Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pada studi ini dilakukan evaluasi daerah prospek penyebaran hidrokarbon menggunakan metode dekomposisi spektral CWT dan inversi Seismik yang diintegrasikan untuk mendelineasi daerah prospek hidrokarbon. Studi kasus dilakukan pada daerah prospek ”XYZ” cekungan Sumatra Selatan dengan target reservoir formasi Baturaja dengan kedalaman 400m - 1650 m. Studi ini menggunakan data Seismik 2D dan dua data sumuran (sumur B dan sumur C). Dari data Log sumuran yang tersedia, sumur B menunjukkan kosong (dry) namun pada formasi Baturaja terlihat Oil Show pada kedalaman 1500 m - 1600 m. Sedangkan sumur C menunjukkan kosong dan memperlihatkan bahwa formasi Baturaja tidak berkembang dengan baik. Hasil studi menunjukkan bahwa metode spektral dekomposisi CWT mampu memperlihatkan konsistensi anomali hidrokarbon pada frekuensi rendah hanya pada sumur B. Hal ini sejalan dengan dugaan adanya keberadaan hidrokarbon pada sumur B. Lebih lanjut hasil metode inversi memperlihatkan kemenerusan reservoir formasi Baturaja ke arah barat laut pada daerah studi. Nilai acoustic impedance formasi Baturaja berada pada kisaran 9000 - 11000 m/s * gr/cc. Hasil integrasi inversi Seismik dan analisa dekomposisi spektral memberikan gambaran zona prospek penyebaran hidrokarbon.

---

This study evaluates the hydrocarbon prospect area deployment using CWT spectral decomposition method and the integrated Seismic inversion to delineate areas of hydrocarbon prospects. Case studies conducted in the South Sumatra basin “XYZ” prospect area with the target Baturaja Formation with a depth of 400 m - 1650 m. This study uses 2D Seismic and two data wells (well B and well C). From available well log data, well B shows empty (dry) but indicate oil show on the Baturaja formation at a depth of 1500 m - 1600 m, whereas well C shows empty wells and show Baturaja formations not developed well.

The study results showed that the method of spectral decomposition CWT is able to demonstrate the consistency of anomalous hydrocarbons at low frequencies only in well B. This is consistent with the allegations of the presence of hydrocarbons in the well B. Further results Inversion method shows Baturaja reservoir formations continuity to the northwest in the study area. Baturaja formations acoustic impedance values in the range of 9000 - 11000 m/s*gr/cc. The result of the integration of Seismic Inversion and spectral decomposition analysis give an overview of deployment of hydrocarbon zone prospects."

"Prospek "Arka" terletak pada sub-cekungan Jambi, cekungan Sumatera Selatan. "Arka" menjadi prospek temuan melaui hasil DST dari tiga sumur yang mengalirkan minyak dan gas dari batuan pasir Formasi Talang Akar (TAF). Sumur tersebut adalah EKW-1 (akhir 2012), FAR-1 (awal 2013), dan FAR-2 (akhir 2013). Dua lapisan reservoir yang diteliti adalah batu pasir pada Formasi Talang Akar Atas (UTAF), yaitu; batu pasir UTAF bagian atas atau Reservoir-1 (tested hidrokarbon) dan UTAF bagian bawah atau Reservoir-2 (untested), dengan memiliki gas-reading tinggi dari data mudlog. Data penelitian yang digunakan adalah data seismik 3D dan 2D, dan tiga sumur dengan data wireline log, dengan FAR-1 mempunyai data log gelombang S yang diukur langsung dalam lubang sumur.Seismik Inversi digunakan untuk melihat karakter litologi. Hasil analisis Inversi optimum adalah Model Based Inversion dengan Soft Constrains 0,25. Berdasarkan crossplot wireline log GR vs AI, pada Reservoir-1 nilai AI gas-sand mempunyai rentang nilai AI yang sama dengan shale (22500-28000 ft/s*g/cc), sedangkan batu pasir Reservoir-2 (AI > 26500 ft/s * g/cc) mempunyai nilai AI terpisah dengan shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Lapisan-lapisan batu pasir tipis dan sebaran yang meluas mengindikasikan karakter kedua reservoir tersebut berada lingkungan transisi.AVO digunakan untuk melihat sebaran hidrokarbon. Analisis gradien dilakukan pada gather sintetik hasil permodelan AVO dari sumur FAR-1, yang digunakan sebagai referensi untuk analisis gradien pada gather riil seismik 2D, dan hasilnya adalah Reservoir-1 menunjukkan kelas 2p, sedangkan Reservoir-2 menunjukkan kelas 1. Atribut AVO optimum menggunakan Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), dengan sebaran anomali AVO pada lintasan seismik '24' menyebar ke arah barat daya dan timur laut dari posisi sumur FAR-1.Hasil Passive Seismic menunjukkan potensi tertinggi keberadaan hidrokarbon di sekitar sumur EKW-1 dan FAR-1, yang mempunyai korelasi yang baik dengan struktur tinggian, sebaran batu pasir berdasarkan AI dan juga sebaran anomali AVO pada dua lapisan target tersebut. Tiga usulan sumur deliniasi ditentukan berdasarkan kombinasi dari ketiga metoda tersebut yaitu, kearah barat daya dan timur dari sumur FAR-1, dan satu usulan sumur pada puncak struktur "Arka", serta satu usulan sumur eksplorasi pada area tepian struktur.

---

"Arka" prospect is located at Jambi sub-basin, South Sumatera basin. "Arka" become prospect discovery by DST result from three wells those flowed oil and gas from sandstone of Talang Akar Formation (TAF). Those wells are: EKW-1 (late 2012), FAR-1 (early 2013), and FAR-2 (late 2013). There are two reservoir layers those observed at Upper Talang Akar Formation (UTAF) those are: sandstone in upper part of UTAF or Reservoir-1 (hydrocarbon-tested) and sandstone in lower part of UTAF or Reservoir-2 (untested), with high gas reading from mud-log data. In this research, the data used are 3D and 2D seismic data, and then three wells with wireline log data, which is FAR-1 has S-wave log with measured directly in borehole.

Seismic Inversion used to see lithology character. Inversion analysis result optimum is Model Based Inversion with soft constrains 0.25. Based on wireline log crossplot of GR vs AI, at Reservoir-1, the gas-sand has same AI value range with shale (22500-28000 ft/s*g/cc), while at Reservoir-2, the sandstone (AI > 26500 ft/s * g/cc) has separated value with shale (AI < 26500 ft/s * g/cc). Thin layers of sandstone and wide distribution are indicates the character of those reservoirs is on transitional environment.

AVO used to determine hydrocarbon spreads. Gradient analysis applied to synthetic gather from AVO modeling of FAR-1 well as referenced to gradient analysis at real gather of 2D seismic, and the result are Reservoir-1 shows 2p class, while Reservoir-2 shows 1 class. The optimum AVO attribute is using Scaled Poisson Ratio Change (aA+bB), with distribution of AVO anomaly at '24' seismic line are south-west and north-east from FAR-1 well position.

Passive Seismic result showed highest potential hydrocarbon appearance around EKW-1 and FAR-1 wells, which good relation with high structure, sandstone spread besed on AI, and then AVO anomaly of both reservoir target layers. The three deliniation wells proposed determined based on combination of those three methods are one well has south-west direction and another well has north-east direction from FAR-1 well position, another well proposed at crest of "Arka" structure, then one exploration well at near flank."

"Sumur Meranji-1 menemukan cadangan hidrokarbon pada Formasi Batupasir Namur di Struktur Meranji yang terletak pada Lapangan Merrimelia, Cekungan Eromanga, Australia. Cekungan ini terbentuk mulai kurun waktu Awal Jurassic hingga Akhir Cretaceous dan didominasi oleh lingkungan pengendapan braided, meandering fluvial, shoreface serta lacustrine turbidite sandstone sehingga memiliki reservoar yang cukup tebal dan sangat potensial untuk menjadi lapangan produksi.Walaupun memiliki potensi untuk menjadi lapangan produksi, lapangan ini belum memiliki peta distribusi reservoar yang dapat digunakan untuk pengembangan lapangan lebih lanjut. Oleh karena itu, studi karakterisasi reservoar dilakukan dengan metode inversi seismik dan dekomposisi spektral untuk menghasilkan peta distribusi reservoar ini. Metode inversi seismik menghasilkan penampang impedansi akustik yang dapat diasosiasikan dengan litologi reservoar sedangkan metode dekomposisi spektral menghasilkan penampang frekuensi yang dapat diolah dan dianalisis lebih lanjut untuk mengidentifikasi keberadaan fluida reservoar.Studi dekomposisi spektral dimulai dengan mengekstrak frekuensi data seismik setiap kelipatan 1 Hz dari frekuensi 1 Hz sampai dengan frekuensi 60 Hz. Penampang frekuensi ini kemudian diolah untuk menghasilkan frequency gather pada perpotongan inline dan xline di lokasi terdekat dengan Sumur Meranji-1. Dari frequency gather ini kemudian ditarik horizon pada zona reservoar minyak, gas dan air lalu diplot pada grafik amplitudo vs frekuensi. Dari grafik ini selanjutnya ditentukan zona low (frekuensi 9-13 Hz), mid (frekuensi 16-20 Hz) dan high (frekuensi 35-39 Hz) lalu dilakukan operasi aritmatika sebagai berikut: zona mid dikurangi zona low (disebut zona mL), zona high dikurangi zona mid (disebut zona Hm) dan zona mL dikali dengan zona Hm yang disebut zona Hm*mL. Zona mL akan menampilkan zona-zona keberadaan gas sedangkan zona Hm*mL akan menampilkan zona-zona keberadaan minyak.

---

Meranji-1 well discovered hydrocarbon reserves in the Namur Sandstone Formation which is located on Meranji Structure in Merrimelia Field, Eromanga Basin, Australia. This basin was formed from the period of Early Jurassic to Late Cretaceous and the depositional environment is dominated by braided, meandering fluvial, shoreface and lacustrine turbidite sandstone that have a fairly thick reservoir and very potential to be a producing field.

Although it has the potential to become a producing field, the field does not have any reservoir distribution maps that can be used for further field development. Therefore, reservoir characterization studies conducted using seismic inversion and spectral decomposition methods to produce these reservoir distribution maps. Seismic inversion method produces an acoustic impedance section that can be associated with reservoir lithology while spectral decomposition method produces a frequency section which can be further processed and analyzed to identify the presence of the reservoir fluid.

Spectral decomposition study begins with seismic data extraction for every single frequency from 1 to 60 Hz. These frequency sections then processed to produce a frequency gather at the intersection of inline and xline near Meranji-1 well. From this frequency gather then drawn a horizon at oil, gas and water reservoir zone and then plotted on a frequency vs amplitude graph. Based on this graph; low (frequency 9-13 Hz), mid (frequency 16-20 Hz) and high (frequency 35-39 Hz) zone is defined and then performed an arithmetic operation as follows: mid zone minus the low zone (called mL zone), high zone minus the mid zone (called Hm zone) and the mL zone multiplied by the Hm zone (called Hm*mL zone). mL Zone will display the zones where the gas is presence while Hm * mL zones will show the presence of oil."

"ABSTRAKDaerah penelitian merupakan wilayah kerja PT. Pilona Tanjung Lontar yangterletak di barat daya, sub cekungan palembang selatan. Terdapat lapangan minyakA, B, C dan D yang beroperasi hampir 20 tahun. Keempat lapangan ini berproduksiminyak dari Batu Pasir Formasi Muara Enim dan menjadi fokus reservoar padapenelitian ini. Lokasi penelitian yang dinamakan Lapangan B-1, merupakan areaperluasan (?step out?) dari lapangan B. Hasil interpretasi seismik menyatakanbahwa Lapangan B-1 merupakan sayap antiklin dari struktur lapangan B sehinggakecil kemungkinan akumulasi hidrokarbon pada daerah rendahan dan tiada aktivitaslanjut untuk pengembangan. Akan tetapi pada daerah sayap antiklin berpeluangterdapatnya akumulasi hidrokarbon berupa perangkap stratigrafi yang disebabkanperubahan fasies secara bertahap ke arah vertikal yang ditunjukkan oleh indikasiisolated strong amplitude dibeberapa penampang seismik. Kombinasi analisis datasumur, analisis inversi seismik dan analisis AVO ini dilakukan agar dapatmengevaluasi indikasi perangkap stratigrafi dan memetakan prospek hidrokarbonpada area ini. Berdasarkan hasil inversi bandlimited, Lapangan B-1 terdapatanomali lokal yang memiliki nilai impedansi akustik dan densitas yang relatif lebihbesar daripada daerah disekitarnya yang juga berkorelasi dengan hasil analisis AVOyang dicurigai sebagai akumulasi hidrokarbon pada perangkap stratigrafi. Hasilanalisis atribut AVO intercept*gradient didapati anomali nya berupa kelas 2p yangberarti batu pasir tersaturasi dengan minyak.

---

ABSTRACTThe research area is the working area of PT. Pilona Tanjung Lontar is located in thesouthwest, sub basin palembang south. There are oil fields A, B, C and D whichoperates nearly 20 years. The fourth field is producing oil from Muara EnimFormation Sandstone and the focus of the reservoir in this study. Location of thestudy, called Fields B-1, an expansion area ( "step out") from the field B. The resultsof the seismic interpretation states that Fields B-1 is a wing of the anticline structureof the field and making it less likely the accumulation of hydrocarbons in the lowerarea and no further activity for development. On the other side, the presence ofhydrocarbon accumulation at wing area anticline in the form of stratigraphic trapscaused gradual facies changes in the vertical direction indicated by the indicationof some isolated strong seismic amplitude. The combination of well data analysis,analysis of seismic inversion and AVO analysis is performed in order to evaluatethe indication of stratigraphic traps and map hydrocarbon prospects in this area.Based on the results bandlimited inversion, Field B-1 there is a local anomaly thathas an acoustic impedance value and relative density larger than the area around itis also correlated with the results of AVO analysis of suspected hydrocarbonaccumulation in stratigraphic traps. The results of the AVO attribute analysisintercept * gradient anomalies found his form of class 2p means sandstone saturatedwith oil."

"Prospek APE terletak kurang lebih 40 km dari Jakarta ke arah utara. Di awal perkembangan lapangan-lapangan ONWJ (Offshore North West Java), prospek ini dianggap sebagai shallow hazard, karena reservoar pada prospek ini berada pada lapisan Pre-Parigi dan pada saat pengeboran target utama terletak kurang lebih 2000 feet di bawah lapisan ini. Pada prospek APE ini terdapat dua sumur eksplorasi yang dianggap wet, yaitu Well#1 dan Well#2 dan pada saat pengeboran target utama keduanya adalah reservoar di Main-Massive. Data pada saat pengeboran menunjukan adanya kenaikan pembacaan gas khromatograph di Well#2 pada reservoir PreParigi, tetapi hanya setebal 5 feet. Pada penelitian ini, seismic coloured inversion (SCI) digunakan untuk mencari hubungan dan korelasi antara nilai water saturation dengan amplitudo. SCI ini merupakan inversi sederhana yang operatornya mematchkan frekuensi seismik dengan sumur. Uji plot silang dari data sumur pada model reservoar juga dilakukan dengan beberapa nilai amplitudo dari far coloured inversion, near coloured inversion dan full stack. Hubungan kedua parameter ini digunakan untuk memodelkan penyebaran saturasi air dan penyebaran hidrokarbon pada Prospek APE. Pemodelan ini juga bertujuan untuk mengurangi resiko dan memperkecil nilai ketidakpastian pada prospek eksplorasi ini. Berdasarkan hasil penelitian, amplitudo dari far coloured inversion memiliki nilai korelasi yang baik dibandingkan nilai amplitudo near ataupun full stack. Pada saat reservoir terisi oleh gas, nilai amplitudo far akan memiliki nilai maksimum negatif dan pada reservoar yang terjenuhkan oleh air yang tinggi memiliki karakter amplitudo maksimum positif. Adanya korelasi antara kedua parameter tersebut dapat memberikan gambaran yang lebih baik dalam memprediksi penyebaran gas di reservoar Pre-Parigi. Sedikitnya ada tiga sumur usulan yang dapat dibor pada prospek ini, yaitu di bagian utara, tengah dan selatan dari struktur ini. Tiga lokasi titik pemboran ini didasarkan dari posisi struktur yang terkompartemen oleh patahan normal dan kehadiran amplitudo anomali dari SCI.

---

APE prospect is situated 100 km to the north from the capitol city of Indonesia, Jakarta. In the initial development of ONWJ (Offshore North West Java) fields, this prospect is identified as shallow hazard, since the reservoir of APE prospect is relatively shallow, it?s only 1500? TVDSS. There are 2 exploratory wells in this prospect; Well#1 and Well#2. Both of them have declared as wet well, due to not significant hydrocarbon presence in the reservoirs targets. During drilling activities in the Well#2, minor gas chromatograph was encountered and showing increasing gas show in the Pre-Parigi reservoir, and the net pay interpretation thickness is about 5 feet.

In this project, seismic coloured inversion (SCI) was deployed to seeking the correlation between water saturation and amplitude value. Seismic coloured inversion is simple inversion which based on matching operator between well and seismic frequencies. In the reservoir models, cross-plot was conducted between amplitude (far ? near coloured inversion, full-stack) and water saturation. Relationship between those parameters is used to create distribution of water saturation and hydrocarbon modeling in the APE prospect. This modeling aims is to manage the risk and reducing uncertainty value in the exploration phase of this prospect.

Based on result study, far coloured inversion amplitude exhibit better correlation rather than near and full stack. In the far coloured inversion, gas bearing reservoir will give strong negative amplitude response meanwhile the water saturated reservoir will have positive amplitude. This correlation will give better picture and understanding in the hydrocarbon distribution of Pre-Parigi reservoir. At least 3 point of proposed wells has been defined in this prospect; in the northern, middle and southern part of this structure. The wells location selection is based on fault compartments and the presence of seismic coloured inversion amplitude anomaly."

"Daerah Penelitian (Struktur "D") terletak Kecamatan Toili Barat, Kabupaten Banggai, Provinsi Sulawesi Tengah. Reservoir Struktur "D" berupa batuan karbonat dengan facies reef, diendapkan pada Miosen Atas. Reservoir ini dikelompokkan kepada Anggota Mentawa, Formasi Minahaki. Stuktur ini terbentuk oleh sesar mendatar yang berarah NE-SW. Diatas reservoir ini diendapkan shale Formasi Poh yang berfungsi sebagai batuan penutup (seal) yang berumur Piosen. Jebakan pada struktur ini didomisasi oleh jebakan stratigrafi karena sembulan reservoir yang berupa reef ditutupi oleh shale. Porositas reservoir berkisar antara 0.2 ? 0.325, dengan permeabilitas absolut 4 ? 40 md. Studi Kelayakan dilakukan untuk melihat secara petrofisika seismik apakah ada kolom gas atau tidak. Studi ini meliputi cross-plot P-Impedans vs S-Impedans, Lambda-Rho vs Mu-Rho, Poisson Ratio vs Velocity Ratio, dan Pemodelan AVO sintetik pada tiap sumur. Juga dilakukan studi Elastik Impedans untuk menentukan sudut EI (θ) yang berkorelasi dengan keberadaan gas. Untuk menentukan sebaran porositas, inversi akustik impedans digunakan sebagai parameter untuk menentukan porositas dan inversi tersebut dilakukan dengan batasan model Top MioCarbonate (-125 ms) ? Top Minahaki (+300 ms). Top Minahaki adalah batas antara karbonat platform di bawah dan reef (Anggota Mentawa). Porositas pada reservoir ini tersebar bagus. Distribusi penyebaran gas dapat diamati melalui Product (A*B), parameter Scaled Poisson Ratio Change (∆σ), Lambda-Rho, Kombinasi P-Impedans dan SImpedans, Inversi Elastik Impedans, serta Fluid Inversion. Hasil analisis terhadap sebaran gas pada Formasi Minahaki, dapat diamati kemungkinan sebaran gas di bagian selatan Struktur ?D?, walaupun sebaran tersebut dibawah kontak gas air (-1720 m TVDSS). Sebaran gas ini dianggap sebagai cadangan upside potensial sebesar 120.336 Bscf gas. Untuk membuktikan adanya gas ini, di usulkan pemboran dua sumur delineasi Del-AA dan Del-BB (LAMPIRAN LEPAS).

---

Study area ("D" Structure) on West Toili Residence, Banggai District, Central Sulawesi Province. The typical ?D? Structure is limestone with reef facies, deposited in Upper Miocene. This reservoir grouped into Mentawa Member, Minahaki Formation. This Structure is formed by wrench fault, which has trend NESW.

Above this reservoir, deposited shale of Poh Formation, which is functioned as of Pliocene. Trap at this structure is dominated by stratigraphic trap because of reservoir reef build-up covered by shale. Reservoir porosity is around 0.2 ? 0.325, and absolute permeability 4 ? 40 md Sensitivity analisis is performed to know seismic petro physics whether there is gas column or not. These analysis include cross-plot P-Impedance vs. SImpedance, Lambda-Rho vs. Mu-Rho, Poisson Ratio vs. Velocity Ratio, and Synthetic AVO modeling on each well. Also performed Elastic Impedance Study to determine EI (θ) angle which correlated with gas content.

To determine porosity distribution, acoustic impedance inversion is used as parameter for determining porosity and it is performed on boundary between Top Miocarboate (-125 ms) to Top Minahaki (+ 300 ms). Top Minahaki is boundary between platform carbonate below and reef (Mentawa Member). The Porosity in this reservoir is well distributed.

The distribution of gas reservoir can be observed by using Product (A*B), Scaled Poisson Ration Change, Lambda-Rho, Combined P-Impedance vs. SImpedance, Elastic Impedans Inversion, and Fluid Inversion.

Our analysis to the gas reservoir distribution can be concluded that there are potential gas distribution at south part of ?D? structure, even though that distribution below gas water contact (-1720 m TVDSS). This gas can be assumed as upside potential whose resources about 120.336 Bscf gas. For proving this gas expected, proposed to drill two wells delineation Del-AA and Del-BB (ENCLOSURE)"

"Formasi Sajau berada di Cekungan Berau, dimana formasi ini merupakan lapisan pembawa gas metan dalam batubara. Batuan yang menyusun Formasi Sajau terdiri dari perselingan batupasir, batulempung dan batubara; dimana batupasir konglomeratan berkembang di bagian atas dari sikuen batuan Formasi Sajau. Dalam penelitian ini, penulis menggunakan data seismik 2D post-stack time migration dan data sumur untuk identifikasi reservoar coal bed methane pada Formasi Sajau menggunakan metode inversi seismik. Inversi yang digunakan adalah model-based inversion dengan teknik soft constraint. Penulis juga membandingkan hasil inversi tersebut dengan hasil sparse spike inversion. Nilai error pada model based inversion yaitu 2271,1. Hasil inversi impedansi menunjukkan reservoar coal bed methane ditemukan pada zona batubara 1 dan 2 di Formasi Sajau. Kedua zona batubara di Formasi Sajau memiliki impedansi akustik berkisar 6600 - 8219 gr / cc * ft / s. Zona batubara 1 memiliki kandungan gas in-place sebesar 118,15 BCF. Zona batubara 2 memiliki kandungan gas in-place sebesar 163,98 BCF. Hasil model-based inversion menunjukkan persebaran reservoar coal bed methane di Formasi Sajau. Perhitungan GIP dari reservoar coal bed methane di Formasi Sajau yaitu 282,13 BCF.

---

The Sajau Formation is located at Berau Basin, which contains bearing formation coal bed methane. The Sajau Formation consists of interbedded of sandstone, claystone and coal; which is conglomeratic sandstone in upper part of the formation. In this study, we have performed 2D post-stack time migration and well data to identify coal bed methane in Sajau Formation using seismic inversion method. The inversion is carried out by model-based inversion with respect to soft constraint technique. We have also compared to the result with sparse spike method. The error of model-based inversion calculated 2217,1. The result of inversion show coal bed methane is found on two coal zones at the Sajau Formation. In the Sajau Formation, two coal zones have acoustic impedance range 6600 - 8219 g / cc * ft / s. Zone 1 has a gas in-place at 118.15 BCF. Zone 2 has a gas in-place at 163.98 BCF. Model-based inversion result shows the distribution of reservoir coal bed methane at the Sajau Formation. The calculated of gas in-place from reservoir coal bed methane at the Sajau Formation is 282,13 BCF."

"ABSTRAKReservoir Mid Main Carbonate (MMC) merupakan bagian dari Formasi CibulakanAtas yang berumur Miosen awal. Berdasarkan data pemboran, lapisan MMCberpotensi sebagai reservoir batugamping dengan indikasi hidrokarbon berupa gas.Penelitian ini bertujuan untuk memetakan karakter reservoir dari MMC danpersebarannya di lapangan penelitian dengan menggunakan data yang terbatasdalam memetakan karakter reservoir daan persebaran dari lapisan MMC sehinggabisa ditentukan target pengembangan lapangan ke depan. Penelitian ini dilakukandengan data acuan berupa tiga sumur eksplorasi yang kurang tersebar dan jugaseismik post-stack 2D multivintage yang memerlukan proses optimalisasi terlebihdahulu. Proses balancing amplitude dan miss-tie seismik dilakukan untukmengurangi efek multivintage sebelum dilakukan inversi seismik dan upayakarakterisasi lebih detil dilakuakn dengan atribut Spectral Decomposition berbasisContinuous Wavelet Transformation. Karakter batugamping MMC ini terdiri daribatugamping-1 dan batugamping-2 yang keduanya merupakan fasies batugampingklastik backreef dengan nilai porositas efektif berkisar antara 5-15% dengan nilaiporositas tertinggi diketahui relatif berada pada daerah tenggara dan barat lautlapangan. Berangkat dari model porositas reservoir MMC, interpretasi struktur danintegrasi dengan hasil analisis Spectral Decomposition selanjutnya ditentukan letakjebakan migas yang diajukan sebagai target eksplorasi selanjutnya.

---

ABSTRACTThe Mid Main Carbonate (MMC) reservoir is part of the early Miocene UpperCibulakan Formation. Based on MMC drilling data, it has potential to be limestonereservoir with indication of gas hydrocarbon. This study aim is to map thecharacteristic of MMC reservoir and its distribution on the targeted field of researchbased on limited data, so that it can be determined the future field developmenttarget. This study was conducted with reference data in form of three exploratorywells and post-stack 2D multivintage seismic which requires optimization processprior to start characterization method. The process of balancing amplitude and misstieseismic is done first to reduce multivintage effect for the further seismicinversion which then detailed characterization were done using attribute of SpectralDecomposition based on Continuous Wavelet Transformation. The MMClimestone characteristic consists of limestone-1 and limestone-2, both of which arefacies of backreef clastic limestone with effective porosity values ranging from 5-15% with the highest known porosity value is relatively on the southeast andnorthwest regions of the area. Based on the MMC reservoir porosity model,structural interpretation and integration with Spectral Decomposition analysisresults this study then determined the location of proposed oil and gas traps as thenext exploration target."

"Membangun sebuah model reservoar membutuhkan informasi tentang parameter petrofisika. Parameter ini digunakan sebagai dasar dan masukan untuk analisis karakteristik reservoar yang akan digunakan sebagai penentu arah dan tujuan pengembangan reservoar. Adanya ketidak pastian distribusi spasial sifat petrofisika reservoar menimbulkan beberapa pertanyaan, bagaimana sebaran sifat petrofisika reservoar di setiap tempat dan ke mana arah penyebaran reservoar. Data seismik yang telah termigrasi terkadang masih memperlihatkan karakter refleksi yang kurang jelas sehingga menimbulkan ambiguitas dalam proses interpretasi. Dengan metode inversi seismik, jejak seismik dapat diubah menjadi impedansi akustik yang mewakili sifat fisik lapisan reservoar. Teknik ini mampu mempertajam bidang batas antar lapisan dan memperkirakan ketebalan lapisan. Telah dilakukan analisis AVO dan inversi seismik simultan untuk mengekstrak sifat petrofisika reservoar gas di lapangan Blackfoot. Dalam inversi simultan, Zp, Zs dan densitas dihitung secara langsung dari data pre-stack gather. Koefisien k, kc, m dan mc dihitung menggunakan data log sumur. ΔLS dan ΔLD merupakan deviasi antara data dengan hasil plot hidrokarbon. Setelah melakukan proses inversi dan mendapakan parameter impedansi P (Zp) dan impedansi S (ZS), proses selanjutnya adalah melakukan ekstrasi konstanta-konstanta elastik (inkompresibititas (λ) & rigiditas (µ)) dan melakukan cross-plot antara λρ vs µρ. Interpretasi kuantitatif dilakukan dengan memprediksi parameter-parameter petrofisika batuan dan arah penyebarannya. Interpretasi kualitatif untuk mengetahui tipe atau jenis batuan dan sebagai indikator ada tidaknya akumulasi hidrokarbon. Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa ketebalan zona target chanel Glauconitic yang diperoleh dari data sumur ± 7 m. Analisis AVO mampu mendeteksi keberadaan gas di lapangan Blackfoot tetapi hasilnya masih menimbulkan ambiguitas dalam interpretasi. Keberadaan zona gas terdeteksi di sekitar sumur 01-17 terbukti dengan nilai positif dari secondary attribute product (A*B) dan anomali negatif dari secondary attribute scaled Poisson's ratio. Pemisahan gas jelas terlihat dari hasil inversi simultan parameter petrofisiska Lambda - Rho. Sifat petrofisika ini dikaitkan dengan sifat inkompresibilitas fluida. Nilai Lambda - Rho yang kecil mengindikasikan adanya gas di area ini. Dari hasil penelitian ini secara keseluruhan disimpulkan bahwa lapangan Blackfoot merupakan reservoar sand, di mana pada lokasi sekitar sumur 01-17 berisi gas. Gas tersebar secara terbatas di sekitar sumur 01-17.

---

Reservoir model building needs petrophysical parameter information. This parameter is used as a base and input to analyze the characteristic of the reservoir which will be used as a guidance for reservoir development. The uncertainty of spatial distribution of the reservoir's petrophysic leads to questions, how is the spreads of the petrophysical parameter and where is the direction of the reservoir extension. Migrated seismic data sometime shows unclear reflection character which causing ambiguity in the interpretation. With seismic inversion method, seismic trace can be changed into acoustic impedance which represent the physical property of the reservoir layer. This technique enhance the layer boundary and give an estimation of layer thickness.

An AVO analysis and simultaneous seismic inversion have been applied to extract the petrophysic property of gas reservoir in Blackfoot field. In simultaneous inversion, Zp, Zs and density calculated directly from pre-stack gather data. k, kc, m and mc calculated using well log data. ΔLS and ΔLD are the deviation between data with hydrocarbon plot result. After the inversion process and generationg Pimpedance parameter (Zp) and S-impedance (Zs), the next process is to extract elastic constants (incompressibility (λ) & rigidity (µ)) and generate a cross-plot between λρ vs µρ. Qualitative interpretation has been done by prediction of rock petrophysic properties and direction of its extends. This interpretation is used to determine the rock type and as an indicator of hydrocarbon existence.

The result shows that the thickness of the target zone Glauconitic channel which is given by the well data is ± 7 m. AVO analysis is able to detect the gas existence in Blackfoot field, but the result is still giving ambiguity in interpretation. The gas zone detected in the surrounding of well 01-17, proved by the positive value of secondary attribute product (A*B) and the negative anomaly of secondary attribute scaled Poisson's ratio. Gas separation is clearly visible as a result of simultaneous inversion from petrophysical parameter Lambda - Rho. This petrophysical properties is then correlated with the fluid incompressibility. Small value of Lambda - Rho indicates the gas existence in the area. From the result of this research it is concluded that in general the Blackfoot field is a sand reservoir, where in the location near well 01-17 is filled with gas. The gas has a limited spreads arround well 01-17."

"Reservoar pada lapangan XYZ ini merupakan reservoar limestone globigerina berumur pertengahan - akhir miocene dengan ketebalan mencapai 140 meter, dan telah terpenetrasi oleh sumur XYZ dengan hasil berupa akumulasi gas. Seismik atribut dapat diaplikasikan untuk mengidentifikasi keberadaan gas tersebut. Studi ini difokuskan pada integrasi inversi seismik dan analisis kuantitatif dekomposisi spektral dengan tujuan lebih lanjut untuk menentukan perhitungan cadangan hidrokarbon.Inversi model based digunakan untuk menunjukan keberadaan reservoar yang memiliki porositas tinggi, dimana pada kasus ini daerah yang memiliki porositas 40-47 % menghasilkan nilai impedansi akustik yang relatif lebih rendah sekitar 4400-5500 (m/s)(gr/cc). Lebih lanjut, dekomposisi spektral CWT digunakan untuk mengidentifikasikan keberadaan dari reservoar hidrokarbon berdasarkan anomali frekuensi rendah dan atenuasi energi pada frekuensi tinggi. Pada studi ini frekuensi rendah berada pada 10-20 Hz dan frekuensi tinggi 30 - 40 Hz. Frekuensi 10Hz mampu merepresentasikan anomali frekuensi rendah dengan diikuti oleh atenuasi pada frekuensi yang lebih tinggi yaitu 20, 30 dan 40 Hz. Pada studi ini, analisis atenuasi dilakukan secara kuantitatif dengan pendekatan metode rasio spektral, dimana nilai gradien frekuensi dapat berasosiasi dengan faktor kualitas (Q). Pada zona reservoar didapatkan nilai Q rendah berkisar 25-30 yang mengindikasikan terjadi atenuasi yang kuat dalam medium tersebut. Nilai Q dapat memisahkan dua reservoar gas, dan zona air. Keberadaan air akan mengurangi nilai Q hingga mencapai 10.Analisis lebih lanjut untuk memisahkan dua unit reservoar maka dilakukan krosplot antara parameter porositas dan tekanan. Hasil krosplot menunjukan bahwa nilai Q akan bertambah seiring dengan bertambahnya tekanan,. Nilai Q akan berkurang seiring dengan bertambahnya porositas, akan tetapi, nilai Q akan lebih sensitif dengan keberadaan fluida cair.Hasil integrasi antara inversi seismik dan analisis kuantitatif dekomposisi spektral dapat membantu dalam mengkarakterisasi reservoar berdasarkan sifat fisiknya sehingga memudahkan dalam memetakan penyebaran secara lateral dengan tingkat keyakinan yang tinggi. Berdasarkan penyebaran secara lateral telah dilakukan perhitungan cadangan dengan menggunakan simulasi montecarlo sebesar 152.3 bcf.

---

Reservoir XYZ field is a Mid-late Miocene of Globigerina Limestone with 140 meters of thickness. It has been penetrated by XYZ well with contained of gas accumulation. Seismic attributes can be applied to identify the presence of gas. This study focused on the integration of seismic inversion and quantitative analysis of spectral decomposition in order to define the calculation of hydrocarbon reserves.Model based inversion used to indicate the existence of reservoirs that have high porosity, which in this case regions with 40-47% porosity value of acoustic impedance is relatively low at about 4400-5500 (m / s) (g / cc). In addition, Spectral decomposition CWT used to identify hydrocarbon reservoir with low frequency anomaly and attenuation of energy in higher frequency. In this study, low frequency at 10 - 20 Hz and high frequencies at 30 - 40 Hz. Frequency 10 Hz able to represented the low frequency anomaly and followed by attenuation in higher frequency 20, 30, and 40 Hz. In this study quantitative analysis of attenuation performed by the spectral ratio method approach, where the frequency gradient can be associated with quality Factor Q. In the reservoir zone has low Q value around 25 - 30 indicating a strong attenuation occurs in that medium. Q values can separate two gas reservoir, and water zones. The presence of water will reduce the value of Q up to 10.Further analysis for separation of two reservoir unit is performed by crossplot between porosity and pressure parameters. The results showed that the value of Q will increase along with increasing Pressure. Q values decreased with increasing Porosity. However, the value of Q will be more sensitive to the presence of liquid fluid.The result of the integration between seismic inversion and quantitative analysis of the spectral decomposition can aid in reservoir characterization based on its physical properties, making it easier to map the lateral distribution with a high level of confidence. Based on the lateral distribution, Reserve calculation has been performed using Montecarlo simulations and resulted 152.3 bcf of reserve."