Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Dengan keterbatasan data seismik yang tidak mampu menampilkan parameter-parameter fisis layaknya data sumur dan juga ketiadaan data shear-wave yang sangat penting dalam identifikasi fluida dan litologi, maka dibutuhkan metode yang mampu mengakomodir keterbatasan tersebut. Dengan memanfaatkan sumur sekitar yang memiliki informasi shear-wave, maka dapat dilakukan perhitungan stastistik menggunakan genetic algorithm untuk memperoleh algoritma yang mampu memprediksi shear-wave secara akurat dan merepresentasikan informasi fluida maupun litologi bawah permukaan. Bermodalkan shear-wave hasil prediksi yang akurat tersebut, maka dapat pula dilakukan inversi EEI dengan baik yang mampu menghasilkan volume seismik yang memiliki informasi parameter-parameter fisis layaknya data sumur. Inversi EEI dilakukan pada parameter lambda-rho, mu-rho, Vp/Vs ratio, porosity, density, water saturation, resistivity, dan gamma ray. Analisa terhadap inversi EEI dilakukan secara terpusat pada horizon B-32. Berdasarkan inversi EEI yang dilakukan, dapat diperoleh peta persebaran anomali hidrokarbon dan peta persebaran litologi. Peta persebaran anomali hidrokarbon ditunjukkan oleh parameter lambda-rho, Vp/Vs ratio, density, water saturation, dan resistivity. Sedangkan peta persebaran litologi ditunjukkan oleh parameter mu-rho, porosity, dan gamma ray.

---

With the limitation of seismic data that cannot showing physical properties as well log data and without shear-wave that very important in identification of fluid and lithology, so it needed method that can solve and accommodate the limitation. By utilizing shear-wave from another well log data, shear-wave can be predicted statistically by genetic algorithm method. Shear-wave predicted are reliable and represent fluid and lithology information that is key to perform EEI inversion. EEI inversion are used to produce seismic volume that contains physical properties as well log data. EEI inversion analysis are concentrated on horizon B-32 and resulting maps that contains information of distribution of hydrocarbon and lithology. Maps of hydrocarbon distribution are consist of physical parameter such as lambda-rho, Vp/Vs ratio, density, water saturation, and resistivity. Maps of lithology distribution are consist of physical parameter such as mu-rho, porosity, and gamma ray."

"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."

"Pemetaan distribusi reservoir melalui distribusi porositas pada lapangan Texaco dilakukan dengan menggunakan seismik inversi dan analisa multi atribut. 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 seismik sparse-spike digunakan untuk melakukan proses tersebut. Hasil dari proses inversi juga digunakan sebagai atribut eksternal dalam proses analisis multi atribut neural network untuk memperkirakan distribusi nilai porositas dalam reservoar. Kajian mendalam terhadap hasil inversi dan analisa multi atribut ditekankan pada reservoar batu pasir pada pengendapan era Miocene yang ada pada interval horizon Miocene Early hingga Sand A. Identifikasi reservoar pada data log sumur memperlihatkan indikasi yang jelas pada kedalaman 2000m - 2100m dan dipertajam dengan fenomena bright spot pada interval waktu 2700ms - 2800ms. Hasil inversi memperlihatkan bahwa distribusi nilai impedansi akustik mampu membantu mendeliniasi sebaran reservoar dan hasil analisa multi atribut dapat melihat sebaran nilai porositas didalam reservoar.

---

Mapping reservoir distribution and its porosity in the Texaco field is done by using a combination of seismic inversion and multi attribute analysis. 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 Sparse-spike inversion of seismic method is used to perform the inversion process. The inverted result is used as an external attribute for multi attribute neural network process to delinieate porosity distribution of the reservoir.

This study is pointed out on sand reservoir, which was deposited in era of Miocene existing from horizon Miocene Early to Sand A. Reservoir identification from log data shows a clear indication of reservoir at a depths of 2000m-2100m dan sharpened with bright spot phenomena in the seismic data at depths of 2700ms-2800ms. AI inversion result are expected to help delineate the distribution of the reservoir and the multi attribute analysis result able to shows the reservoir porosity."

"Tesis ini membahas penentuan penyebaran reservoar batu pasir DST-5 dan DST-6 formasi Gumai dan penyebaran minyak pada reservoar tersebut di lapangan Jura dengan menggunakan pemodelan rock physics serta inversi AVO. Metoda ini digunakan karena diferensiasi litologi reservoir dengan non-reservoir tidak dapat dilakukan dengan menggunakan pemodelan Acoustic Impedance (AI). Karakterisasi reservoar dilakukan dengan analisa crossplot Lambda-Rho dan Mu-Rho sebagai parameter yang paling sensitif dalam membedakan litologi. Karakterisasi fluida dilakukan dengan analisa crossplot menggunakan parameter Lambda-Rho serta menggunakan metoda FRM (Fluid Replacement Modeling) untuk membedakan minyak dengan air. Karakterisasi reservoar dan fluida tersebut dikontrol oleh pengukuran data core pada sumur terdekat yang telah dikorelasikan dengan kondisi geologi bawah permukaan lapangan Jura. Hasil penelitian yang diperoleh berupa peta penyebaran lateral dari reservoar dan minyak di lapangan Jura.

---

The study is focused on the distribution of sandstone reservoir DST-5 and DST-6 and the distribution of oil on Gumai Formation in Jura Field using rock physics modeling and AVO inversion. This work was performed since Acoustic Impedance (AI) can not differentiate the reservoir and non-reservoir rock. The reservoir characterization is analyzed by cross plotting Lambda-Rho and Mu-Rho as a sensitive parameters to differentiate lithology. In addition the fluid characterization is analyzed by cross plotting Lambda-Rho and also using Fluid Replacement Modeling (FRM) to differentiate between oil and water. Those analyses were controlled by core measurement on the adjacent well, which already correlated with sub-surface geological condition of Jura field. The result of this study is a reservoir and oil distribution in Jura field using Lambda-Mu-Rho as sensitive parameters to differentiate lithology and fluid."

"Metode inversi EEI dapat mengkarakterisasi reservoar batuan, baik litologi maupun kandungan fluida pengisi pori. Metode EEI diharapkan dapat mengkarakterisasi reservoar di lokasi penelitian yang memiliki perselingan batuan pasir dan lempung dengan ketebalan kurang dari 60 ft. Parameter-parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah parameter yang memiliki koefisien korelasi yang tinggi antara log target dan log parameter pada sudut tertentu best chi angle . Parameter yang digunakan untuk melakukan inversi EEI pada penelitian ini adalah impedansi P AI , Vp/Vs, porositas total PHIT , dan volum lempung VCL.Hasil dari penelitian menunjukkan bahwa Formasi Lower Sihapas memiliki batuan pasir yang lebih dominan dibandingkan dengan Formasi Upper Sihapas. Pada batuan pasir di Formasi Lower Sihapas terdapat konten minyak yang ditandai dengan nilai volume lempung rendah, Vp/Vs rendah, dan saturasi air bernilai 25 - 60.

---

EEI inversion method can characterize reservoir rock, either lithology and fluid content. EEI method hopefully can characterize reservoir in research area that have lithology of sand and shale which have less than 60 ft thickness. Parameters that are used in EEI inversion are parameters that have high value of correlation coefficient Parameters that are used in this research are P impedance, Vp Vs, total porosity PHIT , and volume of clay VCL.

The results show that lithology in Lower SIhapas Formation have more dominant sandstone than Upper Sihapas Formation. Sandstone in Lower Sihapas Formation have oil content which is identified by low value of VCL, low value of Vp Vs, and water saturation value range from 25 60."

"Telah dilakukan penelitian pada reservoar karbonat di Lapangan "D" yang terletak pada cekungan Jawa Timur. Inversi seismik extended elastic impedance (EEI) digunakan untuk mengidentifikasi distribusi reservoar hidrokarbon pada reef karbonat. Pada sudut tertentu (χ) diperoleh nilai korelasi yang tinggi antara log target dengan log EEI yang merupakan best chi angle yang digunakan dalam membuat volum seismik scaled reflectivity. Korelasi log EEI dengan log LMR cukup besar dengan nilai sudut χ sebesar 12º (r=0.987287478) untuk parameter Lamda Rho, sedangkan parameter Mu Rho diperoleh nilai sudut χ sebesar -13º (r=0.995584548). Post stack inversi seismik sparse spike digunakan terhadap volum scaled reflectivity untuk mendapatkan seismik cube LMR. Sebagai hasilnya, sensitivitas parameter LMR terhadap keberadaan hidrokarbon digunakan untuk mengetahui kandungan fluida reservoar. Sumur D-02 memiliki potensi kandungan hidrokarbon yang cukup banyak dibandingkan dengan sumur D-01. Kemudian hasil inversi EEI digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar karbonat yang berarah Utara semakin dalam menyebar kearah Selatan dan membelok kearah Barat Daya.

---

A study of characterization of carbonate reservoir has been done in Field "D" located at East Java basin. Extended elastic impedance (EEI) seismic inversion was applied to identify the distribution of hydrocarbon reservoir in a reef carbonate. At a certain angle (  ) obtained high correlation between target log and EEI log that best chi angle which is used to make scaled reflectivity seismic cube. Correlation EEI log with target log is good enough at a value of  angle 12º (r = 0.987287478) for Lambda Rho parameters, while the Mu Rho parameter obtained the value of  angle -13º (r = 0.995584548). Post Stack Sparse Spike Seismic Inversion is applied to scaled reflectivity seismic cube to get LMR seismic cubes. As Results, sensitivity of LMR parameter with the presence of hydrocarbons is used the fluid content of reservoir. D-02 well has potential hydrocarbon content than D-01 well. Then, EEI inversion results are used to determinate carbonate reservoir distribution that its direction at North so deeply the distribution spread to South and divert to Southwest."

"Fractured Basement adalah batuan beku yang mengalami rekahan sehingga dapat menjadi salah satu jenis reservoar hidrokarbon. Sesar dan rekahan merupakan struktur penting dari reservoar yang menyebabkan terbentuknya porositas sekunder. Reservoar jenis ini salah satunya terletak di basement Pra-tersier pada cekungan Sumatera Selatan. Struktur geologi yang mendominasi daerah ini adalah antiklin, sesar, dan rekahan yang diduga kuat disebabkan oleh beberapa fase tektonik. Sesar serta rekahan tersebut akan dideteksi dengan menggunakan atribut coherence dan curvature. Atribut coherence pada dasarnya menghitung kesamaan trace dengan trace tetangganya, sehingga apabila ada ketidakkontinuan trace maka akan memberikan nilai similarity yang rendah, sedangkan curvature menghitung kelengkungan kurva pada suatu titik di kurva tersebut. Jenis curvature yang dipakai adalah most positif curvature dan most negatif curvature karena keefektifannya dalam mendeteksi sesar. Parameter atribut coherence, yaitu time gate, dan parameter curvature, yaitu stepout, akan divariasikan untuk mendapatkan parameter dengan hasil terbaik dalam mendeteksi sesar. Penerapan dip-steering cube pada atribut dan proses Fault Enhacement Filter akan meningkatkan kualitas dari hasil atribut coherence dan curvature. Hasil akhir dari atribut baik coherence dan curvature ini adalah penyebaran arah sesar pada horizon top basement Pra-tersier dengan orientasi dominan yaitu barat lauttenggara. Curvature ternyata dapat memetakan sesar lebih baik dari coherence karena baik major fault maupun minor fault dapat terdeteksi secara detil dengan curvature, sedangkan coherence tidak dapat mendeteksi sesar sedetil curvature. Secara kualitatif, arahsesar ini akan dikorelasikan dengan orientasi sesar dan rekahan yang terekam pada log FMI dalam bentuk diagram Rose, yaitu diagram yang dapat memetakan orientasi strike sesar. Didapat kesamaan orientasi sesar, yaitu barat laut-tenggara, dari hasil atribut curvature dan diagram Rose FMI yang menunjukkan keefektifan atribut ini dalam mendeteksi sesar.

---

Fractured Basement is the fractured igneous that can be one of hydrocarbon reservoir type. Faults and fractures is an important structure of the reservoir that forms the secondary porosity. One of these type of reservoir is located in the Pre-Tertiary basement in the South Sumatra basin. Geological structures that dominate this area are anticlines, faults, and fractures caused by some tectonic phases. Fault and fracture are detected using coherence and curvature attributes.

Coherence attribute basically calculates similarities of the trace with their neighbors, so if there is a discontinuities of the trace, it will provide a low similarity value, while curvature is calculating the curvature of the curve at a point on the curve. Type of curvature that is used is most positive and most negative curvature due to its effectiveness in detecting faults. Coherence attribute parameters, namely time gate, and the curvature parameter, namely stepout, will be varied to obtain the parameters with the best results in detecting faults. Applying dip-steering cubein attributes and Fault Enhacement Filter will improve the quality of the results of coherence and curvature attributes.

The end result of both coherence and curvature attributes are the dispersion of fault lineaments on the top horizon Pre-Tertiary basement with a dominant orientation is northwest-southeast. Curvature can map the faults better than coherence because both major and minor faults can be detected in detail with curvature, whereas coherence can not detect faults as precisely as curvature. Qualitatively, the direction of this fault will be correlated with the orientation of the fault and fracture recorded on FMI logs in the form of Rose diagram, ie a diagram can map the fault strike orientation. Obtaining similarity fault orientation, ie northwest-southeast, between the curvature attributes and Rose FMI diagram showing the effectiveness of this attribute in detecting faults."

"Inversi Extended Elastic Impedance (EEI) merupakan teknik inversi seismik yang secara optimal dapat memprediksi karakter dan keberadaan reservoar hidrokarbon dengan perluasan sudat datang gelombang dari -90° hingga 90°. Pada penelitian Lapangan ?Q? Sub-Cekungan Jambi, inversi EEI mampu mengkarakterisasi reservoar batupasir dan memprediksi keberadaan gas maupun minyak melalui parameter Vp/Vs ratio, lambda-rho dan mu-rho. Dalam inversi EEI dilakukan korelasi untuk mencari nilai korelasi maksimum pada sudut chi (χ) tertentu dari setiap parameter dengan melakukan korelasi antara log EEI dengan log target. Nilai sudut chi (χ) optimum atau best-chi agle ini kemudian digunakan untuk membuat volume scaled reflectivity yang dipakai dalam pembuatan model awal dan juga inversi. Proses inversi dilakukan dengan menggunakan inversi post-stack model based yang baik digunakan pada reservoar lapisan tipis. Hasil inversi selanjutnya digunakan untuk mengetahui penyebaran reservoar dimana hasilnya menunjukkan adanya kemungkinan resevoar yang mengandung gas dan minyak. Pada penelitian, nilai Vp/Vs ratio berkisar antara 16-18, nilai mu-rho berkisar antara 25-35 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk gas berkisar antara 20-22 (GPa*(g/cc)) dan lambda-rho untuk minyak berkisar 25-27 (GPa*(g/cc)).

---

Extended Elastic Impedance (EEI) inversion method is a seismic inversion technique that optimally can predict the character and the presence of hydrocarbon reservoir with the expansion of the angle?s coming wave from -90 ° to 90 °. In the field of research 'Q' Sub-Basin Jambi, EEI is able to characterize sandstones reservoir and predict the existence of gas or oil through the parameter of Vp / Vs ratio, lambda-rho and mu-rho. EEI is performed in correlation to seek the maximum correlation value at an optimum chi (χ) angle of each parameter specified by the correlation between the targets? logs with the EEI?s logs. Optimum chi (χ) angle or a best-chi angle is then used to create a scaled volume reflectivity that is used in making the initial model and also in inversion process. Inversion is done using post-stack inversion based model which is best used on thin reservoir layer. Inversion results are then used to determine the spread of the reservoir where the results indicate the possibility resevoar containing gas and oil. In the study, the value of Vp / Vs ratio ranged between 16-18, the mu-rho values ​​ranged between 25-35 (GPa * (g / cc)), the lambda-rho values for gas ranged between 20-22 (GPa * (g / cc)) and for oil ranged between 25-27 (GPa * (g / cc)).

"

"ABSTRAKLapangan ?X? terletak di Cekungan Sumatera Selatan tepatnya pada Formasi Talang Akar. Telah teridentifikasi sebelumnya bahwa pada lapangan ini tersaturasi hidrokarbon berupa condensate dan minyak. Zona target berupa paket-paket reservoir karena sistem pengendapannya berada pada lingkungan delta. Inversi simultan akan menghasilkan impedansi P, impedansi S, dan densitas. Dengan menggunakan parameter Zp, Zs, dan densitas, dapat diketahui persebaran zona hidrokarbon secara lateral. Impedansi P sensitif terhadap identifikasi hidrokarbon dikarenakan mengandung komponen inkompresibilitas. Sementara parameter impedansi S digunakan untuk identifikasi litologi karena mengandung komponen rigiditas yang sensitif terhadap matriks batuan. Untuk mengontrol inversi seismik, digunakan informasi dari log sumur. Analisis krosplot dari parameter fisis sumur dilakukan guna mengetahui anomali persebaran data. Anomali ini biasanya menandakan zona hidrokarbon. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa persebaran litologi dan zona hidrokarbon teridentifikasi dengan cukup baik dengan parameter Zp, Zs dan densitas.

---

ABSTRACTField "X" is located in the South Sumatra Basin precisely in Talang Akar Formation. Have been identified earlier that the field is saturated by hydrocarbons in the form of condensate and oil. Target zone in the form are packets of reservoir because the deposition system on this field are in the delta environment.Simultaneous inversion will generate impedance P, S impedance, and density. By using the parameter Zp, Zs and density, hydrocarbon zone can be seen spread laterally. Impedance P sensitive to the identification of hydrocarbon-containing due components of incompresibility . While the S impedance parameter is used to identify lithology because it contains components of rigidity that are sensitive to matrix of rock. In addition, information from well logs are used to control the seismic inversion. Crossplot analysis of the physical parameters of the wells was conducted to determine the distribution of data anomalies. This anomaly usually indicates a hydrocarbon zone.The results showed that the distribution of lithology and hydrocarbon zones identified quite well with Zp, Zs, and density."

"ABSTRAKLapangan WR yang merupakan area target penelitian berada pada cekungan Bonaparte, dengan target reservoar batupasir berumur jurassic dan fluida yang tersaturasi berupa gas. Karakter reservoar dari data sumur mengindikasikan lingkungan pengendapan daerah Estuarine, dengan tipe batupasir yang blocky dengan sedikit sisipan serpih. Terdapat data seismik 3D prestack dan tiga data sumur yang memiliki kecepatan gelombang-P Vp dan gelombang-S Vs . Dalam perkembangannya terdapat tiga metode dengan memanfaatkan Vp dan Vs yaitu Extended Elastic Impedance EEI 2002 , Poisson Impedance PI 2006 , dan Curved Pseudo Elastic Impedance CPEI 2014 . Ketiga metode tersebut diaplikasikan pada data seismik dan sumur untuk melihat perbandingannya dalam mengkarakterisasi reservoar pada lapangan WR berupa persebaran litologi dan fluida secara lateral maupun vertikal. Hasil yang didapat dari ketiga metode tersebut berkorelasi baik dengan litologi pada nilai sudut chi ? untuk EEI 30 , PI 59 , dan CPEI -69 , sedangkan dengan fluida didapatkan nilai chi ? yang berkorelasi dengan EEI 20 , PI 51 , dan CPEI -60 . Korelasi tertinggi terhadap target log litologi yaitu log GR dan fluida berupa log SW dari ketiga metode tersebut adalah metode CPEI dengan korelasi 0.881 untuk log GR dan 0.604 untuk log SW. Secara vertikal dari ketiga metode tersebut menunjukkan karakter reservoar yang cukup baik dengan tingkat saturasi gas yang cukup tinggi. Hasil persebaran lateral dari ketiga metode tersebut menunjukkan karakter lingkungan pengendapan pada reservoir target berada pada lingkungan estuarine, dengan arah dari sumber supplay sedimen berarah tenggara, dan hasil ini cocok dengan konsep geologi regional pada lapangan tersebut.

---

ABSTRACTThe WR field, which is the target area of the study, is in the bonaparte basin, with the target of jurassic sandstone reservoirs with saturated gas fluid. The reservoir character of the well data indicates the deposition environment of the estuarine region, with blocky sandy type with slight shale inserts. There are prestack 3D seismic data and three well data that have P wave velocity Vp and S wave Vs . In its development there are three methods by utilizing Vp and Vs namely Extended Elastic Impedance EEI 2002 , Poisson Impedance PI 2006 , and Curved Pseudo Elastic Impedance CPEI 2014 . All three methods are applied to seismic and well data to see the comparison in characterizing reservoir on WR field in the form of lateral and vertical lithology and fluid spread. The results obtained from these three methods correlate well with lithology at the angle value of chi for EEI 300 , PI 590 , and CPEI 690 , whereas with fluid obtained chi values correlated with EEI 200 , PI 510 , and CPEI 600 . The highest correlation to the log lithology targets ie log GR and the SW log flu of the three methods is the CPEI method with the correlation of 0.881 for the GR log and 0.604 for the SW log. The vertical of the three methods shows a good reservoir character with high saturation rate of gas. The result of the lateral distribution of the three methods shows the character of the deposition environment in the target reservoir located in the estuarine environment, with the direction from the source of the southeast centered sedimentary sediment, and the result matches the regional geological concept in the field. "