Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKBatu pasir Basal lapangan Indira merupakan reservoar unconventional yang terletak di atas basement dan diinterpretasikan sebagai bagian dari Lower Zelda, Formasi Talang Akar. Penemuan dari reservoar batu pasir Basal teridentifikasi dari sumur eksplorasi Indira-A, dibor tahun 1989 dan menembus 10 – 16 ft net reservoar minyak dengan permeabilitas 34.4 mD. Peta isochrones dari top lower Zelda sampai top basement digunakan untuk memetakan penyebaran net batu pasir Basal, dngan melihat kontras impedansi antara reservoar konglomeratik porous dengan top sealing argillaceous conglomerate. Teknik interpretasi seismik lanjut diperlukan karena isochrone tidak merepresentasikan langsung kehadiran batu pasir Basal. Analisis sensitivitas menunjukkan Lambda-Mu Rho dapat memisahkan batu pasir Basal dari lithologi lainnya, dengan nilai cut-off 15-24 GPa*g/cc.Lambda-Rho dan Mu-Rho merupakan parameter elastik yang dapat digunakan untuk melihat lebih dalam zona reservoar. Peta penyebaran reservoar batu pasir Basal yang dihasilkan dari inversi AVO model base dengan parameter Lambda Rho, sesuai dengan data reservoar basal 7 sumur lapangan Indira.

---

ABSTRACTBasal sand in Indira Field was unconventional reservoir, located lying on the basement and interpreted as part of Lower Zelda, Talang Akar Formation. The discovery of Basal sand reservoir was identified from Indira-A exploration well, drilled in 1989 and encountered 10 – 16 ft net oil reservoir with permeability 34.4 mD. Isochrones map from top Lower Zelda until top basement was used to map basal sand reservoir, by observing impedance contract between porous conglomeratic reservoir sand and top sealing argillaceous conglomerate. Advanced seismic interpretation technique is needed because isochrone not directly representing basal sand presence. Feasibility analysis shows Lambda-Mu Rho candistinguish basal sand from other lithologies, with cut-off value 15 – 24 GPa*g/cc. Lambda-Rho and Mu-Rho are elastic parameters which can be used to see reservoir zone further. Basal sand distribution map resulted from AVO model based inversion with parameter Lambda Rho, is matched with basal reservoir data in 7 wells of Indira field."

"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu tahap penting dalam eksplorasi hidrokarbon agar dapat menentukan reservoir yang baik berdasarkan karakteristik litologi dan kandungan fluida di reservoir. Penelitian ini dilakukan di Lapangan “R”, Cekungan Jawa Timur Utara dengan menggunakan metode inversi simultan. Berdasarkan hasil inversi simultan diketahui bahwa zona reservoir di area penelitian tersusun atas litologi karbonat dengan nilai impedansi-P 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, impedansi-S 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, dan densitas 2. g/cc – 2.39 g/cc. Hasil tersebut ditransformasikan menjadi parameter elastis batuan, yaitu Parameter Lame yang terdiri atas Lambda-Rho dan Mu-Rho. Transformasi Lambda-Mu-Rho berhasil mengidentifikasi reservoir karbonat yang berpotensi mengandung hidrokarbon dengan nilai rigiditas tinggi sebesar 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc dan inkompresibilitas rendah sebesar 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc yang diinterpretasikan sebagai gas. Integrasi analisis dari parameter impedansi-P, impedansi-S, densitas, Lambda-Rho, dan Mu-Rho menunjukkan bahwa persebaran batuan karbonat yang tersaturasi gas memiliki orientasi timur laut – barat daya.

---

Reservoir characterization is one of the most crucial stages in hydrocarbon exploration to determine good reservoirs based on their lithology and fluid content. This research was conducted at the “R” Field, North East Java Basin using the simultaneous seismic inversion method. The results show that the reservoir zone in the research area consists of carbonate rocks with P-impedance values of 26.000 ft/s*g/cc – 35.000 ft/s*g/cc, S-impedance of 8.000 ft/s*g/cc – 22.000 ft/s*g/cc, and density of 2.25 g/cc – 2.55 g/cc. These results were transformed into rock elastic parameters, namely Lame Parameters consisting of Lambda-Rho and Mu-Rho. Lambda Mu Rho Transformation has successfully identified carbonate reservoirs that potentially contain hydrocarbons with high rigidity values of 6 GPa*g/cc – 21 GPa*g/cc and low incompressibility of 6 GPa*g/cc – 11 GPa*g/cc interpreted as gas. Integration analysis of P-impedance, S-impedance, density, Lambda-Rho, and Mu-Rho parameters shows that the distribution of gas-saturated carbonate rocks has a northeast – southwest orientation."

"Telah dilakukan penelitian dalam karakterisasi reservoar karbonat di Lapangan "A" yang terletak di Cekungan Jawa Timur Utara. Inversi Simultan dan parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) salah satu metode geofisika yang dipilih untuk mengkarakterisasi zona hidrokarbon, litologi, dan kandungan fluidanya pada reservoar karbonat. Inversi dilakukan dengan menggunakan data angle gather baik itu near angle gather (0°-15°), mid angle gather (15°-30°), dan far angle gather (30°-45°), serta dikontrol dengan menggunakan data sumur A-01. Sebagai hasilnya, dalam Inversi Simultan menghasilkan nilai Impedansi-P sebesar 5253-6882 m/s*gr/cc, sementara hasil dari Impedansi-S sebesar 1134-1783 m/s*gr/cc. Selain menghasilkan parameter Impedansi-P dan Impedansi-S, dari Inversi Simultan juga menghasilkan Densitas sebesar 2.66-2.97 gr/cc dan Rasio VpVs sebesar 2.99-4.92. Dari semua hasil Inversi Simultan ini belum mampu mengkarakterisasi kandungan fluida yang ada di daerah penelitian, maka dari itu dilakukan transformasi Lamda-Mu-Rho (LMR). Berdasarkan analisis parameter Lamda-Mu-Rho (LMR), menyatakan bahwa zona target penelitian pada sumur A-01 memiliki potensi hidrokarbon yang cukup banyak sehingga bisa digunakan untuk produksi. Hasil dua parameter yang berasal dari Lamda-Mu-Rho (LMR) adalah parameter Lamda-Rho sebesar 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, sedangkan untuk parameter Mu-Rho sebesar 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Integrasi analisis pada Inversi Simultan dan Lamda-Mu-Rho (LMR) menghasilkan nilai sama pada zona target penelitian. Sehingga dapat diketahui persebaran litologi berupa karbonat, terdapatnya hidrokarbon yang berupa minyak, serta kandungan fluida.

---

Carbonate reservoir in the field ?A? has been characterized located on the North East Java Basin. Simultaneous Inversion and parameter Lamda-Mu-Rho (LMR) is the chosen method to characterize hydrocarbon zones, lithology and fluid content of the carbonate reservoir. Inversion is done using data from angle gather both the near angle gather (0°-15°), mid gather angle (15° -30°), and far gather angle (30°-45°) , and controlled using data from well A -01. As a result, the Simultaneous Inversion produce value Impedance-P 5253-6882 m/s*gr/cc, while the results of Impedance-S of 1134-1783 m/s*gr/cc. In addition to producing parameter Impedance-P and Impedance-S, on the Simultaneous Inversion also produce a density of 2.79-2.87 gr/cc, and VpVs ratio of the 2.99-4.92. Of all the results Simultaneous Inversion have not been able to characterize fluid content in the research area, therefore transformation of Lamda-Mu-Rho (LMR). Based on the analysis of parameters of Lamda-Mu-Rho (LMR), stated that the target zone of research at well A - 01 have considerable hydrocarbon potential so that it can be used for production. The results of the two parameters are derived from Lamda-Mu-Rho (LMR) is Lamda-Rho parameter of 25.7-27.7 Gpa*gr/cc, while for Mu-Rho parameter of 1.96-2.92 Gpa*gr/cc. Simultaneous Inversion analysis on the integration and Lamda-Mu-Rho (LMR) produces the same values in the target zone research. So it can be seen spread lithology, the presence of hydrocarbons inte fomr of oil, and fluid content."

"Cekungan Jawa Timur Utara tersebut merupakan cekungan Tersier yang produktif akan hidrokarbon pada setiap interval stratigrafi (Marianto et al., 2017). Penelitian ini dilakukan pada lapangan B dan  terfokus pada formasi Kujung. Formasi Kujung adalah formasi yang litologinya di dominasi oleh karbonat pada reservoirnya dan memiliki batuan penutup berupa shale. Karakterisasi reservoir karbonat merupakan suatu tantangan sebab batuannya memiliki struktur pori yang kompleks akibat proses diagenesis. Sehingga mempengaruhi kecepatan gelombang seismik yang merambat pada karbonat. Data yang  digunakan dalam penelitian ini adalah data Seismik 3D PSTM dengan kontrol 3 sumur berbeda. Metode yang digunakan untuk mengkarakterisasi reservoir karbonat ini adalah dengan menggunakan metode seismik inversi simultan. Metode Seismic Inversi Simultan tersebut akan menghasilkan model Impedansi-P (AI), Impedansi-S (SI) dan densitas yang kemudian akan di transformasikan menjadi Lambda-Rho dan Mu-Rho. Model dari parameter hasil inversi simultan dan hasil transformasi tersebut akan digunakan untuk mengetahui sebaran litologi, porositas dan konten fluida pada pori batuan. Berdasarkan hasil analisis, daerah prospek pada penelitian ini terletak pada build up karbonat serta memiliki porositas yang tinggi dengan nilai AI sebesar 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) dan Mu-rho sebesar 10-27 (GPA g/cc) dan fluida minyak dengan nilai λÏ? 10-36 (GPA g/cc.

---

North East Java Basin is a tertiary basin which prolific of hydrocarbon on almost all stratigraphic intervals (Marianto et al., 2017). The study area is located on B field and focused on Kujung formation. Kujung formation is dominated by carbonate on its reservoir and has shale as its caprock or seal. Reservoir characterization considered as a huge challenge because of its complex structural pore caused by diagenesis processes. Therefore, affect the seismic wave propagation which travels through carbonate body. This study use 3D Seismic PSTM with 3 different wells as a control. The method used in this study is Simultaneous Seismic Inversion. The Seismic Simultaneous Inversion will extract P-Impedance (AI), S-Impedance (SI) and density as output models. Those three models will be transformed into Lambda-Rho dan Mu-Rho. The Output models of inversion and transformation will be used for characterizing distribution of the litology, porosity and fluid content that fills rocks pore. Based on analysis result, the prospect area in this study located on carbonate build up, high porosity indicated by AI value between 16000-31000 ((ft/s)(g/cc)) and Mu-rho value between 10-27 (GPA g/cc) and oil by value between 10-36 (GPA g/cc)."

"ABSTRAKKarakteristik reservoar telah dilakukan dengan mengintegrasikan data geofisikadan petrofisika. Dengan mengestimasi modulus elastik dari data seismik prestack,satu langkah lebih maju dari analisa AVO tradisional, dapat dilakukanuntuk menentukan distribusi reservoir dan kandungan fluidanya. Pada studi inielastik parameter dipresentasikan dalam parameter lambda-mu rho yang dikenaldengan analisis lambda-mu rho (LMR).Parameter LMR dilakukan pada parameter elastik yang diperoleh melalui estimasiimpedansi gelombang P (Zp) dan impedansi gelombang S (Zs) yang dihasilkandari proses inversi seismik. Proses inversi seismik mengacu pada reflektifitasgelombang P dan gelombang S yang diekstraksi dari data seismik pre-stackmelalui proses AVO analisis. Hasil dari parameter LMR ini digunakan untukmemetakan distribusi reservoar dan kandungan fluida untuk studi kasus LapanganBlackfoot. Identifikasi litologi diharapkan dapat dilakukan melalui analisisparameter mu-rho sedangkan identifikasi kandungan fluida dapat dilakukanmelalui analisis lambda-rho.Hasil studi menunjukkan bahwa lambda-rho sangat sensitif terhadap keberadaangas seperti yang diperlihatkan pada data sumur beserta hasil penyebaran dari datainversi. Sedangkan parameter mu-rho sangat membantu dalam penelusurandistribusi reservoarnya melalui batuan pasir yang ditandai dengan harga mu-rhoyang tinggi.

---

ABSTRACTReservoir characterization has been carried out by integrating the geophysical andpetro-physical data. By estimating elastic modulus from seismic pre-stack data, itadvance one step further than traditional AVO analysis, in mapping the reservoirdistribution and in identifying fluids content. In this study the parameter elasticare represented in lambda-mu rho parameters, the so called as lambda-mu rho(LMR) analysis.LMR parameters from elastic parameter are obtained from estimation of P waveimpedance (Zp) and S wave impedance (Zs) from seismic inversion process. Theseismic inversion process is based on the reflectivity of P wave and S wave,which is obtained from AVO analysis. The result from analysis LMR parametersis used to mapping reservoir distribution and fluid contents at Blackfoot field. Thelitologhy identification can be estimated from mu-rho analysis and for fluidcontent can be estimated from lambda-rho analysis.This study shows that the lambda-rho is very sensitive for gas sand reservoir. Thissensitivity is shown on the well data and inversion result. Mu-rho parameter isgood parameter in estimating reservoir distribution of sandstone, which isindicated by the high value."

"Data Rock Physics adalah alat untuk identifikasi fluida, perhitungan dalam reservoar, dan bagian penting dalam studi substitusi fluida untuk memodelkan berbagai macam fluida. Thesis ini merupakan hasil dari penelitian dua sumur untuk melihat pengaruh dari batuan dan properti fluida terhadap respon seismik. Kedua sumur tersebut adalah (YM-232 dan YM-247) merupakan oil well yang menunjukkan pengaruh dari substitusi hidrokarbon dengan air. Akibat dari substitusi fluida terhadap batuan dan properti fluida menunjukkan respon tertentu pada refleksi amplitude, variasi amplitude tersebut dapat digunakan sebagai guide untuk memperkirakan penyebaran jenis fluida pada lapangan YM. Pertama dengan melakukan sintetik pada keadaan insitu. Diikuti dengan sintetik pada kondisi tersaturasi (FRM), dengan manganggap bahwa fluida adalah air/minyak dan mineral adalah batu pasir bersih. Amplitude ini akan diekstrak untuk dikorelasikan dengan data seismic yang sebenarnya. Koefisian korelasi yang memiliki nilai tinggi (~1) dijadikan sebagai model untuk memprediksi tipe fluida pada area prospek yang didasarkan pada informasi amplitude dari data seismik. Dengan kata lain, kita dapat memahami efek dari saturasi hidrokarbon terhadap synthetic offset gathers. Analisis ini digunakan sebagai salahsatu parameter untuk mengembangkan interpretasi data seismic 3D & untuk menekan/mengurangi resiko pengeboran.

---

Rock physics data is a tool for fluid identification and quantification in reservoir, and also plays an important part in any fluid substitution study that may provide a valuable tool for modeling various fluid scenarios. This thesis presents the results of the two well cases where the effect of rock and fluid properties on seismic response are illustrated. Both of wells (YM-232 and YM-247) show the effect of replacing hydrocarbons with brine. This effectt illustrates how rock and fluid properties along with reflection amplitudes can be used to estimate fluid type in YM field. First synthetic using the original case. And the other synthetic by using FRM case, with an assumption that the fluid was brine/oil and the mineralogy was clean sand. These amplitude was extracted to be correlated with the real seismic data. Finally, a good correlation was obtain from a model to estimate the fluid type in prospect based on amplitude information in seismic data. In other word, we can understand the effect of hydrocarbon saturation on synthetic offset gathers. This analysis can be use as one of parameter to improve seismic 3D interpretation and to reduce drilling risk."

"Lapangan BOS, berlokasi di daerah onshore blok Malacca Strait, cekungan Sumatera Tengah, telah dilakukan pengeboran 3 sumur di tahun 2006 - 2007, yaitu sumur BOS-01, BOS-02, dan BOS-03. Pada lapangan ini memiliki kasus yang unik karena pada dua sumur, BOS-01 (yang berada di crestal structure) dan BOS-03 (berada di flange structure, sebelah selatan dari BOS-01), mendapatkan hidrokarbon berupa gas pada formasi Lower Pematang yang menampakkan feature brighspot. Sedangkan sumur BOS-02 (berada di flange structure, sebelah utara sumur BOS-01), yang juga memiliki target pada feature brighspot pada formasi Lower Pematang, ternyata mendapatkan litologi shale. Untuk menganalisis lebih lanjut, dilakukan analisis dan interpretasi Geofisika, yaitu karakterisasi reservoir dengan menggunakan Impedansi Akustik untuk membedakan zona reservoar dan non-reservoar, dan analisis AVO untuk memprediksi kandungan fluida pada Formasi Lower Pematang tersebut. Hasil studi menunjukkan bahwa litologi shale yang berada di sumur BOS-02, kemungkinan terbentuk/tersedimentasi karena secara posisi struktur sumur BOS- 02 lebih rendah daripada sumur BOS-01, dimana suplai sedimentasi berasal dari arah North-East ke South-West.

---

BOS field, located in the onshore of block Malacca Strait, Central Sumatra basin, have 3 wells, were drilled in 2006-2007, there are BOS-01, BOS-02, and BOS-03. This field has unique case, because in two wells, BOS-01 (located at crestal structure) and BOS-03 (located at the flange, south of BOS-01), got hydrocarbon gas at Lower Pematang formation with brighspot feature. But at BOS-02 well (located at the flange, north of BOS-01), with same target at brighspot feature, got shale and categorized as wet.

For further analysis, this study use analysis and geophysical interpretation, used to characterize reservoir at Lower Pematang Formation, there are Acoustic Impedance to differentiate reservoir zone and non-reservoir, and the AVO Analysis to predict fluid content on the Lower Pematang Formation. Result of this study shown that lithology shale on BOS-02 well, sedimented because BOS-02 well located on the lower position (flange) than BOS-01, while sedimentation supply have direction North-East to South-West."

"ABSTRAKSeismic sequence stratigraphy analysis was performed to identify achronostratigraphic evolution of submarine fan reservoir in Pari field,Makassar Strait, offshore East Kalimantan. A complete sequencestratigraphy in Pari field was divided into three systems tract: lowstandsystems tract (LST), transgressive systems tract (TST) and highstandsystems tract (HST). The ?X? reservoir unit was deposited during thelowstand systems tract (LST). Based on core data and well log, thereservoir is dominated by few massive thick sandstone, thin interbeddedsandstone and shale. Well data and 3D seismic multiattribute analysisindicated a submarine fan depositional system feature. However, theavailable 3D seismic data could not image the submarine fan elementsfeature like channels and splay lobes due to low seismic resolution. Ashallow Pleistocene submarine fan located in the northern part of thestudy area is clearly imaged using 3D seismic data. That Pleistocenesubmarine fan provides analog dimensions for sub-seismic reservoirelements in the ?X? reservoir unit, Pari field. The dimensions of channelsand splay lobes within Pleistocene submarine fan were used to definestochastically reservoir elements in Pari field. The Pleistocene submarinefan are approximately the same size as the seismically mapped the ?X?reservoir unit. Three facies model were generated to provide multiplerealizations of facies model. Those are 70% channel and 30% splay lobe(more channels dominated), 50% channel and 50% splay lobe(proportional between channel and splay lobe), and 30% channel and 70%splay lobe (more splay lobe dominated)."

"Studi ini bertujuan untuk pengidentifikasian zona reservoar batuan karbonat dari Formasi Baturaja pada Cekungan Sumatera Selatan dengan mengunakan metode inversi seismik. Data yang digunakan adalah data sesimik 3D post stack (441 inline & 449 crossline) serta sumur TA-6. Parameter seismik impedansi akustik dapat memetakan persebaran batuan karbonat pada Formasi Baturaja yang berada diantara batuan pasir dari Formasi Gumai dan Talang Akar. Model persebaran impedansi akustik dari hasil inversi Model Based menunjukkan rentang nilai impedansi akustik pada zona prospek sebesar 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. Dari korelasi antara nilai impedansi akustikdan porositas dapat diketahui persebaran nilai estimasi porositas pada zona prospek sebesar 10-15%. Dengan bantuan ekstraksi atribut amplitudo rms pada peta struktur persebaran batuan karbonat dapat diketahui lingkungan pengendapannya. Sehingga integrasi model hasil inversi impedansi akustik dengan nilai estimasi porositas serta didukung dengan hasil ekstraksi atribut amplitudo RMS menunjukkan pada daerah tinggian Formasi Baturaja terdapat daerah-daerah yang memiliki anomali impedansi akustik rendah dan porositas tinggi yang tersebar pada fasies body karbonat hingga back reef serta pada bagian atas zona tinggian tersebut terdapat lapisan seal sebagai penutupreservoar.

---

The purpose of this study is to identify reservoir zone of carbonate rock from Baturaja Formation at South Sumatera Basin. The data used from seismic 3D post stack data (441 inline & 449 crossline) and TA-6 log. Acoustic impedance seismic parameter can map the distribution of carbonate rock at Baturaja Formation where is between the sand stone from Gumai Formation and Talang Akar Formation. Distribution model of acoustic impedance from the Model Based Inversion results shows the range value of acoustic impedance at the potential zone is range from 10000 m/s.gr/cc - 12000 m/s gr/cc. From the correlation of values acoustic impedance and porosity, we can infer that distribution of porosity estimation value in potential zone range from 10-15%. With the support of RMS amplitude extraction on map structure of carbonate rocks distribution, the depositional environment can be known. Therefore integration of acoustic impedance inverted results model with porosity estimation results and supported by RMS amplitude attribute extraction results show that at the Baturaja Formation anticlines there are zones that consists of anomaly low acoustic impedance and high porosity which spread out among carbonate body to back reef and at the top part of the anticlines there is a seal as a closure of reservoir."