Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 93841 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Veny Anggraini
Identifikasi rock type menggunakan metode pore geometry structure pada reservoar karbonat formasi Tuban = Identification of rock type using pore geometry structure method on carbonate reservoir Tuban formation
"ABSTRAK
Cekungan Jawa Timur Utara memiliki banyak lapangan minyak yang telah di eksplorasi dan terbukti menghasilkan hidrokarbon, salah satunya lapangan Cloud. Lapangan ini telah memproduksi minyak mentah rata ? rata 2500 hingga 5000 BOPD per sumurnya. Dalam penelitian ini, dilakukan identifikasi rock type menggunakan pendekatan metode pore geometry structure (PGS) yang diharapkan dapat menjadi salah satu metode yang handal dalam meningkatkan kualitas karakterisasi reservoar karbonat Formasi Tuban. Lapangan Cloud memiliki data core berupa pengukuran porositas dan permeabilitas sebanyak 113 core plug dan 13 diantaranya memiliki data mercury injection capillary pressure (MICP). Selain itu digunakan data sumur sebanyak 5 buah. Analisis petrofisika dilakukan untuk mengetahui nilai parameter?parameter petrofisika pada masing?masing sumur. Selanjutnya dilakukan analisis PGS yang merupakan kunci utama dalam mengidentifikasi rock type. Terdapat 4 rock type pada lapangan ini yang diklasifikasi berdasarkan trend gradien kemiringan kurva PGS yaitu RRT1 memiliki gradien sebesar 0.4448; RRT2 memiliki gradien sebesar 0.4124; RRT3 memiliki gradien sebesar 0.3149; dan RRT4 memiliki gradien sebesar 0.2379. Identifikasi rock type menggunakan metode PGS dapat disebar pada interval sumur reservoar karbonat Formasi Tuban. Prediksi permeabilitas berdasarkan metode PGS dianggap sebagai quality control dalam persebaran rock type. Persebaran rock type dilakukan menggunakan pendekatan multi resolution graph based on clustering sehingga didapatkan rock type pada interval sumur reservoar karbonat Formasi Tuban.
ABSTRACT
North East Java Basin has many oil fields that have been proven to produce hydrocarbons. Cloud Field which is located in the North East Java Basin has been producing crude oil around 2500 to 5000 BOPD. This study has been focused on identifying rock types of carbonate reservoir in the Tuban Formation using Pore Geometry Structure (PGS) method. Cloud Field has core data and well-logging data. The core data are in the form of core porosity and permeability measurements of 113 core plug and 13 of them have data mercury injection capillary pressure (MICP), while well-logging data come from 5 wells. Petrophysical analysis has been conducted to determine the value of petrophysical parameters on each well. The analysis result shows that there are four rock types in Cloud Field which are classified based on the trend slope of the curve are RRT1 PGS had a gradient of 0.4448; RRT2 had a gradient of 0.4124; RRT3 had a gradient of 0.3149; and RRT4 had a gradient of 0.2379. Identification of rock type using PGS method can be deployed in Tuban Formation carbonate reservoir zone. Permeability prediction based on PGS method has been considered as quality control in the distribution of rock types. Rock type distribution is determined using an approach based on multi-resolution graph clusterin."
2015
S58817
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Adinda Nabila Herdani
Identifikasi dan studi komparasi metode rock typing winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan pittman pada reservoir karbonat, formasi kais, lapangan "A" = Identification and comparative study of winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), and pittman rock typing methods in carbonate reservoir, kais formation, field "A"
"Karakterisasi reservoir merupakan salah satu upaya efektif yang dapat dilakukan untuk perhitungan cadangan hidrokarbon dan digunakan dalam melakukan reservoir pada penggunaan lebih lanjut. Dengan menggunakan data core dapat menggambarkan keadaan sumur berdasaarkan keadaan sesungguhnya. Namun, tidak semua sumur memiliki data core dan tantangan lain dalam karakterisasi reservoir adalah parameter permeabilitas tidak selalu menjukkan hubungan linier dengan porositas. Sehingga perlu dilakukannya pendekatan metode guna mendapatkan estimasi permeabilitas. Pada studi ini dilakukan klasifikasi batuan berdasarkan karakteristik petrofisika yang didapat dari data dan RCAL dengan pendekatan metode rock typing Winland, Hydraulic Flow Unit (HFU), dan Pittman. Pada penelitian ini terdapat 3 sumur, dilakukan perhitungan parameter petrofika dan dilakukan perhitungan prediksi permeabilitas pada masing-masing sumur. Dengan menggunakan Sumur K-2 yang dijadikan sebagai sumur referensi, dilakukan komparasi metode. Hasil komparasi metode terbaik kemudian dipilih untuk dilakukan propagasi pada sumur lainnya. Propagasi rock type yang dilakukan pada tiap sumur menggunakan pendekatan MRGC. Hasilnya, dengan menggunakan metode Winland, HFU, dan Pittman didapatkan nilai koefisien determinasi permeabilitas core dan estimasi permeabilitas beruturut-turut adalah 0,5865 untuk metode Winland, 0.8852 untuk metode HFU, dan 0,3031 untuk metode Pittman. Reservoir characterization is an effective process to get a calculation of hydrocarbon reserves and to conduct modeling reservoir for further use. Well core data can provide information based on actual well conditions. RCAL data is a core data which consists of porosity and permability parameters. However, not all wells have core data. Another challenge in the reservoir characterization is permeability cant be determined just by a classical plot with porosity. Rock typing is a method that can be used to classify rock type in reservoir rocks into different units and determine permeability value of rocks. The aims of this study are to present petrophysical parameters and the result of a comparison from the application of some rock typing methods in Carbonate Reservoir Kais Formation, field A. In this study conducts rock classification based on petrophysical characteristics obtained from wireline log data and core porosity and core permeability data with Winland, Hydraulic Flow Unit, and Pittman rock typing methods. This study uses 3 wells, to get calculation petrophysical parameters and permeability prediction on each well. Well K-2 established as a reference well is used to choose the best rock typing method from comparison. The best method to be applied to reference well is used for propagation in other wells. Propagation rock type performed on each well using MRGC (Multi Resolution Graph Clustering) approach. The result shows the coefficient of determination (R2) core permeability and permeability estimates respectively Winland, HFU, and Pittman methods were 0.5865 for the Winland method, 0.8852 for the HFU method, and 0.3031 for the Pittman method."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2019
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Syem Haikel
Klasifikasi tipe batuan serta studi komparasi beberapa metode rock typing dan classifier pada reservoar sumur karbonat lapangan "S" Jawa Timur = Rock type classification and comparison study using rock typing and classifier methods in carbonate reservoir field "S" of East Java Indonesia
"ABSTRACT
Metode rock typing adalah suatu metode yang dapat digunakan untuk menentukan nilai permeabilitas batuan dan mengklasifikasikan tipe batuan menjadi beberapa kelompok berdasarkan kondisi batuan sebenarnya. Penelitian ini menggunakan beberapa metode rock typing, yaitu metode Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, dan Pore Geometry Structure PGS. Penelitian ini menggunakan tiga sumur yang memiliki data core sebagai sumur referensi untuk digunakan metode-metode tersebut. Tujuan utama adalah melakukan komparasi dan memilih metode terbaik dari keempat metode tersebut. Kemudian menggunakan hasil metode rock typing untuk membuat model klasifikasi dan diaplikasikan kedalam sumur target yang tidak memiliki data core. Untuk klasifikasi, penelitian ini menggunakan dan melakukan komparasi metode Na ve Bayes dan Random Forest. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa metode Lucia dan Na ve Bayes adalah metode rock typing dan classifier terbaik untuk penelitian ini. Kedua metode tersebut memiliki crossplot hubungan AI dan SI yang distribusinya terseparasi dengan baik berdasarkan kelas tipe batuannya. Sehingga untuk penelitian selanjutnya, hasil tersebut dapat digunakan dan diaplikasikan kedalam model seismik.
ABSTRACT
Rock typing is a method that can be used to determine permeability value of rocks and classify rock type in reservoir rocks into different units based on actual rocks conditions. This study uses several rock typing methods, that are Lucia, Flow Zone Indicator FZI, Winland R35, and Pore Geometry Structure PGS. This study uses three wells that have core data as reference wells for those methods. First objective is comparing those four methods and choose the best method for our study. Then, using the result of rock typing method to make a classification model and is applied into target wells that don rsquo t have core data. For classification, this study uses and compares Na ve Bayes and Random Forest method. The result shows Lucia and Na ve Bayes is the best rock typing and classifier method. Those methods able to have AI and SI crossplot which distributed separately well based on its rock type. So for future works, that results can be used and applied into seismic model."
2018
S-Pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Sitinjak, Ricky Christian
Penentuan fasies reservoar karbonat terumbu dengan pendekatan analisis petrofisik flow zone indicator dan elektrofasies pada formasi tuban lapangan RCS = Determination of reef carbonate reservoir facies using petrophysical analysis flow zone indicator and electrofacies approach on tuban formation RCS field
"[ABSTRAK
Studi karakterisasi reservoar merupakan salah satu studi dalam menginterpretasi reservoiar berdasarkan pada data bawah permukaan. Karakterisasi reservoir dalam penelitian ini dilakukan pada lapangan RCS yang merupakan lapangan dengan reservoar utama berupa batuan karbonat terumbu pada Formasi Tuban. Studi karakterisasi reservoar batuan terumbu sangat menarik dan pada penelitian ini dilakukan dengan pendekatan analisis petrofisik, analisis FZI dan analisis Elektrofasies. Dari keseluruhan hasil analisis ini terdapat lima tipe batuan melalui data batuan inti. Nilai FZI bervariasi mulai dari 0.145 ? 9. Nilai PHIE dan SWT bervariasi pada masing-masing yang akan dipakai pada analisis Elektrofasies. Dari hasil analisis elektrofasies terdapat lima tipe batuan di sepanjang zona interval batuan inti. Kemudian dari kombinasi keseluruhan hasil analisis ini didapat interpretasi lingkungan pengendapan bahwa lingkungan pengendapan fasies ini berada pada lingkungan carbonate platform pada bagian back barrier hingga barrier.
ABSTRACT
Reservoir characterization study is one of a study based on the subsurface data reservoiar interpretation. Reservoir characterization for this study conducted at the RCS field with the main reservoir is carbonate rock reefs in the Tuban Formation. Reef carbonate reservoir characterization study is very interesting and in this study the research conducted by using petrophysical analysis, FZI analysis and elektrofasies approach. From the overall results of this analysis, there are five types of rock through the core rock data. FZI values ranging from 0.145 - 9. Value of PHIE and SWT varies on each that will be used in the analysis of elektrofasies. From the analysis of elektrofasies there are five types of rocks along the core interval. Then from the combination of the overall results of the analysis obtained with depositional environment interpretation that this facies depositional environment is in the carbonate platform expecially at the back barrier to barrier., Reservoir characterization study is one of a study based on the subsurface data reservoiar interpretation. Reservoir characterization for this study conducted at the RCS field with the main reservoir is carbonate rock reefs in the Tuban Formation. Reef carbonate reservoir characterization study is very interesting and in this study the research conducted by using petrophysical analysis, FZI analysis and elektrofasies approach. From the overall results of this analysis, there are five types of rock through the core rock data. FZI values ranging from 0.145 - 9. Value of PHIE and SWT varies on each that will be used in the analysis of elektrofasies. From the analysis of elektrofasies there are five types of rocks along the core interval. Then from the combination of the overall results of the analysis obtained with depositional environment interpretation that this facies depositional environment is in the carbonate platform expecially at the back barrier to barrier.]"
2015
T44947
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Valentina Hemas Widianova
Identifikasi kandungan fluida dan rock typing pada reservoar karbonat formasi paciran di lapangan "S" berdasarkan analisis fasies dan hydraulic flow unit = Identification fluid content and rock typing in carbonat reservoir formation paciran limestone field "S" based on Facies and hydraulic flow unit
"Karakterisasi reservoir merupakan langkah penting yang harus dilakukan untuk menentukan melakukan modeling dalam perhitungan cadangan hirdrokarbon dalam suatu reservoar. Dengan menentukan nilai saturasi air, prediksi dan penyebaran permeabilitas, serta konektifitas antar sumur merupakan hal yang krusial dalam mengevaluasi suatu lapangan, terutama dalam hal membangun model dinamik. Dimana nantinya hal ini akan berpengaruh pada prediksi kinerja reservoir. Tujuan dari paper ini adalah menyajikan hasil perhitungan volume shale, porositas, saturasi air, dan prediksi permeabilitas reservoar pada lapangan ldquo;S rdquo; pada formasi Paciran Limestone serta melakukan pengujian terhadap data core dari uji laboratorium yang disesuaikan dengan kondisi tekanan reservoar. Beberapa metode yang digunakan khususnya untuk prediksi permeabilitas adalah metode regresi power dengan kontrol HFU, regresi power dengan kontrol dari fasies, dan juga metode coaste dumair.Lapangan ini memiliki tiga sumur reservoar, terletak di lepas pantai Bali Utara. Data yang tersedia yaitu data wireline triple combo dan RFT , routine core, dan SCAL untuk masing-masing sumur, serta data petrografi, dan data formation electricity pada salah satu sumur. Dilakukan perhitungan dari ketiga metode prediksi tersebut pada tiap ndash; tiap sumur. Diperoleh hasil prediksi permeabilitas yang berbeda dari hasil ketiganya. Pada perhitungan saturasi air digunakan metode Indonesia dan Archie.Dari pengolahan data yang dilakukan didapat nilai rata ndash; rata untuk ketiga sumur yaitu 0.04 untuk volume shale, 45 untuk porositas total, 0.34 -1 untuk saturasi air, dan 0.45 ndash; 78 mD dengan kontrol HFU. Hasil perhitungan tersebut telah sesuai dengan pengujian terhadap data dari core, baik data XRD untuk validasi volume shale,permeabilitas dan porositas core, hingga data capillary pressure. Untuk GWC terdapat pada 3394 ft MD, dari data petrography dapat diindentifikasi bahwa tidak terdapat secondary porosity pada lapangan ldquo;S rdquo.
Reservoir characterization is an important step that must be done to determine the conduct modeling in calculation of reserves hydrocarbon performance of a reservoir. By determining the value of water saturation, permeability prediction and dissemination, as well as connectivity between wells are crucial in evaluating the field, especially in terms of building a dynamic model. This eventually will affect reservoir performance predictions. The purpose of this paper is to present the results of a comparison of the application of some methods in determining reservoir permeability prediction in the field S on Paciran limestone formation and conducted tests on the data from the core permeability laboratory tests tailored to the reservoir pressure conditions. Some of the methods used is power regression method with HFU control, power regression with facies control, and also Coaste Dumair method.This field has three wells reservoir, with type carbonate reservoir. This field lies offshore North Bali. The available data is data of wireline triple combo and RFT , routine core, and SCAL to each well, and petrography data, and the formation of electricity data in one of the wells. The third method of calculation of such predictions on each well. Different permeability prediction result obtained from the used three methods. In the calculation of water saturation used Indonesia and Archie methods.From the processing data shows average value for the wells that has 0.04 shale volume, 45 of total porosity, 0.34 ndash 1 of saturation water, and 0.45 ndash 78 MD of permeability prediction from HFU control. Those calculation result are appropriate with validation from data core, from XRD that validate volume shale till capillary pressure to validate the water saturation. Then the GWC is at MD 3394 ft, also the petrography data verify that there is no secondary porosity in this fields."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2017
S67026
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Tamara Suhede
Identifikasi rock-type dan prediksi nilai permeabilitas untuk karakterisasi reservoir lapangan X formasi Minahaki Cekungan Banggai Sula = Rock-Type identification and predict permeability for reservoir characterization field X Minahaki Formation Banggai - Sula Basin
"Saat ini, sekitar 40% produksi hidrokarbon dunia berasal dari reservoir karbonat. Berbeda dengan reservoir silisiklastik, reservoir karbonat memiliki karakteristik dengan tingkat heterogenitas lebih tinggi. Rock typing adalah metode klasifikasi batuan reservoir berdasarkan karakteristik spesifiknya kedalam satuan berbeda. Tujuan dari identifikasi rock type ini adalah menyederhanakan karakterisasi yang disebabkan oleh heterogenitas batuan reservoir. Identifikasi rock type pada tugas akhir ini menggunakan metode FZI, Winland-R35, dan Lucia. Metode ini dapat digunakan pula untuk memprediksi nilai permeabilitas pada uncored interval. Data yang digunakan pada penelitian ini adalah RCAL dan wireline log. Pengolahan data menggunakan perangkat lunak Interactive Petrophysics, dan Microsoft Excel. Berdasarkan hasil identifikasi, rock type atau flow unit berdasarkan metode FZI dibagi menjadi enam flow unit, berdasarkan metode winland-R35 dibagi menjadi empat tipe pore throat dengan sembilan flow unit, dan berdasarkan identifikasi klasifikasi lucia, kelas petrofisika dibagi kedalam kelas dua dan kelas tiga. Pada interval rock type yang tidak memiliki data core diprediksi menggunakan artificial neural network. Input porositas pada prediksi permeabilitas terdiri dari porositas sonik dan total (terkoreksi serpih). Prediksi permeabilitas paling baik ditemukan menggunakan metode FZI, dengan input porositas total.
Currently, about 40% of the world's hydrocarbon production comes from carbonate reservoirs. In contrast to siliciclastic reservoirs, carbonate reservoirs have characteristics with a higher degree of heterogeneity. Rock typing is a method of classification of reservoir rocks based on their specific characteristics into different units. The purpose of this rock type is to simplify the characterization caused by the heterogeneity of reservoir rocks. Rock type identification in this final project uses the FZI, Winland-R35, and Lucia methods. This method can also be used to predict permeability value at the uncored interval. The data used in this study were RCAL and wireline logs. Data processing using Interactive Petrophysics, and Microsoft Excel software. Based on the identification, rock type or flow unit from FZI method is divided into six, winland-R35 method flow unit is divided into four types of pore throat with nine flow units, and based on identification of lucia classification, the petrophysics class is divided into second and third class. Rock type of uncored interval is predicted using an artificial neural network. Porosity input in permeability prediction are using sonic and effective porosity (shale corrected). The best prediction of permeability was found using FZI method with effective porosity input"
Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2020
S-pdf
UI - Dokumentasi  Universitas Indonesia Library
cover
Siska Dwi Wahyuni
Karakterisasi reservoir karbonat dengan inversi tipe pori menggunakan pemodelan differential effective medium (DEM) pada Lapangan "X" di Jawa Timur = Carbonate reservoir characterization with pore type inversion using differential effective medium (DEM) model at "X" Field in East Java
"Sistem pori pada reservoir karbonat sangat kompleks dibanding sistim pori pada batuan klastik. terdapat tiga jenis klasifikasi tipe pori pada batuan karbonat, yaitu Interparticle, Stiff dan Crack. Kompleksitas tipe pori tersebut dapat menyebabkan perubahan kecepatan gelombang-P sebesar 40%, serta membuat pengkarakterisasian reservoir karbonat menjadi hal yang sulit ketika estimasi gelombang S dilakukan hanya dengan tipe pori dominan saja (interparticle). Oleh karena itu, pemodelan modulus elastis batuan dengan memperhitungkan kompleksitas tipe pori pada batuan karbonat menjadi hal yang penting. Differential Effective Medium (DEM) merupakan salah satu metoda pemodelan modulus elastis batuan yang memperhitungkan heterogenitas tipe pori pada batuan karbonat dengan melakukan penambahan inklusi tipe pori sedikit demi sedikit kedalam material induk (host material) hingga proporsi materi yang diinginkan tercapai. Selain modulus elastis yang telah memperhitungkan heterogenitas tipe pori, pada penelitian ini juga dihasilkan jenis pori sekunder, persentase dari tipe pori primer dan sekunder, serta estimasi kecepatan gelombang shear.
Pore system in the carbonate reservoirs are very complex than the pore system on clastic rocks . There are three types of classification of pore types in carbonate rocks , the interparticle , Stiff and Crack . The complexity of the pore types can cause changes in P-wave velocity by 40 % , as well as create a carbonate reservoir characterization becomes difficult when the S wave estimation is done only with the type of dominant pore ( interparticle ) . Therefore , modeling the elastic moduli of rock taking into account the complexity of type pores in carbonate rocks become essential. Differential Effective Medium ( DEM ) is a method of modeling the elastic moduli of rock that takes into account the heterogeneity of types of pores in carbonate rocks by adding a pore -type inclusions little by little into the parent material ( host material ) until the proportion of the material is reached. In addition to the elastic moduli which has taken into account the heterogenity of pore type. This research also produced the type of secondary pores , percentage of primary and secondary pore types , and the estimation of shear wave velocity."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2016
S65348
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Harahap, Ryan Faisal
Karakterisasi reservoir karbonat berbasis tipe pori menggunakan pemodelan rockphysics pada lapangan "RF" cekungan Sumatera Utara = Pore type-based carbonate reservoir characterization using rockphysics modeling of "RF" field North Sumatera basin.
"Heterogenitas dan kompleksitas menjadi alasan utama reservoir karbonat menawarkan tantangan tersendiri dalam proses karakterisasinya dibandingkan dengan reservoir silisiklastik. Reservoir ini dapat memiliki tipe pori yang bervariasi yang dapat mempengaruhi perubahan nilai Vp hingga sebesar 40%. Variasi tipe pori bergantung pada lingkungan pengendapan dan proses diagenesa dimana tipe pori ini sangat berkorelasi dengan permeabilitas. Differential Effective Medium (DEM) diimplementasikan untuk memodelkan modulus elastis medium efektif dengan mempertimbangkan efek dari kompleksitas pori batuan. Kompleksitas pori ini dalam pemodelan diklasifikasikan menjadi tiga tipe pori geofisika, yaitu stiff pore, interparticle pore, dan microcrack. Model rockphysics hasil pemodelan kemudian digunakan untuk menghitung nilai Vs. Hasil inversi tipe pori menunjukan bahwa daerah penelitian didominasi oleh interparticle dan microcrack. Hasil dari pemodelan 1D kemudian disebarkan ke volume seismik untuk mengetahui distribusi spasial tipe pori. Hasil analisis sensitifitas menunjukan bahwa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas memiliki korelasi yang baik dengan tipe pori. Oleh karena itu Probabilistik Neural Network digunakan untuk menyebarkan tipe pori ke seismik dengan data training berupa impedansi akustik, impedansi shear, dan porositas. Hasil training dengan nilai korelasi 0.92 kemudian diaplikasikan ke seismik. Hasil ini kemudian digunakan untuk interpretasi zona dengan permeabilitas paling baik.
Heterogeneity and Complexity are the main reasons why carbonate reservoirs offer a great challenge for its characterization compared to silisiclastic reservoirs. Carbonate reservoirs are known for its variable pore type and this variability can affect the Vp value up to 40%. Pore type can vary depending on its depositional environment and diagenetic processes and these pore types are highly correlated with permeability. Differential Effective Medium is used to model the elastic modulus of effective medium that takes into account the effect of complexity of rock pore type. This complexity, in modelling, is divided into three geophysical pore types, which are stiff pore, interparticle pore, and microcrack. The resulting rockphysics model is then used to calculate the value of Vs. Pore type inversion shows that the dominant pore types in this study area are interparticle and microcrack. The results of 1D modelling are then distributed to seismic volume to map the spatial distribution of pore type. Sensitivity analysis shows that acoustic impedance, shear impedance, and porosity have a good correlation with pore type. Therefore, Probabilistic Neural Network is used to distribute 1D pore type to seismic volume by using acoustic impedance, shear impedance, and porosity as a training data. The training result, with correlation coefficient of 0.92, is then applied to the seismic volume. The resulting volume is then used to interpret the zones with best permeability."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2020
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Sitompul, Alexander
Karakterisasi reservoar karbonat dan identifikasi fluida pengisi pori menggunakan inversi extended elastic impedance (EEI) = Carbonat reservoir characterization and pore fluid identification using extended elastic impedance (EEI) inversion at field "A"
"Sebuah penelitian mengenai karakterisasi reservoar karbonat dan identifikasi fluida pengisi pori pada lapangan ?A? yang berlokasi di Cekungan Jawa Timur Utara telah dilakukan. Inversi EEI digunakan sebagai alat untuk mengetahui distribusi hidrokarbon di bawah permukaan. EEI/impedansi elastik yang merupakan ?kasus? umum dari impedansi akustik (hanya pada sudut normal) ternyata berkorelasi dengan beberapa parameter elastik pada sudut (χ) spesifik, yang dikenal dengan istilah best chi angle. Spektrum EEI (χ = -90 sampai χ = 90) dikorelasikan dengan beberapa parameter elastik batuan, yakni vp/vs ratio, lambda-rho, mu-rho, porositas, saturation water, poisson?s ratio, dan Vclay. Parameter-parameter elastik tersebut berguna sebagai pembeda litologi dan fluida pengisi pori. Namun korelasi yang baik hanya diperoleh pada parameter vp/vs ratio, lambda-rho, dan mu-rho. Kemudian dibentuk tiga model volume EEI untuk masing-masing parameter tersebut dan dilakukan inversi. Volume EEI yang berkorelasi dengan mu-rho yang berguna sebagai pembeda litologi menunjukkan bahwa reservoar karbonat menyebar ke arah Barat laut relatif terhadap tiga sumur yang digunakan dalam penelitian. Kedua volume EEI yang berkorelasi dengan vp/vs ratio dan lamda-rho yang berguna sebagai pembeda fluida pengisi pori menunjukkan bahwa fluida pengisi pori ialah gas.
A study case of carbonat reservoir characterization and pore fluid identification of Field ?A? located at East North Java Basin was did. EEI inversion is used as tool to find the distribution of hydrocarbon beneath the surface. EEI or simply elastic impedance which the general case of acoustic impedance (only at normal incident) correlate with some certain elastic parameters with specific angle that called as the best chi angle. EEI spectrum (χ = -90o through χ = 90o) was correlated with few elastic parameters, i.e. vp/vs ratio, lambda-rho, mu-rho, porosity, saturation water, poisson?s ratio, and Vclay. Those parameters used for lithology and pore fluid discrimination. However only vp/vs ratio, lambda-rho, and mu-rho who have good enough correlation with EEI at certain angle. Then three EEI volume models for each parameters were made and inverted. EEI volume that correlated with mu-rho that used for lithology dicrimination shows that the carbonat reservoir spread to the north west direction relative to the three wells used in this study, according to the very high mu-rho value. And then both of the EEI volume correlated with vp/vs ratio and lambda-rho that used for pore fluid discrimination show that the pore fluid is gas, according to the very low vp/vs ratio value."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2016
S63657
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Asa Fadinda
Permodelan Fasies Karbonat dan Analisis Rock Type Pada Formasi Kujung Unit I, Lapangan Betta, Cekungan Jawa Timur, Indonesia = Carbonate Facies Modelling And Rock Type Analysis, Kujung Unit I Formation, Betta Field, East Java Basin, Indonesia
"Tekstur batuan karbonat dikenal dengan tingkat kompleksitas yang tinggi. Sehingga untuk
memahaminya dibutuhkan perhatian yang lebih mendetil. Mengingat batuan karbonat ada bermacam-macam dan terdapat pengaruh deformasi rongga sekunder, dimana hal tersebut berkaitan langsung dengan nilai properti, yakni porositas dan permeabilitas. Berdasarkan nilai
pengukuran properti pada sampel batuan inti yang sering dijadikan acuan, kadang masih menimbulkan kesalahan pada hasil permodelan dan keadaan sebenarnya. Oleh karena itu dibutuhkan metode yang dapat menghubungkan antara analisis kualitatif (fasies pengendapan)
dan kuantitatif (korelasi nilai properti). Analisis fasies pengendapan dilakukan dengan acuan data wireline log, sample batuan inti, biostratigrafi, dan petrografi. Kemudian untuk analisis kuantitatif (rock typing) dilakukan dengan acuan nilai properti (porositas, permeabilitas, saturasi air, dan volume shale). Dalam menentukan metode kuantitatif yang paling tepat untuk digunakan dalam penelitian ini, penulis menyuguhkan metode Windland dan Hydraulic Flow
Unit. Pada penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan hubungan model fasies pengendapan dengan pembagian kelompok rock typing pada formasi Kujung unit I, lapangan “Betta”, Cekungan Jawa Timur Utara. Formasi Kujung Unit I top hingga bottom pada daerah penelitian
mengindikasikan adanya 13 parasekuen. Terdapat beberapa lithofacies yaitu mudstone hingga grainstone, dan shale. Berada pada lingkungan pengendapan laguna dan open shelf dimana situasi eustasy konstan sehingga mendukung pertumbuhan reef patch. Nilai properti yang
terkandung pada interval ini antara lain porosity berkisar 1.3% - 31.3% dan permeabilitasnya berkisar 0.04 mD hingga 1042 mD. Sehingga menghasilkan beberapa kelompok reservoir yang diberi ranking satu (1 - excellent), dua (2 – good), tiga (3 – poor), dan empat (4 – very poor) berdasarkan pengelompokan batuan dari kesamaan nilai flow unit (HFU) dan ukuran rongga
yang saling terkoneksi (R35).
The texture of carbonate rock is known as a high level of complexity because it has several varieties and the effect of secondary porosities, such as vugs and crystallization. So that is directly involved to its properties value. However, the properties that are measured on core samples as a reference are often unmatched when it comes to modelling vs. actual condition. So, it is necessary to get the right method that can match between qualitative (depositional
facies) and quantitative analysis (properties correlation). Depositional facies interpretation is
controlled by wireline log data, core data sample, biostratigraphy, and also petrography report.
Later on, the quantitative analysis (rock typing) determined by combining reservoir properties
values, which are porosity, permeability, water saturation, clay volume. The next step is to get
the right quantitative analysis method for this research, we provide Windland and hydraulic
flow unit method to identify rock typing of carbonate reservoir. The objective from this research is to find correlation between depositional facies and its quality of carbonate Kujung unit I reservoir groups that located in “Betta” field, North East Java basin. Kujung Unit I formation from top to bottom in the research area indicates the presence of 13 parasequences.
There are several lithofacies namely mudstone to grainstone and shale. It is in a lagoon deposition environment and open shelf where the eustasy situation is relatifly constant thus supporting the growth of reef patches. The property values contained at this interval include porosity ranging from 1.3% - 31.3% and its permeability ranges from 0.04 mD to 1042 mD. Thus producing several reservoir groups ranked one (1 - excellent), two (2 - good), three (3 - poor), and four (4 - very poor) based on rock typing analysis based on the similarity of flow unit value (HFU) and the size of interconnected pores (R35)."
Depok: Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Indonesia, 2021
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>