Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian yang terletak di cekungan Jawa Timur Utara, di sebelah utara Pulau Madura, Indonesia, telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada Karbonat CD Formasi Ngimbang berumur Oligosen Awal. Karbonat Formasi ini diendapkan dalam lingkungan paparan. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 70 - 143 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST) berkisar antara 450 - 4,449 BOPD. Reservoar terdiri dari enam (6) zona dengan ketebalan tiap tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis ataupun karbonat yang ketat. Identifikasi rock type merupakan komponen yang esensial dalam proses karakterisasi reservoar. Dalam studi ini, rock typing bersama dengan analisa impedansi akustik dari data seismik 3D post stack telah dilakukan pada reservoar karbonat. Hasil kedua analisa tersebut dijadikan sebagai masukan untuk pemodelan geologi. Analisa detil core meliputi porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur yaitu sumur Salemba-B dan Salemba-C. Selanjutnya data dari kedua sumur tersebut digunakan untuk kalibrasi rock typing pada sumur yang tidak memiliki data core yaitu sumur Cibubur-A dan Sumur Salemba-A. Dari hasil analisa core, menunjukan tidak terdapat hubungan yang jelas antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas. Sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan. Identifikasi rock type secara petrofisika dilakukan menggunakan persamaan Windland R35 yang di kalibrasi dengan data core. Karena ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik maka analisa impedansi akustik tidak dapat membedakan zona-zona produktif. Sehingga analisa seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan pola karakter gross reservoar secara kualitatif. Untuk mendistribusikan zona produktive yang diperoleh dari analisa petrofisika secara lateral digunakan metoda geostatistik yang dipandu oleh hasil impedansi akustik. Hasil dari pemodelan geologi dapat digunakan untuk mendelineasi distribusi zona-zona produktive yang digunakan untuk pengembangan lapangan.

---

The presences of oil and gas in the North East Java Sea Basin, North of Madura Island, Indonesia, have been proven by four (4) wells drilled into the Early Oligocene CD Carbonate of the Ngimbang Formation. This formation was deposited within carbonate platform setting. The average gross thickness of carbonate ranges between 60 - 143 meters with very good deliverability of 450 ? 4,449 BOPD recorded from DST's. The reservoir comprises of six (6) zones with thickness of each zone ranges between 4 - 40 meters. Each zone is separated by either thin shale or tight carbonate.

Reservoir rock types identification is an essential component in the reservoir characterization process. Rock typing together with acoustic impedance analysis from post stack 3D seismic data was carried out on carbonate reservoir. The results of the analysis were used as input for the geological model. Detailed core analysis data covering core porosity, core permeability, and core lithofacies were done on Salemba-B and Salemba-C wells. The data from both wells then used for rock typing calibration for other wells which do not have any conventional core data i.e. Cibubur-A and Salemba-A wells.

Facies analysis from the core showed that no clear relation between core lithfacies with the poro-perm. Therefore the lithofacies based geological model from core was dificult to be performed. Rock type identification was calculated using Windland R35 equation which has been calibrated with core data. The productive zones were dificult to differentiate using accoustic impedance analysis due to the thickness of reservoar zonation is less than seismic resolution. Seismic data was only used to map the structure and qualitative gross reservoir charateristic. The geostatistical method was used to distribute the productive zone laterally identified from petrophysical analysis. The geological model produced was used to delineate the productive zones for field development."

"Keberadaan minyak dan gas bumi di daerah penelitian telah dibuktikan oleh empat (4) sumur yang dibor pada CD Karbonat Formasi Ngimbang. Rata-rata ketebalan karbonat berkisar antara 60 - 140 meter dengan kemampuan aliran sumur terbukti sangat bagus, dicerminkan dengan hasil tes sumuran (DST). CD Karbonat dibagi enam (6) zona aliran dengan ketebalan tiap zona berkisar antara 4 - 40 meter. Tiap zona dipisahkan oleh shale yang tipis atau pun karbonat yang ketat.Analisa detil core termasuk porositas, permeabilitas dan fasies dilakukan pada dua sumur. Hasil analisa menunjukan tidak terdapat hubungan antara lithofasies dengan porositas dan permeabilitas, sehingga pemodelan geologi berdasarkan pengelompokan lithofasies dari data core sulit untuk dilakukan.Kemudian pemodelan geologi dilakukan dengan melakukan perhitungan rock type secara petrofisika menggunakan persamaan Windland R35 dengan menggabungakan informasi yang diperoleh dari data core. Ketebalan zonasi reservoar berada di bawah resolusi seismik, sehingga analisa post stack 3d seismik yaitu analisa impedansi akustik tidak bisa membedakan zona-zona reservoar yang diidentifikasi dari sumur. Dalam tesis ini, data seismik hanya digunakan untuk pemetaan struktur dan tren karakter reservoar secara kualitatif untuk interval CD Karbonat secara keseluruhan. Untuk memetakan flow unit dari masing masing zona reservoar dalam model geologi, akan dilakukan secara statistik.

---

The presences of oil and gas in the North East Java Sea Basin, North of Madura Island, Indonesia, have been proven by four (4) wells drilled into the Early Oligocene CD Carbonate of the Ngimbang Formation. This formation was deposited within carbonate platform setting. The average gross thickness of carbonate ranges between 60 - 143 meters with very good deliverability of 450 – 4,449 BOPD recorded from DST’s. The reservoir comprises of six (6) zones with thickness of each zone ranges between 4 - 40 meters. Each zone is separated by either thin shale or tight carbonate. Reservoir rock types identification is an essential component in the reservoir characterization process. Rock typing together with acoustic impedance analysis from post stack 3D seismic data was carried out on carbonate reservoir. The results of the analysis were used as input for the geological model. Detailed core analysis data covering core porosity, core permeability, and core lithofacies were done on Salemba-B and Salemba-C wells. The data from both wells then used for rock typing calibration for other wells which do not have any conventional core data i.e. Cibubur-A and Salemba-A wells. Facies analysis from the core showed that no clear relation between core lithfacies with the poro-perm. Therefore the lithofacies based geological model from core was dificult to be performed. Rock type identification was calculated using Windland R35 equation which has been calibrated with core data. The productive zones were dificult to differentiate using accoustic impedance analysis due to the thickness of reservoar zonation is less than seismic resolution. Seismic data was only used to map the structure and qualitative gross reservoir charateristic. The geostatistical method was used to distribute the productive zone laterally identified from petrophysical analysis. The geological model produced was used to delineate the productive zones for field development. "

"Pemodelan Impedansi Akustik untuk Karakterisasi Reservoar Coalbed Methane pada daerah X di Riau dilakukan dengan menggunakan seismik inversi. Pada studi ini data seismik diinversi menjadi nilai impedansi akustik yang diturunkan dari data sumur untuk mengubah data volume seismik menjadi data volume impedansi akustik. Inversi model base digunakan untuk melakukan proses tersebut. Hasil dari proses inversi dapat memperkirakan keberadaan lapisan batubara yang dalam hal ini menjadi reservoar yang dicari. Kajian dalam terhadap hasil inversi ditekankan pada reservoar batubara yang terdapat pada lapisan batu pasir pada pengendapan pada formasi muara enim. Identifikasi reservoar pada data log sumur memperlihatkan indikasi yang jelas pada kedalaman antara 460 sampai 465 meter untuk Coal 1, dan juga pada kedalaman 604 ? 628 meter untuk Coal 2. Hasil inversi memperlihatkan bahwa distribusi nilai impedansi akustik mampu membantu mendeliniasi sebaran reservoar coalbed methane.

---

Reservoir Charactization of Coalbed Methane Using Acoustic Impedance Modeling of X Field, Riau is done by using seismic inversion. In this study the seismic inversion is constrained by well to change the volume of seismic data to the data volume of acoustic impedance. In this study model base inversion of seismic method is used to perform the inversion process. The inverted result is used as process to delinieate coal layering that as the reservoir.

This study is pointed out on sand reservoir, which was deposited at Muara Enim formation. Reservoir identification from log data shows a clear indication of reservoir at depths of 460 m - 465 m for Coal 1 and at depths of 604 m ? 628 m for Coal 2. AI inversion results are expected to help delineate the distribution of the Coalbed Methane reservoir."

"Karakterisasi reservoar hidrokarbon merupakan serangkaian proses yang meliputi interpretasi, analisis, serta evaluasi sebuah reservoar berdasarkan data geologi dan geofisika. Suatu reservoir hidrokarbon dapat diklasifikasikan sebagai suatu reservoar yang berkarakter ekonomis untuk eksplorasi dan produksi jika proses karakterisasi reservoir dilakukan dengan tepat secara kualitatif dan kuantitatif. Integrasi data geologi dan geofisika dapat bermanfaat bagi karakterisasi reservoar melalui pemanfaatan metode inversi seismik. Keberadaan hidrokarbon di Formasi Talang Akar, Cekungan Sumatra Selatan dianalisis menggunakan inversi seismik yang menggunakan data full-stack seismic secara model-based. Implementasi metode inversi model-based menggunakan properti seismik, yaitu impedansi akustik. Dengan mengintegrasi data sumur, dapat dihasilkan properti fisika batuan, seperti impedansi akustik gelombang-P (Zp) dan kecepatan gelombang-P (Vp). Pemanfaatan impedansi akustik dengan memperhatikan hasil analisis wavelet yang tepat untuk melaksanakan proses inversi dapat bermanfaat untuk melakukan prediksi litologi bawah permukaan penyusun reservoar hidrokarbon. Hasil inversi impedansi akustik dapat dielaborasikan untuk mendelineasi litologi sand dan shalesecara umum pada lingkungan pengendapan berupa delta-fluvial. Prediksi litologi melalui ketersediaan data Sumur BUDAPEST, CANNES, dan DEBRECEN pada reservoar pada studi penelitian ini berhasil memprediksi litologi berupa sand (Class 1) sebesar 40.89%, sand (Class 2) sebesar 38.08%, shale sebesar 37.20%, serta karbonat sebesar 53.34%.

---

Hydrocarbon reservoir characterization is a series of processes that include interpretation, analysis, and evaluation of a reservoir based on geological and geophysical data. A hydrocarbon reservoir can be classified as a reservoir with economical characteristics for exploration and production if the reservoir characterization process is carried out qualitatively and quantitatively. The integration of geological and geophysical data can be useful for reservoir characterization through the use of the seismic inversion method. The presence of hydrocarbons in the Talang Akar Formation, South Sumatra Basin was analyzed using seismic inversion which uses model-based, from full-stack seismic data. The implementation of the model-based inversion method uses acoustic impedance as the property. By integrating well data, rock physics properties can be generated, such as P-wave acoustic impedance (Zp) and P-wave velocity (Vp). Utilization of acoustic impedance by taking into account the results of the appropriate wavelet analysis to carry out the inversion process can be useful for predicting subsurface lithology making up hydrocarbon reservoirs. The results of acoustic impedance inversion can be elaborated to delineate sand and shale lithologies in general in delta-fluvial depositional environments. The lithology prediction through the availability of data on the BUDAPEST, CANNES, and DEBRECEN wells in the reservoir of research in this study succeeded in predicting lithology in the form of 40.89% sand (Class 1), 38.08% sand (Class 2), 37.20% shale, and 53.34% carbonate."

"Reservoir batupasir yang tersaturasi gas dengan zona target adalah Formasi Gumai merupakan perangkap statigrafis, reservoir penghasil gas yang cukup tebal memiliki efek AVO yang sangat signifikan. Analisis AVO dan inversi simultaneous telah digunakan untuk menghasilkan solusi yang lebih akurat dibandingkan dengan inversi impedansi akustik maupun inversi impedansi elastik. Inversi simultaneous ini menggunakan data angle stack dari variasi sudut datang berbeda dan kemudian secara bersamaan diinversi menggunakan wavelet hasil estimasi dari setiap stack untuk mendapatkan parameter elastik batuan seperti impedansi P, impedansi S dan densitas. Hasil inversi simultaneous diturunkan menjadi Lambda-Rho (Inkompresibilitas) dan Mu-rho (Rigiditas) yang merupakan parameter fisika batuan reservoir yang sensitif terhadap diskriminasi litologi dan identifikasi fluida yang digunakan untuk mendelineasi penyebaran batupasir dan gas Formasi Gumai pada Sub Cekungan Jambi.

---

Gas sand reservoir on Gumai Formation is a statigraphic trap, which is thick enough to have a good AVO effect. AVO analysis and simultaneous inversion has been applied to produce a more accurate solution than the acoustic impedance inversion and elastic impedance inversion. This simultaneous inversion used angle stack data from a different angle variations, and then simultaneously invert using wavelet estimation results from each stack to obtain an elastic rock parameters such as P impedance, S impedance and density. The results of simultaneous inversion derived to Lambda-Rho (Incompressibility) and Mu-rho (Rigidity) which are the reservoir rock physics parameters that are sensitive to litology discrimination and fluid identification are used to deliniate distribution of sandstone and gas Gumai Formation in the Sub Basin of Jambi."

"Lapangan Krisna terletak di bagian barat blok South East Sumatra (SES), Cekungan Sunda. Produksi minyak utama Lapangan Krisna B dan C berasal dari batugamping Formasi Baturaja Unit Baturaja Bawah yaitu LBR. LBR berasosiasi dengan fasies reef, shallow marine deposit, foreslope deposit, dan open marine. Prediksi porositas dari inversi impedansi akustik menjadi tantangan karena tidak mudah untuk memprediksi porositas area porous dan tight dengan resolusi seismik pada puncak buildup LBR berada di bawah tuning thickness. Feasibility analysis menunjukkan impedansi akustik dapat memisahkan litologi batugamping (carbonate) dan batuserpih (shale), dengan nilai impedansi akustik (IA) untuk good reservoir pada LBR adalah 22500-32500 gr/cm3.ft/s, IA< 22500 gr/cm3.ft/s adalah shale, dan IA>32500gr/cm3.ft/s adalah tight carbonate. Nilai impedansi akustik rendah berkorelasi dengan nilai porositas sumur yang tinggi. Pemodelan porositas menggunakan metode Sequential Gaussian Simulation (SGS) dengan impedansi akustik sebagai variabel sekunder kriging. Model porositas dengan keterpengaruhan impedansi akustik 60% menunjukkan korelasi terbaik sebesar 0.73 dengan porositas sumur. Porositas tertinggi berkorelasi dengan asosiasi fasies reef. Peta sebaran porositas LBR nantinya dapat dipakai untuk identifikasi prospek sumur pengembangan lainnya di Lapangan Krisna B dan C.

---

Krisna Field is located in the western part of South East Sumatra (SES), Sunda Basin. Main oil production in Krisna B and C Field is from lower baturaja (LBR) formation. LBR interpreted as reef facies association, shallow marine deposit facies association, foreslope deposit facies association and open marine facies association. Porosity prediction from acoustic impedance inversion is challenge since there is not easy to predict the porous and tight zone with resolution of seismic in the crest of LBR buildup is below tuning thickness. Feasibility analysis showed that acoustic impedance could distinguish limestone carbonate from shale, with good reservoir acoustic impedance (AI) value 22500-32500gr/cm3.ft/s, AI<22500gr/cm3.ft/s for shale, and AI>32500gr/cm3.ft/s for tight carbonate. Low acoustic impedance value is correlated with high porosity value from the wells. Porosity modeling used Sequential Gaussian Simulation (SGS) method with acoustic impedance as kriging secondary variable. Porosity model with 60% AI has the best correlation about 0.73 with porosity from wells. The highest porosity is correlated with reef facies association. LBR porosity distribution could be used for infill prospect in Krisna B and C Field."

"Impedansi akustik merupakan suatu besaran fisika batuan bawah permukaan bumi yang berasal dari perkalian kecepatan dan densitas. Nilai impedansi akustik dapat diperoleh dari data seismik dengan mengubah data tersebut ke dalam bentuk reflektivitas dengan dipandu data sumur. Ada beberapa algoritma yang dapat digunakan dalam menghitung nilai impedansi akustik diantaranya adalah metode Bandlimited atau yang lebih dikenal dengan Rekursif. Metode ini menerapkan perhitungan nilai impedansi akustik dengan mengacu pada nilai impedansi akustik pada lapisan diatasnya. Pada studi ini dilakukan estimasi impedansi akustik dengan software komersial dan pengembangan program berbasis Matlab. Analisis keluaran impedansi akustik dengan software komersial hasil optimumnya diperoleh pada frekuensi cut off 85 Hz, sedangkan pada Matlab hasil optimumnya diperoleh pada frekuensi 20 Hz (low frequency) dan 60 Hz (high frequency). Adapun untuk nilai Impedansi Akustik yang diperoleh dari kedua software memiliki korelasi sebesar 0.928. "

"Pemodelan impedansi akustik dapat memberikan gambaran fisis batuan dalam karakterisasi reservoar. Metode inversi yang diterapkan untuk mendapatkan model impedansi akustik pada Daerah ?X?, Sumatera Selatan menunjukan bahwa litologi karbonat platform pada formasi Batu Raja dan batuan pasir (sand) pada formasi Gumai dan Talang Akar dapat terpisahkan dengan baik. Reservoar karbonat yang memenuhi kriteria pada formasi Batu Raja terlihat pada nilai anomali impedansi akustik yang cukup rendah (11000-12100 m/s.gr/cc) dengan nilai porositas sekitar 8-11%. Analisis terintegrasi berdasarkan model impedansi akustik, data sumur, model estimasi porositas, data seismik dan data geologi regional menunjukkan bahwa zona persebaran reservoar terkonsentrasi pada bagian barat laut hingga tenggara daerah penelitian.

---

Modeling acoustic impedance is applied to describe physical properties of rocks in the reservoir characterization. Inversion method which is used to obtain acoustic impedance model on the Region "X", South Sumatra shows that the lithology of carbonate platforms in the Batu Raja and rock formations of sand on Gumai and Talang Akar formation can be separated well. Carbonate reservoir that meets the criteria in the formation of the Batu Raja looks at the value anomaly with low acoustic impedance (11000-12100 m / s.gr / cc) with a porosity value about 8 to 11%. Integrated analysis based on acoustic impedance model, well data, the model porosity estimation, seismic data and regional geological data indicate that the distribution of reservoir zones are concentrated in the northwest to the southeast area of research."

"Formasi Balikpapan yang terletak pada lapangan KEVEV, Cekungan Kutai merupakan reservoir batupasir yang cukup baik sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon. Dalam penelitian ini, telah dilakukan inversi impedansi akustik AI pada seismik 3D untuk mengetahui karakteristik dari lapisan target pada formasi Balikpapan di Lapangan KEVEV, Cekungan Kutai, Kalimantan. Inversi impedansi akustik pada data seismik yang dilakukan berbasis model dimana pembuatan model dikontrol oleh 6 Sumur yang digunakan dan juga 1 Horizon. Pada hasil inversi AI dilakukan slice untuk mendapatkan daerah low-Impedance yang berpotensi sebagai lapisan pasir sehingga dapat mengindikasikan adanya hidrokarbon pada lapangan "KEVEV" berdasarkan nilai impedansi akustik dan porositas. Dari proses inversi AI yang dilakukan pada data seismik 3D di Lapangan KEVEV diperoleh harga impedansi akustik untuk lapisan Horizon x adalah antara 20.000 ft/s g/cc-27.000 ft/s g/cc. Setelah dikonversikan menjadi porositas, didapatkan harga porositas untuk Horizon X sebesar 20-24 . Zona prospek hidrokarbon diindikasikan terdapat pada puncak dekat dengan sumur KEVEV 0060.Untuk sumur pengembangan berikutnya sebaiknya dilakukan di dekat titik tersebut.

---

Balikpapan formation, which is located in KEVEV field, Kutai Basin, is a quite good sandstone reservoir as a place where hydrocarbons are accumulated. In this study, Acoustic Impedance AI Inversion in 3D seismic, have been done to interpret characteristic of the target rsquo s layer in Horizon X, KEVEV field, Kutai Basin, Kalimantan. Acoustic impedance seismic inversion, which based on model controlled by 6 wells and 1 horizon.

The results of Al inversion sliced to get the low impedance area which are potential as a sand layer, so that the hydrocarbon can be indicated in KEVEV field, based on the value of acoustic impedance and porosity. The result of acoustic impedance inversion from 3D seismic data in KEVEV Field controlled by Horizon X is in range 20.000 ft s g cc - 27.000 ft s g cc. After being converted in to porosity, the value of porosity for Horizon X is obtained. The value is 20 - 24. Hydrocarbon prospect zone is indicated in the high structure, near to KEVEV 0060 well. The next develop well ought to be near that point."

"Skripsi ini memaparkan aplikasi metode inversi Akustik Impedans (AI) dan Dekomposisi Spektral pada data seismik di lapangan ?Upper? Norway. Tujuan dari aplikasi metode seismik inversi ini adalah untuk identifikasi reservoir batupasir yang memiliki ketebalan dibawah resolusi seismik. Metode inversi Model Based, digunakan untuk mendapatkan hasil analisis yang baik. Dilakukan teknik plot silang dari data sumur untuk mendapatkan persamaan antara nilai impedansi akustik dan nilai porositas, setelah itu dilakukan transformasi dari penampang impedansi akustik menjadi penampang porositas. Hasil interpretasi peta distribusi inversi impedansi akustik akan menunjukkan zona kemungkinan reservoir. Kemungkinan adanya reservoir ditandai oleh porositas rendah dengan nilai impedansi akustik yang relatif tinggi. Dekomposisi spektral digunakan untuk melihat konten yang ada pada lapangan Upper dimana kemungkinan di lapangan tersebut adanya gas atau minyak. Kemungkinan tersebut dapat terlihat dari analisa pola respon frekuensi.

---

This thesis describes the application of acoustic impedance inversion method (AI) and Spectral Decomposition of the seismic data in the field "Upper" Norway. The purpose of this application is the method of seismic inversion for the identification of reservoir sandstones having a thickness below seismic resolution. Based Model inversion method, is used to obtain analytical results are good. Performed cross plot technique of well data to obtain similarities between acoustic impedance values and porosity values, after the transformation of the cross-section of the acoustic impedance into porosity cross section.

Results interpretation acoustic impedance inversion distribution map will show the possibility of the reservoir zone. The possibility of a reservoir characterized by low porosity with acoustic impedance values relatively high. Spectral Decomposition is used to view the content available on the Upper field where the possibilities in the field presence of gas or oil. The possibility can be seen from the analysis of the frequency response pattern."