Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Analisis petrofisika bertujuan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air, yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur Penobscot B-41 dan Penobscot L-30, Reservoar yang akan diteliti berada pada kedalaman 8128.50 hingga 9969 feet yang merupakan formasi missisauga tengah yang batuannya didominasi oleh batuan pasir. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai kandungan lempung berkisar antara 13%-36%, porositas berkisar antara 16%-23% dan saturasi air berkisar antara 39%-53%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter reservoar secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan analisis mulitatribut seismik persebaran parameter petrofisika seperti kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Atribut yang digunakan adalah sampled-based attributes dan inversi seismik sebagai eksternal atribut. Penggunaan Neural network dapat meningkatkan korelasi antara nilai log prediksi dengan nilai log sebenarnya hingga mencapai nilai 0.98. Hasil dari log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.

---

Petrophysical analysis aims to obtain petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation, which is useful for the characterization of reservoir rocks. Based on data well Penobscot B-41 and well Penobscot L-30, reservoir which will be studied is at a depth of 8128.50 feet to 9969 which is middle missisauga rock formations dominated by sandstone. Based on Petrophysical analysis, clay content ranged from 13% -36%, porosity ranged from 16% -23% and a water saturation ranged from 39% -53%. Petrophysical analysis can only able to provide information about the character of the reservoir vertically. Multi-attribute seismic analysis can overcome the lack of petrophysical analysis by providing information reservoir character horizontally . Within Multi- attribute seismic analysis, petrophysical parameters such as clay content, porosity and water saturation on seismic volume can be obtained. Attributes that is used are sampled-based attributes and seismic inversion as external attributes. Neural network can improve correlation between predictive logs value with the actual logs value until it reaches 0.98. Results from the prediction log clay content, porosity and saturation will be distributed to the entire seismic volume to obtain the distribution parameters in the 3D volume."

"Basement merupakan batuan yang kompak dan memiliki porositas yang sangat kecil, sehingga dibutuhkan porositas sekunder agar dapat menyimpan hidrokarbon. Rekahan merupakan salah satu porositas sekunder, namun tidak semua rekahan dapat menjadi porositas sekunder yang baik. Rekahan terbuka dapat menyimpan hidrokarbon dan menukung produktivitas dan kualitas dari basement reservoir. Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi rekahan terbuka dengan menggunakan log FMI dan atribut seismik pada lapangan "I", Cekungan Barito. Hasil dari interpretasi log FMI dari kedua sumur menyatakan bahwa arah azimuth dari rekahan terbuka adalah Timur-Timur Laut mdash;Barat-Barat Daya, Utara-Barat Laut Selatan-Tenggara dan Barat-Barat Laut Timur-Tenggara serta dapat diketahui arah stress horizontal. Orientasi stress dari log FMI didukung oleh data leak-off test LOT dan log densitas dapat mengidentifikasi stress regime yang berlaku pada cekungan Barito. Orientasi azimuth dan dip dari open fracture hasil dari analisa open fracture digunakan sebagai input di stereonet, sebagai filter orientasi untuk melakukan ant-tracking. Atribut ant-track berdasarkan dari algoritma ant-colony optimization dimana atribut ini hanya memetakan objek yang kontin dan digunakan sebagai metode untuk meningkatkan resolusi dari atribut geometri seismik lainnya. Atribut yang sensitif terhadap rekahan yaitu varian digunakan sebagai input untuk atribut ant-track. Hasil menunjukkan bahwa ant-track dan image log berkorelasi dengan baik. Dengan digunakannya atribut ant-track, patahan dan rekahan dapat diidentifikasi dengan resolusi dan visualisasi lebih baik dibandingkan hanya menggunakan atribut varian saja, sehingga memudahkan interpretasi.

---

basement has very small matrix porosity, secondary porosity is needed to storing hydrocarbon within the basement. Fracture is a secondary porosity, yet not all fracture can be a good secondary porosity. Open fracture have capability to storing hydrocabon, also have important roles in productivity and quality of the pre tertiary basement reservoir. This study is aimed at identifying open fractures using FMI log and seismic attributes in the I Field, Barito Basin. Interpreted image log FMI on two wells gives the azimuth and dip orientation of open fractures ENE ndash WSW, NNW SSE and WNW ESE and also the horizontal stress orientation. The stress orientation from image log combined with leak off test LOT data and density log used to prevailing stress fields.

Azimuth and dip orientation of the open fracture from FMI log is the input of the stereonet, as an orientation filter for ant tracking. Ant track attribute is based on ant colony optimization algorithm that captures only continuous features and used as edge enhancement methods for fracture sensitive attributes. The fracture sensitive attribute variance applied as an input data for ant track attribute. Results showed that ant track map and image log analysis correlated very well. Also, by applying ant track attribute to the fracture sensitive attributes succesfully able to identify faults and fractures with better resolution and visualization than only using the fracture sensitive attribute itself, so it makes easier to interpret and get the information."

"Perhitungan cadangan hidrokarbon merupakan suatu kajian untuk mengetahui jumlah produksi minyak dan gas dari suatu lapangan penghasil hidrokarbon. Untuk mendapatkan perkiraan jumlah cadangan dilakukan beberapa langkah, yang terutama adalah pemodelan reservoar. Pemodelan didasarkan pada data seismik dan data sumur yang dalam pengolahannya menghasilkan marker geologi, struktur waktu dan kedalaman yang kemudian digunakan untuk pemodelan fasies dan persebaran model properti dari porositas, saturasi air, dan juga net to gross. Setelah reservoar termodelkan, proses perhitungan cadangan dapat dilakukan, untuk minyak, Stock Tank Oil Initially in Place (STOIIP) dan untuk gas, Gas Initially In Place (GIIP). Dan untuk lapangan Boonsville didapatkan perkiraan cadangan jumlah hidrokarbon berdasarkan metode yang diaplikasikan pada karya tulis ini.

---

The calculation of hydrocarbon reserves is a study to predict the amount of oil and gas production from a producing hydrocarbon field. There are several steps to estimate the amount of the reserves, which mainly is the reservoir modeling. Modeling is based on seismic data and well data, where the results are geological marker, time and depth structure which is then used for facies modeling and properties model distribution of porosity, water saturation, and also the net to gross. After the reservoir has been modeled, reserve calculation process could be assigned, for oil, Stock Tank Oil Initially in Place (STOIIP) and for gas, Gas Initially In Place (GIIP). The approximately reserves of hydrocarbon in Boonsville field, has been obtained by the method that applied in this paper."

"Inversi seismik konvensional yang menghasilkan penampang impedansi akustik kini terbatas dalam mengidentifikasi litologi. Telah dilakukan inversi prestack yakni simultaneous inversion yang mampu memprediksi tidak hanya parameter impedansi akustik, tetapi juga impedansi shear, dan densitas untuk mengatasi hal tersebut. Dengan memperoleh ketiga parameter tersebut, akan dapat diperoleh paramater lame berupa lamda-rho dan mu-rho yang lebih sensitif terhadap litologi dan fluida untuk mempertajam indentifikasi litologi maupun fluida reservoar. Inversi simultan, yang bertujuan mengkarakterisasi reservoar batupasir dan penyebaran gas ini, dilakukan pada kasus Lapangan ?C‟ yang terletak di Cekungan Natuna Barat. Inversi dilakukan pada data angle stack baik itu near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), dan far angle stack (25o-35o) dengan dua kontrol sumur yakni sumur CS-1 dan CSR-3. Inversi yang dilakukan juga meliputi analisis lambda-rho dan mu-rho yang diturunkan dari parameter impedansi akustik dan impedansi shear. Hasil yang diperoleh adalah penyebaran reservoar batupasir dapat diprediksi dengan menggunkan parameter impedansi shear dan mu-rho dengan cut off impedansi shear ± 3300 m/s*g/cc dan cut off mu-rho ± 11 GPa*g/cc sementara keberadaan gas dapat diprediksi dengan menggunakan parameter lambda-rho dan VpVs ratio dengan cut off lambda-rho ± 11 - 20 GPa*g/cc dan cut off VpVs ratio ± 1.8. Dengan demikian, reservoar batupasir dapat diperkirakan terletak di sekitar inversion anticline dengan pola pengendapan channel yang berada di sebelah tenggara daerah penelitian.

---

Conventional seismic inversion that produces cross-sectional acoustic impendance is limited in identifying lithology. Prestack inversion i.e.simultaneous inversion that is capable of predicting not only acoustic impedance parameter, but also the shear impedance and density has been applied to solve that problem. By obtaining these three parameters, we can get the parameters of lambda-rho and mu-rho that are more sensitive to lithology and fluid to sharpen the identification of lithology and fluid reservoir.

Simultaneous inversion, that aims to characterize the sandstone reservoir and the distribution of gas, done in the case of ?C‟ Field located in the West Natuna Basin. Inversion performed on the data near angle stack (5o-15o), mid angle stack (15o-25o), and far angle stack (25o-35o) with two control wells CS-1 and CSR-3. Inversion carried out also includes the analysis of lambda-rho and mu-rho derived from the acoustic impedance and shear impedance.

The obtained results are the distribution of sandstone reservoir can be predicted using the parameter of shear impedance and mu-rho with shear impedance cut off ± 3300 m/s*g/cc & mu-rho cut off ± 11 GPa*g/cc while the presence of gas can be predicted by using the parameter of lambda-rho and VpVs ratio with lambda-rho cut off ± 11 - 20 GPa*g/cc & VpVs ratio cut off ± 1.8. Thus, estimated sandstone reservoir is located around inversion anticline with the channel deposition in the southeast area of research."

"ABSTRAKWest Area berada di Coastal Plain Pekanbaru (CPP) terdiri dari beberapalapangan, yaitu Kasikan, Terantam, Giti, Osam, Berlian. Reservoar utama lapangan iniadalah Bekasap sand yang merupakan bagian dari Formasi Sihapas Group. Dari BekasapSand telah terproduksikan minyak sejak tahun 1974. Selain area menjadi pengembangan ,di West Area ini juga memiliki potensi eksplorasi. Secara geologi, penyebaran dariBekasap Sand merata di seluruh West Area. Daerah penelitian tidak memiliki data logShear Wave (Vs), sehingga diperlukan untuk membuat Vs synthetic. Denganmenggunakan perpaduan persamaan Castagna dan Biot Gassmann yang menggunakanFluid Replacement Modeling (FRM) akan di buat Vs synthetic yang nantinya akanmenjadi input pada proses AVO. Dengan menggunakan metoda Amplitude Versus Offset(AVO) yang didukung oleh data petrofisika diharapkan akan diperoleh model lapanganyang sudah terbukti memiliki reservoar minyak dan akan dijadikan sebagai acuan untukmencari kandidat sumur eksplorasi.

---

ABSTRACTWest Area that located in the Coastal Plain Pekanbaru (CPP) block, consists ofseveral oil fields, Kasikan, Terantam, Giti, Osam and Berlian field. The main reservoir ofthis field is Bekasap sand that is part of Sihapas Group. Bekasap sand reservoir hadproduced oil since 1974. Beside West area as of development oil field and also hasexploration potential. Geologically, Bekasap sand reservoir has a good distributionthroughout the West Area. Due to area of interest has no log data shear wave ( Vs), so itis necessary to make some synthetics. By combining from Castagna equation and BiotGassmann Equation using Fluid Replacement, the modeling will construct synthetic Vsas input for AVO. By using the method of Amplitude Versus Offset (AVO) thatsupported from petrophysisct data, it is expected to build a field models that shown oilreservoir and it will be used as reference to for searching exploration wells candidate."

"Integrasi data seismik dan data sumur sangat berguna untuk rnelakukan proses karakterisasi reservoar. Kedua data tersebut digunakan pada proses seisrnik inversi untuk mentransforrnasikan data seisrnik menjadi data impedansi akustik. Data impedansi akustik menunjukan sifat tisis dari batuan yang langsung merepresentasikan litologi dari batuan. Pada penelitian ini digunakan metode inversi Constrained Sparse Spike (CSSI) pada lapangan "X" Cekungan Natuna Barat. Hasil yang didapatkan berhasil rnenunjukan daerah impedansi rendah (2500-550 gr/co"?m/S) pada daerah reservoar dengan nilai porositas berkisar antara 0.22-0.32. Analisis terintegrasi dengan menggunakan hasil invemi dan estimasi porositas menunjukan bahwa zona persebaran reservoar terkonsentrasi pada sekitar sumur yang ada dan mengarah ke bagian selatan."

"Fase produksi sekunder Lapangan X telah dilaksanakan dalam 10 tahun terakhir untuk mempertahankan tekanan reservoir dan meningkatkan pemulihan minyak, namun pemulihan minyak hanya sebesar 20,9%. Untuk meningkatkan perolehan minyak, dimanfaatkan CO2 gas buang sebesar 507 ton/day dari hasil stripping CO2 removal gas plant sebagai sumber injeksi ke reservoir Lapangan X. Simulator Extended Black Oil digunakan untuk mengevaluasi kinerja injeksi CO2 sehingga didapat laju alir injeksi CO2 optimum sebesar 1000 MCFD dengan produksi minyak kumulatif sebesar 4,2 MMSTB dan penambahan recovery factor sebesar 9,65%. Diperlukan fasilitas tambahan diameter 6 inch x panjang 25.000 kaki pipa gas bawah laut, dan satu kompresor reciprocating 3-tahap untuk menekan gas CO2 dari 2 psig menjadi 600 psig dengan nilai keekonomian dari proyek ini yaitu IRR sebesar 24,99% dan NPV 207,8 juta US$ dengan Pay Back Periode selama 4 tahun.

---

The secondary production phase of Field X has been carried out in the last 10 years to maintain reservoir pressure and improve oil recovery, but oil recovery only 20,9%. To increase oil recovery, a 507 tons/day of CO2 gas venting from stripping CO2 removal gas plant is utilized as a source of injection into reservoir Field X. The performance analysis of CO2 injection was carried out using the Extended Black Oil simulator so that the optimum CO2 injection flow rate of 1000 MCFD was obtained with cumulative oil production of 4.2 MMSTB and an additional recovery factor of 9.65%. Required an additional facility of 6 inch diameter x 25,000 feet subsea gas pipe, and a 3-stage reciprocating gas compressor to suppress CO2 gas from 2 psig to 600 psig with the economic value of this project, namely an IRR of 24.99% and NPV 207.8 million US $ with a Pay Back Period for 4 years."