokarbon yang tersisa. Untuk memetakan distribusi hidrokarbon yang tersisa, dibangun ulang model 3-dimensi dengan mengintegrasikan data seismik, data geologi dan data produksi. Data seismik terdiri dari hasil interpretasi struktur geologi, atribut seismik yang menunjukan penyebaran batupasir dan peta anomali hidrokarbon dari hasil perhitungan AVO cubes. Data geologi berupa data tekanan dan kontak fluida dari sumur pengeboran, sedangkan data produksi yaitu kumulatif produksi hidrokarbon yang digunakan untuk memvalidasi interpretasi facies dan peta anomali. Dengan mengintegrasikan data geologi dan geofisika yang ada, diketahui terdapat beberapa beberapa area anomali hidrokarbon. Namun, di area selatan tingkat penurunan tekanan reservoirnya lebih kecil, sehingga dapat disimpulkan bahwa di area selatan masih terdapat prospek hidrokarbon yang belum terproduksi secara optimal.

---

The A Field is oil and gas field that has already been produced since 1975. The existing model that is used to calculate the initial and actual reserves was based only on well data and some 2-D seismic lines. Having been massively produced for almost 40 years, the recovery factor for oil has been reach ~50%, indeed new methodology was required to improve the recovery factor. Improvement of the recovery factor might still be possible since there are several faults which can compartementalize the reserves and also some lateral barier due to different geological facies. New 3D seismic acquisition was completed in the end of 2011 and intended to identify the remaining hydrocarbon accumulation in the field. 3D geomodel that integrating both new structural interpretation and facies inputs from both seismic and well data was built. AVO cubes which are calculated based on pre-stacked data is used to identify and calibrating the remaining hidrocarbon especially in the un-calibrated area. Dynamic data from the well, which are pressure, contact levels and production history were used to justify the geological interpretation. By integrating both geological and geophysical data, and has been proved from pressure data, there is less pressure depletion in the southern area. Based on the data, it can be be used to locate the remaining potential hydrocarbon which is in the southern part of the study area."

"Reservoir karbonat pada lapangan R merupakan karbonat batugamping dengan karakter Porositas-Permeabilitas yang kompleks. Penelitian ini bertujuan untuk karakterisasi reservoir karbonat dengan melakukan estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas berdasarkan Model 3D Rock Type. Modified Rock-Fabric Classification digunakan untuk melakukan klasifikasi tipe batuan (rock type) pada tiga sumur referensi (R2, R9, R20). Menggunakan metode ini didapatkan enam RT dari hubungan Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Model 3D Rock Type dihasilkan dengan mengintegrasikan atribut Impedansi Akustik (AI) dan Impedansi Shear (SI) hasil simultaneous inversion seismik dengan persebaran RT pada ketiga sumur referensi menggunakan Naive Bayes Classifier. Model 3D Rock Type digunakan untuk mengontrol estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas. Hasil estimasi Porositas Interpartikel menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-0.22, dengan nilai Porositas Interpartikel yang relatif baik pada rentang 0.20-0.22 yang berkorelasi dengan RT4. Hasil estimasi Permeabilitas menggunakan rocktyping menunjukkan nilai pada rentang 0-80 milidarcy (mD), dengan nilai Permeabilitas yang relatif baik pada rentang 70-80 mD dan berkorelasi dengan RT6. Hasil estimasi Porositas Interpartikel dan Permeabilitas menggunakan rocktyping bisa menjelaskan kompleksitas reservoir karbonat dengan lebih baik.

---

Carbonate Reservoir in R Field is a reef limestone which is characterized by its complex Porosity-Permeability relationship. This study aims to characterizze the carbonate reservoir by estimating its Interparticle Porosity and Permeability based on 3D Rock Type Model. Modified Rock-Fabric Classification is used to determine the distribution of Rock Types (rocktyping) in three reference wells (R2, R9, R20). This method identifies six Rock Types from the relationship of Interparticle Porosity and Permeability. 3D Rock Type Model is generated by integrating Acoustic Impedance (AI) and Shear Impedance (SI) attributes from seismic simultaneous inversion with Rock Types distribution in three reference wells using Naive Bayes Classifier. The result is then used to control Interparticle Porosity and Permeability Estimation. Interparticle Porosity estimation results using rocktyping show value ranges 0-0.22, a relatively good Interparticle Porosity value ranges 0.20-0.22 correlates with RT4. Permeability estimation results using rocktyping show value ranges 0-80 milidarcy (mD), a relatively good Permeability value ranges 70-80 mD correlates with RT6. Both results using rocktyping can give a better picture on the complexity of the carbonate reservoir in R Field."

"Formasi Kais adalah reservoir hidrokarbon yang berproduksi di Cekungan Salawati. Namun, keberhasilan dalam pengeboran Cekungan Salawati telah berkurang, sehingga diperlukan konsep eksplorasi baru. Secara keseluruhan, batuan karbonat memiliki karakteristik fisik yang lebih kompleks dan heterogen, dibandingkan dengan batuan sedimen silisiklastik. Salah satu parameter, yang membedakan batuan karbonat dan silisiklastik adalah geometri pori/tipe pori. Heterogenitas dan kompleksitas tipe pori reservoir karbonat dipengaruhi oleh proses sedimentasi, tektonik, dan proses diagenesis. Klasifikasi tipe pori dibagi menjadi tiga: interparticle, stiff, dan crack. Oleh karena itu, penentuan tipe pori karbonat menjadi penting untuk meningkatkan keberhasilan penemuan cadangan hidrokarbon. Tesis ini menjelaskan prediksi tipe pori, porositas, dan impedansi akustik pada reservoir karbonat. Metode Differential Effective Medium (DEM) digunakan untuk menganalisis tipe pori reservoir karbonat. Metode DEM menghasilkan parameter modulus bulk dan geser untuk membuat model karbonat Vp dan Vs berdasarkan tipe pori. Distribusi impedansi akustik, porositas, dan tipe pori juga dilakukan dengan membuat inversi seismik 3D. Setelah itu, 3D model porositas dan rasio tipe pori dibuat dengan menggunakan metode geostatistik untuk memberikan hasil yang lebih baik. Selain itu, penelitian ini menunjukkan bahwa nilai impedansi rendah (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) berkorelasi dengan nilai porositas tinggi (22.5-30%) dan peningkatan nilai porositas berkorelasi dengan (70-80%) tipe pori crack+interparticle pada lapangan P, Cekungan Salawati

---

The Kais Formation is a hydrocarbon reservoir that produces in the Salawati Basin. However, the success in drilling has diminished, so a new exploration concept is needed. Overall, carbonate rock has complex and more heterogeneous physical characteristic, compared to siliciclastic sedimentary rock. One parameter, which distinguishes carbonate rock and silisiclastic is pore geometry/pore type. Heterogeneity and complexity of carbonate reservoir pore type are affected by sedimentation process, tectonic setting, and diagenesis process. Pore type classification is divided into three: interparticle, stiff, and crack. Therefore, carbonate pore type determination becomes important to enhance successful discovery of hydrocarbon reserves. This thesis explains pore types prediction, porosity, and acoustic impedance on carbonate reservoir. The Differential Effective Medium (DEM) method to analyse carbonate reservoir pore type has been applied. DEM method generates bulk and shear modulus parameters to create carbonate Vp and Vs model based on pore type. Acoustic impedance, porosity, and pore type distribution are carried out by making 3D seismic inversion. Afterwards, 3D porosity models and pore type ratios were made using the geostatistical method to provide best results. Moreover, this study shows low impedance value (25000-35000 (ft/s).(g/cc)) correlates with high porosity value (22.5-30%) and enhancement of porosity value correlates with (70-80%) crack+interparticle pore type on P field, Salawati Basin"

"Simultaneous inversion is one of the seismic method which can be used to characterize reservoirs that may also serve as a rock source. In this research, the characterization of shale reservoir is done on the field TAF, in North Sumatra basin with Lower Baong formation as the target formation. A P impedance parameter on the simultaneous inversion method is used to identify the existence of fluids while S Impedance parameter is used to identify the lithology of the target zone. The analysis of the simultaneous inversion is done using partial angle stack method, that which consists of the near angle stack 1 19, the mid angle stack 19 36 and the far angle stack 36 53. The result of the analysis of the gas chromatography of the well data states that there are 2 layers of lithologies on the Baong Formation that which have the indications of hydrocarbon with each layer having the thickness of less than 5 meters. The result of the simultaneous inversion is obtained, with the value of P impedance ranging from 4000 8000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 1500 3000 m s gr cc and the value of density ranging from 2.2 2.5 g cc. These three values are assumed to correlate with the layer that is dominated by shale. The value of P impedance ranging from 8000 12000 m s gr cc, the value of S impedance ranging from 3000 5700 m s gr cc and the density value ranging from 2.5 2.75 g cc are also obtained that which are situated on the bottom of the Lower Baong formation near the top Belumai and are assumed to correlate with the other lithology that which is dominated by sandstone and carbonate. However, the result of the inversion of P Impedance and the Lambda Rho transformation, as well as the crossplot analysis of AI vs SI and the crossplot of LMR, has no indication of hydrocarbon fluids."

"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."

"Kabupaten Natuna merupakan salah satu daerah penghasil minyak dan gas bumi terbesar di Indonesia. Lapangan “X” merupakan lapangan yang terletak di Cekungan Natuna Barat dan potensi pada lapangan tersebut perlu terus dilakukan evaluasi dan optimalisasi produksi guna memenuhi kebutuhan energi dalam negeri di masa yang akan datang. Metode seismik refleksi merupakan salah satu metode geofisika yang seringkali digunakan untuk melakukan eksplorasi dan pengembangan hidrokarbon. Pada penelitian ini digunakan metode inversi impedansi akustik dan analisis atribut seismik untuk melakukan identifikasi distribusi reservoir pada daerah penelitian. Penelitian dilakukan pada zona target yang terletak di Formasi Upper Gabus, dimana Formasi Upper Gabus dapat dikatakan sebagai reservoir rock yang cukup baik karena memiliki sifat porositas yang baik. Berdasarkan analisis atribut seismik variance, dapat diinterpretasikan keberadaan sesar normal dengan orientasi NW – SE dan sesar naik dengan orientasi SW – NE yang berpotensi sebagai trap struktural pada Lapangan X. Berdasarkan peta atribut amplitudo RMS dan atribut envelope pada zona target, zona prospek reservoir berasosiasi dengan nilai amplitudo RMS tinggi yang berada pada rentang 7000 - 9500 mm/s dan nilai envelope tinggi yang berada pada rentang 8500 – 14000 mm/s. Berdasarkan peta atribut spectral decomposition dan atribut amplitudo RMS, dapat digambarkan pola lingkungan pengendapan yang diasumsikan arah sedimentasi berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE) dengan sistem pengendapan berupa fluvial channel. Pada penelitian ini didapatkan estimasi nilai impedansi akustik batupasir pada Lapangan X berkisar antara 17.000 hingga 23.000 (ft/s)*(g/cc) dan dapat diperkirakan tren persebaran berasal dari barat daya menuju timur laut (SW – NE). Berdasarkan penelitian ini, persebaran zona prospek reservoir terletak pada daerah tinggian dalam domain waktu yang berkisar antara -1300 hingga -1200 ms, dimana daerah tinggian tersebut diasumsikan berasosiasi dengan keberadaan antiklin.

---

Natuna Regency is one of the largest oil and gas producing regions in Indonesia. Field "X" is a field located in the West Natuna Basin and the potential in this field needs to be continuously evaluated and optimized for production to fulfil energy needs in the future. The seismic reflection method is a geophysical method that is often used to explore and develop hydrocarbons. In this study, the acoustic impedance inversion method and seismic attribute analysis were used to identify the reservoir distribution in the study area. The research was conducted on the target zone which is located in the Upper Gabus Formation, where the Upper Gabus Formation can be said to be a fairly good reservoir rock because it has good porosity properties. Based on the analysis of variance attributes, it can be interpreted that there are normal faults with NW – SE orientation and reverse faults with SW – NE orientation that have the potential to act as structural traps in Field “X”. Based on the map of the RMS amplitude attribute and envelope attribute in the target zone, the reservoir prospect zone is associated with high RMS amplitude values in the range of 7000 - 9500 mm/s and high envelope values in the range of 8500 – 14000 mm/s. Based on the spectral decomposition attribute map and the RMS amplitude attribute, it can be described the pattern of depositional environment which can be assumed the direction of sedimentation originates from the southwest to the northeast (SW - NE) with a fluvial channel depositional system. In this study, the estimated acoustic impedance values of the sandstones in Field X ranged from 17,000 to 23,000 (ft/s)*(g/cc) and it can be estimated that the distribution trend originates from southwest to northeast (SW – NE). Based on this study, the distribution of the reservoir prospect zone located in the high areas in the time domain ranging from -1300 to -1200 ms, where the high areas are assumed to be associated with the presence of anticline."